Pilares del mercado energético
Electricidad
Subida moderada
Gas
Subida moderada
Petróleo
Subida moderada
Julio rompe todos los registros del año: calor extremo, gas caro y geopolítica aún sin resolver
Julio de 2026 ha sido el mes más complejo del año. La re-escalada del conflicto en torno al Estrecho de Ormuz ha vuelto a tensar los mercados del gas y el petróleo, y esa tensión ha coincidido con las sucesivas olas de calor que han disparado la demanda eléctrica muy por encima de lo habitual. El resultado es un mercado energético en el que los tres pilares han subido a la vez, algo que no ocurría desde los primeros meses del conflicto.
Electricidad
El calor dispara el precio eléctrico a máximos de tres años
El mercado mayorista eléctrico (OMIE) avanza dejando un precio medio de 104,75 €/MWh en julio, el nivel mensual más alto desde 2023. Supone un salto del +50,5 % respecto a junio (69,59 €/MWh) y del +49,6 % frente a julio de 2025 (70,01 €/MWh). Si se añaden los costes del sistema, el precio final de la electricidad se situó en el entorno de los 122,8 €/MWh.
La media mensual esconde una volatilidad diaria extrema. El día más caro fue el 22 de julio, con 150,32 €/MWh, y en las jornadas de mayor calor el mercado llegó a marcar máximos horarios por encima de los 230 €/MWh, frente a mínimos de apenas 1,08 €/MWh en las horas centrales de sol. Julio ha combinado los peores factores posibles: calor extremo, poco viento, hidráulica escasa y gas disparado, todo a la vez.
Cuatro factores se reforzaron entre sí y golpearon justo en las horas de mayor demanda.
- Olas de calor y demanda disparada
Las sucesivas olas de calor dispararon el uso del aire acondicionado y elevaron la demanda eléctrica en torno a un +4,5 % mensual, con puntas de hasta el +14,5 % en los tramos de mayor consumo. El 8 de julio la demanda peninsular alcanzó los 812,6 GWh, la segunda cifra más alta desde enero de 2021 y muy cerca del récord histórico de verano.
- Renovables débiles en el momento equivocado
El margen renovable, que suele abaratar el mercado español, se redujo justo cuando más se necesitaba. La eólica apenas cubrió el 14,5 % de la generación, muy por debajo de su cuota habitual. La fotovoltaica siguió hundiendo los precios durante el mediodía, pero al caer la radiación por la tarde la demanda seguía altísima por la refrigeración, y esas horas sin sol las marcó el gas a precios muy elevados.
- Gas caro como tecnología marginal
El coste del gas se encareció alrededor de un 66 % interanual por la tensión geopolítica en el Estrecho de Ormuz. Como los ciclos combinados fijan el precio marginal en las horas sin sol, ese encarecimiento se trasladó directamente al precio mayorista.
- Exportaciones récord a una Europa también en ola de calor
La ola de calor fue continental: Bélgica superó los 933 €/MWh en horas críticas, Países Bajos los 799 y Alemania los 665. Esa tensión disparó las exportaciones españolas un +24,5 %, drenando capacidad del sistema nacional y contribuyendo a tensar los precios internos.
En la media de julio, el precio español (104,75 €/MWh) quedó prácticamente igualado al alemán (105,45 €/MWh), algo insólito en un mercado donde España mantiene habitualmente una ventaja estructural significativa.
Los servicios de ajuste cerraron julio en 18,07 €/MWh, en línea con junio y por encima de los registros de julio de 2025 (15,39 €/MWh) y julio de 2024 (8,17 €/MWh), lo que refleja que el sistema sigue requiriendo un nivel elevado de servicios complementarios.
De cara a los próximos meses, los futuros anticipan que la presión se mantendrá: el producto de agosto cotizaba a finales de julio en 114 €/MWh y el del cuarto trimestre en 109,35 €/MWh, incorporando el encarecimiento del gas, las bajas reservas europeas y la incertidumbre sobre el suministro de Oriente Medio.
Gas natural
La re-escalada del conflicto de Ormuz dispara el precio al máximo del año
El mercado ibérico del gas (MIBGAS) cerró el mes de julio con un precio medio de 55,50 €/MWh, su nivel más alto de 2026, superando incluso el pico de marzo (52,66 €/MWh) que marcó la primera fase de la crisis. Supone un salto del +23,5 % respecto a junio (44,93 €/MWh) y de en torno al +63 % frente a julio de 2025 (34,03 €/MWh).
La mejoría observada en junio desapareció por completo en julio. La trayectoria del mes puede resumirse en cuatro fases:
- Primeros días: el precio se mantuvo en el entorno de junio (~44-46 €/MWh) mientras se sostenía el frágil alto el fuego.
- Ruptura del 8 al 10 de julio: Estados Unidos reanudó los bombardeos, el memorando de entendimiento con Irán se declaró sin valor y Ormuz volvió a quedar bloqueado. El TTF superó repetidamente los 60 €/MWh.
- Escalada a mediados de mes: con el bloqueo de puertos iraníes desde el 15 de julio y Teherán declarando Ormuz cerrado, el TTF marcó su cierre más alto desde enero de 2023.
- Ligero alivio final: a finales de mes, el primer buque metanero catarí atravesó Ormuz en más de tres semanas, lo que aflojó ligeramente el precio, aunque el mes cerró con una subida acumulada superior al 33 %.
Tres elementos explican por qué la subida ha sido tan intensa. La ruptura del acuerdo paralizó de nuevo el GNL catarí, cortando de golpe una recuperación de los envíos que apenas empezaba. Europa se abastece de en torno al 12-14 % de su GNL desde Catar, un volumen que desaparece del mercado mientras Ormuz permanezca cerrado. A ello se suma que tanto Ormuz como el Bab el-Mandeb, la otra ruta clave del GNL del Golfo hacia Europa, quedaron afectados a la vez por el conflicto. Y los almacenes europeos, que ya partían de niveles deficitarios, se situaron en torno al 51 % de capacidad a mediados de julio, unos 23 puntos por debajo de la media estacional, sin capacidad de alcanzar el objetivo del 80 % antes del 1 de noviembre al ritmo actual.
Con la oferta cortada por el conflicto, los almacenes en mínimos y el calor disparando la demanda, el precio no ha tenido margen para relajarse pese a los intentos puntuales de desescalada. Mientras Ormuz siga cerrado y los almacenes europeos no recuperen un ritmo de llenado normal, la reconstrucción de reservas de cara al invierno será la variable decisiva del segundo semestre.
Petróleo
La alta volatilidad por el conflicto impulsa la subida del petróleo
El barril de Brent a final de mes registró un precio en torno a los 88 USD/bbl, tras una subida mensual de casi el 24 %, su mayor avance en un solo mes desde marzo. El WTI siguió la misma trayectoria, cerrando cerca de los 84-85 USD/bbl.
El detonante fue idéntico al del gas y la electricidad: la re-escalada del conflicto en torno a Ormuz. Pese a la fuerte subida, el Brent se mantuvo por debajo del pico de marzo, cuando llegó a rozar los 110 USD/bbl.
Julio fue un mes de altísima volatilidad, con el precio oscilando al ritmo de cada noticia bélica. La ruptura del alto el fuego el 8 de julio impulsó el Brent un 5,2 % en una sola sesión. A mediados de mes, tras nueve noches consecutivas de bombardeos y el embargo marítimo declarado por los hutíes contra Arabia Saudí, el crudo ya acumulaba cerca de un 20 % de subida mensual. El pico llegó el 22-23 de julio, con el WTI avanzando un 6 % hasta los 92,19 USD/bbl tras los ataques hutíes a petroleros saudíes. Los vaivenes finales de mes, entre conversaciones diplomáticas y nuevas amenazas, cerraron julio cerca de los 88–90 USD/bbl.
Más allá de Ormuz, otros focos de riesgo añadieron presión sobre la oferta: la actividad hutí en el Mar Rojo y el Bab el-Mandeb, los ataques contra instalaciones petroleras saudíes, la caída de las reservas de crudo en Estados Unidos y el riesgo sobre la infraestructura de exportación rusa en el Mar Negro.
Las previsiones de los analistas dependen casi por completo de la evolución de Ormuz. Goldman Sachs calcula que el Brent podría relajarse hacia los 80 USD/bbl a final de año si el estrecho reabre plenamente en el último trimestre. Otros analistas se mantienen escépticos ante un avance diplomático rápido y advierten de que los ataques a la infraestructura saudí representan una nueva fuente de riesgo alcista mientras el conflicto no se resuelva.
Recomendaciones de contratación de luz y gas
ELECTRICIDAD
Sin oportunidad en el corto plazo, cobertura selectiva a partir de 2027
- Resto de 2026: el mercado cotiza en torno a 105 €/MWh, con una tensión sobre el precio muy elevada. No se recomiendan cierres generalizados a estos niveles. Seguimiento activo y gestión horaria del consumo.
- 2027: cotiza en 67 €/MWh. La estrategia más razonable es mantener el primer semestre abierto, ya que al ser más barato por su mayor aportación renovable, se podría cerrar parcialmente el tercer y cuarto trimestre, con un precio medio anual potencialmente inferior a 60 €/MWh.
- 2028: cobertura elevada, aprovechando niveles próximos a 56,40 €/MWh.
- 2029–2030: cerrar porcentajes relevantes, e incluso muy elevados en clientes con consumos estables, con cotizaciones de 53 €/MWh y 51,60 €/MWh respectivamente.
- PPA financiero 2027-2031: alternativa estratégica para clientes que busquen estabilidad a largo plazo, con precios en el entorno de 55 €/MWh.
La conclusión es que el mercado eléctrico ofrece actualmente pocas oportunidades en el corto plazo, pero sí presenta una ventana atractiva para construir coberturas de medio y largo plazo. En un contexto geopolítico complejo y con una elevada dependencia del gas en las horas marginales, asegurar precios entre 51 y 56 €/MWh para los años 2028-2030 es una estrategia prudente de gestión del riesgo energético.
GAS
- generalizados, salvo clientes con alta aversión al riesgo o consumos concentrados en los meses de invierno.
- Q1 2027: cotiza en torno a 56 €/MWh y es el tramo que realmente encarece el año. En clientes con consumo estacional de calefacción, puede ser razonable estudiar una cobertura específica de este trimestre.
- 2027 completo: cotiza en 42,20 €/MWh. Cobertura parcial razonable en clientes con consumo estable, sin necesidad de cubrir el mayor volumen posible.
- 2028: comenzar a cerrar porcentajes relevantes del consumo previsto, aprovechando niveles próximos a 29,20 €/MWh.
- 2029-2030: cerrar todo el volumen posible, especialmente en clientes con consumos estables, con cotizaciones en el entorno de 25 €/MWh.
En GESE disponemos de acuerdos con determinadas comercializadoras que permiten estructurar coberturas en estos horizontes, donde el mercado ofrece habitualmente menos alternativas.
Julio ha dejado claro que la geopolítica sigue siendo el principal motor del mercado energético. Cuando el conflicto en Ormuz se intensifica, el gas sube, la electricidad sube y el petróleo sube. En este contexto, el corto plazo ofrece pocas oportunidades de actuación, mientras que los años 2028-2030 presentan una oportunidad de cobertura clara, tanto en electricidad como en gas, que conviene aprovechar antes de que el escenario cambie.