Análisis mensual del mercado eléctrico español: Junio 2026
El mes de junio de 2026 estuvo marcado por una nueva subida en los precios del mercado eléctrico español. El fuerte protagonismo de la solar fotovoltaica, el menor peso de la hidráulica, el peso de los servicios de ajuste y la evolución del mercado gasista siguieron condicionando el comportamiento del sistema eléctrico.
En este artículo, analizamos los factores clave que influyeron en el comportamiento del mercado: desde la evolución de la demanda eléctrica hasta la participación de las distintas tecnologías de generación, y cómo los intercambios internacionales impactaron en la dinámica general del sistema. Antes de entrar en el detalle, este cuadro de mando resume de un vistazo los principales indicadores del mes.
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Este análisis del Informe de Evolución del Mercado de Electricidad de OMIE tiene como objetivo ofrecer una visión clara y comprensible del panorama energético durante junio.
Precios y volúmenes en el mercado diario
Según REE, la demanda eléctrica nacional, en términos brutos, alcanzó los 21.970 GWh en junio de 2026. Esto supone un 17,4 % más que el mes anterior, y un 0,5 % más que en junio de 2025. Una vez corregidos los efectos de laboralidad y temperatura, la variación fue del -0,9% interanual.
En términos de volumen de energía negociada en el mercado diario, alcanzó los 22.401 GWh:
- Aumento de 1.606 GWh (+7,72%) en comparación con el mes anterior.
- Aumento de 3.084 GWh (+16%) en comparación con junio de 2025.
En cuanto a los precios, el mercado diario gestionado por OMIE experimentó una subida significativa. El precio medio se situó en 69,92€/MWh:
- Aumento de 15,76 €/MWh (+29,1%) en comparación con el mes anterior.
- Disminución de 3,47€ /MWh (-4,73%) en comparación con junio de 2025.
Impacto de los servicios de ajuste en el precio de la electricidad
El coste de los servicios de ajuste siguió teniendo un peso relevante en el precio de la electricidad en junio de 2026:
- Representaron el 20% del precio medio final, añadiendo 17,44€/MWh al coste de la electricidad.
- El coste total de estos servicios fue un 18,2% mayor que en junio de 2025.
Composición de la generación: El rol de las tecnologías en el mix energético
La composición del mix de generación mostró dos variaciones importantes entre las tecnologías que alimentan el sistema eléctrico español:
- Ciclo combinado: El ciclo combinado registró una cuota del 1,7%, lo que supone un aumento de 1,7 puntos porcentuales respecto al mes anterior.
- Energía hidráulica: La energía hidráulica redujo su participación al 10,4%, lo que supone 3 puntos porcentuales menos en comparación con el mes anterior.
Las entregas de gas para generación eléctrica supusieron 8,6 TWh (-12,24% vs junio de 2025) y, como se observa en el gráfico, representaron el 1,7% del mix.
En Portugal, los mayores cambios en las cuotas de mercado se han producido en la energía solar fotovoltaica (23,6%) que ha aumentado en 4,9 puntos porcentuales respecto al mes anterior, y en la energía hidráulica (36,6%), que ha disminuido en 9 puntos porcentuales respecto a mayo.
Mercado intradiario: Flexibilidad y ajuste en tiempo real
El mercado intradiario, clave para equilibrar oferta y demanda en plazos cortos, mostró una evolución desigual entre las subastas europeas y el mercado continuo durante junio de 2026.
Mercado intradiario de subastas europeas
El mercado intradiario permite realizar ajustes a un coste relativamente bajo y este mes destaca por los siguientes aspectos:
- El precio medio volvió a situarse por debajo del mercado diario, concretamente un 1,9%.
- La negociación total en el mercado intradiario de subastas europeas se redujo un 1,42%, y su participación en el volumen negociado en mercado diario se redujo un 8,44% respecto al mes anterior.
Fuente: OMIE
Mercado intradiario continuo
El mercado continuo facilita una mayor flexibilidad, mejorando así la eficiencia de los recursos disponibles. Este mes destaca por los siguientes aspectos:
- El precio medio volvió a ser un 15,3% inferior al del mercado diario.
- El volumen negociado se redujo un 23,35%, y su participación en el mercado diario aumentó un 28,9%.
Fuente: OMIE
El precio final medio de la demanda eléctrica peninsular fue de 87,06€/MWh, lo que representa una subida del 15,1% respecto al mes anterior. Además, el mercado diario e intradiario representaron el 79,8% de dicho precio final (los servicios de ajuste han supuesto un 20% del precio).
A continuación, mostramos un gráfico en el que se presenta el peso del coste de los servicios de ajuste en el precio final.
Intercambios internacionales: Rentas de congestión y precios diferenciados
Los intercambios internacionales son una pieza fundamental en la estabilidad del sistema eléctrico ibérico, y en junio se registraron importantes variaciones en las rentas de congestión, tanto con Francia como con Portugal:
La interconexión España – Francia generó 44 millones de euros.
- Un 70,2% superior a la renta del mes anterior.
- Un 22,9% superior en comparación con el mismo mes del año anterior.
- Durante junio, se produjeron diferencias de precios entre las dos zonas en el 77,8% de las horas.
En contraste, la interconexión con Portugal presentó una menor contribución.
La interconexión España – Portugal generó 1.712.097 €.
- Un 279,6% superior a la renta del mes anterior.
- Un 49,7% inferior en comparación con el mismo mes del año anterior.
- Las diferencias de precios entre España y Portugal se dieron en el 9,6% de las horas.
Fuente: OMIE
Resultados económicos: Un mercado de alto valor, pero con fluctuaciones
El valor económico de las compras en los mercados gestionados por OMIE alcanzó 1.605 millones de euros en junio.
- Aumento del 41,8% (equivalente a 473,12 millones de euros) en comparación con el mes anterior.
- Aumento del 6% (equivalente a 90,85 millones de euros) en comparación con el mismo mes del año anterior.
En junio, el aumento del valor económico del mercado eléctrico respecto a mayo de 2026 se debe a una combinación del aumento del volumen negociado y un precio medio del mercado diario más elevado, que alcanzó los 69,92 €/MWh.
En comparación con junio de 2025, el incremento del valor económico se explica por el mayor volumen negociado, que compensó que el precio medio del mercado diario fuese 3,47 €/MWh inferior al del mismo mes del año anterior.
Fuente: OMIE
¿Cómo evolucionarán los precios del mercado eléctrico en los próximos meses?
Los precios de la electricidad en los próximos meses estarán marcados por la evolución del mercado gasista, la aportación renovable y el peso creciente de los servicios de ajuste.
- Enagás prevé para julio una demanda de gas para generación eléctrica en torno a 8,3 TWh en el escenario medio (-11% frente a julio 2025) y en agosto una demanda de 8,1 TWh en el escenario medio (-11% frente a agosto 2025).
- La AEMET anticipa temperaturas por encima de la media para julio, agosto y septiembre de 2026, lo que podría incrementar de nuevo la demanda para refrigeración.
- El mercado del gas registró una estabilización de precios en niveles más contenidos en junio, situándose en torno a los 43-44€/MWh.
- Para julio de 2026, MIBGAS prevé un precio en torno a los 44€/MWh, previendo una estabilización de precios del gas en el corto plazo.
- Tensión en el mercado gasista. El mercado energético sigue condicionado por la sensibilidad del GNL a cualquier riesgo sobre las rutas de suministro y por la volatilidad del contexto internacional. Sin una escalada adicional clara, este entorno mantiene una prima de riesgo sobre el gas y obliga a seguir de cerca la evolución de MIBGAS, OMIP y los servicios de ajuste.
- Los contratos semanales del OMIP para la semana 31 sitúan el precio eléctrico en torno a 128€/MWh, reflejando una expectativa de precios tensionados, apoyado en la expectativa de mayor demanda por temperaturas estivales y condicionado por el papel del gas como tecnología marginal en determinadas horas.
- Los costes de los servicios de ajuste se han consolidado como un reto estructural: La previsión para 2026 sitúa el peso medio de los servicios de ajuste en torno al 17% del precio eléctrico, aunque en junio representaron hasta el 20% del precio final de la energía, evidenciando su capacidad para tensionar los costes en determinados periodos.
En conclusión, los próximos meses presentan un escenario mixto: la elevada aportación solar puede ayudar a contener los precios en las horas centrales del día, pero las temperaturas por encima de la media, la menor aportación hidráulica, la volatilidad del gas y las referencias elevadas de OMIP apuntan a un entorno de precios todavía tensionado y con fuerte dispersión horaria.
Impacto financiero y operativo en el negocio de las comercializadoras
La evolución de los precios del mercado eléctrico en los próximos meses presenta un escenario de alta volatilidad y mayor tensión de precios, con implicaciones directas en el modelo de negocio de las comercializadoras.
Este contexto obliga a las comercializadoras a revisar su estrategia de aprovisionamiento, la estructura de sus tarifas y su capacidad para gestionar el riesgo horario, especialmente en un sistema cada vez más condicionado por el fuerte peso de la solar fotovoltaica, la menor aportación hidráulica, la sensibilidad del mercado gasista y unos servicios de ajuste que siguen teniendo una incidencia relevante en el precio final.
Comercializadoras con tarifas indexadas: Volatilidad y adaptación
Las tarifas indexadas seguirán expuestas a la variabilidad del mercado mayorista. La elevada penetración solar puede generar precios más competitivos en las horas centrales del día, pero los precios pueden repuntar en momentos de menor aportación renovable, mayor demanda o necesidad de tecnologías de respaldo.
El escenario previsto para los próximos meses apunta a una fuerte dispersión horaria: horas solares con presión bajista y horas punta más tensionadas por la demanda estival, la menor contribución de la hidráulica y el peso de los servicios de ajuste. Para las comercializadoras con clientes indexados, esto implica una mayor necesidad de explicar al cliente final cómo se forma el precio y cómo puede desplazar consumo hacia las horas más favorables.
Estrategia recomendada: Las comercializadoras pueden diseñar tarifas híbridas que incluyan mecanismos de protección frente a picos de precios, mejorar la previsión de precios y demanda para minimizar compras en momentos de altos costes, e implementar herramientas que optimicen la actualización de tarifas en tiempo real.
Comercializadoras con tarifas fijas: Riesgos y oportunidades en la contratación
Para las comercializadoras que ofrecen precios fijos, la persistencia de un mercado mayorista más caro que en mayo y el fuerte peso de las renovables presentan tanto oportunidades estratégicas como desafíos operativos:
Estrategia recomendada: Las comercializadoras deberán aprovechar las ventanas de mercado más favorables para reforzar coberturas, revisar la oferta comercial incluyendo opciones de tarifas mixtas o flexibles, y reforzar la propuesta de valor mediante servicios adicionales como eficiencia energética, autoconsumo o asesoramiento personalizado, con el objetivo de fidelizar a los clientes y mantener la competitividad.
Comercializadoras en el mercado regulado: Posibles ajustes en la PVPC
Para las comercializadoras del mercado regulado, el aumento del precio final en el mercado mayorista y la reforma del PVPC pueden modificar la percepción de competitividad frente al mercado libre. La incorporación progresiva de referencias a plazo en el cálculo del PVPC reduce parcialmente la exposición directa al mercado diario, aunque el precio regulado sigue estando condicionado por la evolución del mercado mayorista.
Estrategia recomendada: Para competir con el PVPC, las comercializadoras deberán ofrecer servicios adicionales que vayan más allá del precio, como atención personalizada, opciones de energía verde, soluciones de autoconsumo, herramientas de monitorización de consumo y tarifas adaptadas a los hábitos reales del cliente. La clave será posicionarse en segmentos que valoren la estabilidad, la personalización y el acompañamiento energético, no solo el precio final.
Conclusión: Un mercado eléctrico con precios más altos y retos latentes
Junio de 2026 estuvo marcado por una nueva subida del precio del mercado diario y del precio final de la electricidad en España, en un contexto condicionado por el fuerte peso de la solar fotovoltáica, la menor aportación hidráulica, el menor uso de gas para generación eléctrica frente a junio de 2025 y unos servicios de ajuste que siguieron teniendo un peso relevante en el coste final.
- Evolución en los precios en el mercado diario: El precio medio se situó en 69,92 €/MWh, con un aumento de 15,76 €/MWh (+29,1%) respecto a mayo y una disminución de 3,47 €/MWh (-4,73%) frente a junio de 2025.
- Composición del mix energético: La energía hidráulica redujo su participación al 10,4%, mientras que la solar fotovoltaica elevó su cuota hasta el 35,9%, consolidando su peso dentro del sistema eléctrico español.
- Intercambios internacionales: La interconexión con Francia generó 44 millones de euros, un 70,2% más que el mes anterior, con diferencias de precio entre ambos mercados en el 77,8% de los periodos. De igual manera, la interconexión con Portugal elevó su contribución respecto a mayo, hasta 1.712.097 €, aunque se mantuvo un 49,7% por debajo de junio de 2025.
- Evolución del valor económico mensual: El valor económico gestionado por OMIE alcanzó los 1.605 millones de euros. Esto supone un aumento del 41,8% respecto a mayo, equivalente a 473,12 millones de euros más, y un incremento del 6,0% frente a junio de 2025, equivalente a 90,85 millones de euros más.
- Servicios de ajuste: Los servicios de ajuste siguieron siendo uno de los principales factores de presión sobre el precio final. En junio añadieron 17,44 €/MWh al coste de la electricidad y representaron el 20,0% del precio final medio de la demanda peninsular, que se situó en 87,06 €/MWh. Aunque su peso fue inferior al registrado en mayo, continuaron teniendo una incidencia elevada sobre los costes del suministro.
- Perspectivas para los próximos meses: La elevada aportación solar puede seguir ayudando a contener los precios en las horas centrales del día, pero el mercado continuará condicionado por la demanda estival, la menor aportación hidráulica, la evolución del gas y la persistencia de unos servicios de ajuste todavía relevantes. En este contexto, es previsible que se mantenga una fuerte dispersión horaria de precios, con diferencias relevantes entre las horas solares y los periodos de mayor necesidad de respaldo.
En un entorno donde el mercado continúa mostrando una elevada sensibilidad a múltiples variables, la capacidad de adaptación, previsión y automatización seguirá siendo clave para la rentabilidad y competitividad de las comercializadoras.
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