El mercado energético español mantiene en 2026 un comportamiento marcado por la volatilidad de precios, los ajustes en los mercados de futuros y una mayor exigencia de flexibilidad al sistema eléctrico. Para los responsables de energía, compras y dirección financiera, disponer de una lectura mensual clara de estos movimientos —y no solo del precio del día— es lo que permite ajustar con criterio la estrategia de compra, cobertura y consumo.
Este es el análisis de iGEX de los mercados de la electricidad, el gas y el CO2 correspondiente a julio de 2026, junto con las últimas activaciones del Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD), relevantes para la industria con capacidad de flexibilizar su consumo.
Electricidad
El precio medio del mercado diario (OMIE) para julio de 2026 se ha situado en 104,75 €/MWh, lo que supone un encarecimiento del 50,51% respecto a junio de 2026 y del 49,61% frente a julio de 2025, elevando la media acumulada del año hasta los 57,86 €/MWh.
El mercado de futuros OMIP confirma esta tendencia alcista en la práctica totalidad de los productos negociados: el Q4-2026 cierra en 106,49 €/MWh (+23,12% mensual; +50,26% interanual), el Q1-2027 en 86,50 €/MWh (+21,23%; +31,04%), el Q2-2027 en 47,73 €/MWh (+9,72%; +29,38%) y el Y-2027 en 67,65 €/MWh (+11,88%; +11,91%).
La evolución diaria refleja además una notable volatilidad intramensual, con una clara escalada de precios en la segunda quincena de julio y sesiones que han superado los 140 €/MWh. El coste de los servicios de ajuste repunta levemente hasta los 17,49 €/MWh, frente a los 17,20 €/MWh de junio, si bien se mantiene alejado de los máximos de 24,77 y 27,83 €/MWh registrados en febrero y marzo de 2026.
En cuanto al mix de generación, la aportación renovable retrocede hasta el 54,13% del total, frente al 58,45% de junio, si bien la solar fotovoltaica sigue siendo la tecnología que más energía aporta, con un 28,34% (29,45% en junio).
Para las empresas con suministro indexado a mercado, un repunte de esta magnitud se traduce en un encarecimiento directo de la factura justo en el mes de mayor consumo por climatización, lo que refuerza la conveniencia de revisar la estrategia de contratación y valorar mecanismos que reduzcan la exposición a esta volatilidad.
Gas
Los precios spot de los principales hubs europeos registran un fuerte encarecimiento en julio de 2026: el MIBGAS cierra en 55,00 €/MWh, un 22,51% por encima de junio, mientras que el TTF se sitúa en 53,26 €/MWh, un 19,26% superior, ambos con un rango de cotización amplio a lo largo del mes (entre 43,76 y 65,03 €/MWh en MIBGAS, y entre 42,91 y 63,28 €/MWh en TTF).
Este repunte se traslada con fuerza al mercado de futuros, especialmente en los productos más cercanos: el Q4-2026 se encarece un 34,05% en MIBGAS (57,83 €/MWh) y un 34,86% en TTF (58,40 €/MWh).
El precio del Brent, por el contrario, se abarata un 2,41% en el mercado spot hasta los 83,41 $/bbl, con el tipo de cambio en 1,1419 $/€ (-0,86%); no obstante, en el mercado de futuros se observan encarecimientos generalizados y decrecientes con el horizonte temporal, desde el 12,68% del Q4-2026 hasta el 8,05% del Y-2027, lo que indica que el mercado anticipa un repunte sostenido del crudo a corto y medio plazo pese a la corrección puntual del spot.
En cuanto a la demanda de gas, la evolución mensual mantiene el patrón estacional propio del verano, con la demanda convencional por debajo de los niveles alcanzados durante los meses de invierno, mientras que los almacenamientos subterráneos europeos se encuentran en su fase habitual de llenado previa al próximo invierno.
Para los sectores industriales con procesos intensivos en gas natural —cerámica, alimentación, vidrio o papel, entre otros—, el encarecimiento simultáneo del spot y de los productos de futuros más cercanos reduce el margen para posponer decisiones de cobertura, y hace más relevante contar con un diagnóstico actualizado de las opciones de contratación disponibles.
CO2
La cotización de los derechos de emisión de CO2 (EUA) prolonga su tendencia alcista durante julio de 2026, cerrando el mes en 80,41 €/Tn, un 3,18% por encima de los 77,93 €/Tn de junio. El precio ha oscilado a lo largo del mes entre un máximo de 85,64 €/Tn y un mínimo de 77,94 €/Tn, un rango de variación moderado que confirma la consolidación de la tendencia alcista iniciada meses atrás, tal y como refleja el comparativo frente a EUROSTOXX, Brent y TTF, donde el EUA muestra uno de los mayores repuntes relativos desde febrero de 2026.
Este encarecimiento sostenido del CO2 refuerza un mensaje que ya venimos trasladando desde iGEX a las empresas sujetas al régimen de comercio de derechos de emisión o expuestas a su repercusión indirecta en el precio eléctrico: las medidas de eficiencia y descarbonización dejan de ser solo una palanca de sostenibilidad para convertirse también en una vía directa de contención de costes.
Novedades en el Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD): últimas activaciones
Para el segundo semestre de 2026, Red Eléctrica de España asignó 1.775 MW al Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD), el mecanismo mediante el cual grandes consumidores industriales se comprometen a reducir su consumo eléctrico a cambio de una retribución: 42,62 €/MW por disponibilidad, hasta un total de 100.497,96 € por cada MW durante los 6 meses de vigencia si se mantiene una disponibilidad del 100%.
El mes de julio de 2026 ha puesto a prueba este mecanismo en dos ocasiones muy próximas en el tiempo. El día 15 de julio, Red Eléctrica solicitó primero una reducción de 1.200 MW a las 21:43 h y, poco después, otros 1.500 MW adicionales. Apenas una semana más tarde, el 22 de julio, se activó una nueva reducción de 943 MW entre las 22:18 h y la medianoche. En ambos casos, el desencadenante fue una caída de la generación por debajo de lo previsto, coincidiendo con los picos de demanda.
Red Eléctrica ha subrayado que en ningún momento se ha comprometido la continuidad del suministro, y que el objetivo de estas activaciones es de carácter preventivo: garantizar el nivel de reservas del sistema ante situaciones puntuales de menor disponibilidad renovable. No obstante, el hecho de que se hayan producido dos activaciones en menos de siete días —la segunda y la tercera del año— confirma el papel cada vez más relevante que la flexibilidad de la demanda industrial está llamada a desempeñar en la estabilidad del sistema eléctrico peninsular.
Para los grandes consumidores industriales, esta mayor frecuencia de activaciones es una señal a tener en cuenta: quienes ya participan en el SRAD ven reforzado el valor de su compromiso de flexibilidad, y quienes todavía no lo hacen tienen en este mecanismo una fuente adicional de ingresos que conviene valorar junto al resto de su estrategia de gestión energética.
Cómo trasladar estos datos a la estrategia energética de tu empresa
Interpretar estos movimientos de precios y anticiparse a episodios como las activaciones del SRAD exige un seguimiento continuo, no solo una foto mensual. Con LuzIA, la plataforma de monitorización energética de iGEX, las empresas pueden cruzar su consumo real con la evolución de los mercados de electricidad, gas y CO2, y detectar así el momento más adecuado para renegociar contratos, activar coberturas o valorar su participación en mecanismos de flexibilidad.
Desde iGEX analizamos estas tendencias mes a mes, valoramos su impacto real sobre cada sector industrial y orientamos la implantación de medidas de eficiencia energética y estrategias de compra ajustadas a este contexto. Si tu empresa quiere revisar su exposición al mercado o valorar su participación en el SRAD, puedes partir de un estudio energético o ponerte en contacto con nuestro equipo.
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