El precio de la luz se dispara y Red Eléctrica frena tres veces a la industria

El sistema eléctrico español ha atravesado este mes uno de sus periodos más tensos de los últimos años. El precio de la luz medio del mercado mayorista ha llegado hasta los 150,32 € por megavatio hora el pasado miércoles 22 de julio, su nivel más alto del mes. Red Eléctrica se ha visto obligada a pedir a la gran industria que redujera su consumo. Siendo esta la tercera activación del año, el conocido como Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD), y la segunda en apenas una semana. Para los sectores electrointensivos el episodio vuelve a situar el coste energético en el centro del debate sobre competitividad.

Tres activaciones en siete meses, dos en una semana

El SRAD permite al operador del sistema solicitar a los grandes consumidores industriales que reduzcan su demanda de forma inmediata a cambio de una compensación económica. Concebido como una herramienta excepcional, su uso se ha acelerado con claridad: se ha activado en tres ocasiones durante los siete primeros meses del año.

La activación del 22 de julio se produjo pasadas las diez de la noche y se prolongó hasta las doce. Según los datos publicados por el operador, se movilizaron 943 megavatios de potencia —aproximadamente la mitad de los disponibles—, con una energía gestionada de 1.414,5 MWh y un precio medio ponderado de 185,51 euros por MWh.

Una semana antes, el 15 de julio, el mecanismo se había activado dos veces en menos de media hora. La primera, a las 21:43 horas, movilizó 943 MW y 1.210,2 MWh, a un precio medio de 194,82 euros por MWh. La segunda, a las 22:11 horas, sumó 832 MW y 1.494,2 MWh, a 176,24 euros por MWh. La primera activación del ejercicio se remontaba al 28 de enero, cuando se movilizó prácticamente la totalidad de los 1.725 MW adjudicados para el primer semestre.

Para la segunda mitad de 2026, el sistema peninsular cuenta con 1.775 MW de potencia de respuesta activa de la demanda, adjudicados en la subasta celebrada el 28 de mayo y vigentes entre el 1 de julio y el 31 de diciembre. Red Eléctrica sostiene que la continuidad del suministro no estuvo comprometida en ningún momento y atribuye las últimas activaciones a una reducción no prevista de la producción eólica combinada con el elevado consumo nocturno propio de las noches de altas temperaturas.

Del suelo del mediodía a los 255 €/noche

El dato que mejor explica la tensión no es la media diaria, sino la distancia entre las horas del día. El 23 de julio, el mercado mayorista cerró en 136,73 € por MWh de media, pero la hora más barata (de 13 h a 14 h) se pagó a 35,60 €, mientras que la más cara, entre las 21 y las 22, alcanzó los 255,16 €. Al día siguiente, con una media de 110,87 € , la horquilla fue aún más extrema: 0,29 euros por MWh entre las 15 h y las 16 h frente a 188,28 € entre las 22 y las 23.

El patrón se repite: la fotovoltaica hunde el precio en las horas centrales y, al caer el sol, son los ciclos combinados fijan la referencia justo cuando el consumo por refrigeración alcanza su pico. Es exactamente la franja en la que se han producido las tres llamadas a la industria.

El gas como frente abierto

A la volatilidad eléctrica se suma un frente regulatorio en el gas. Gasindustrial, la asociación que representa a los sectores gasintensivos, ha advertido de que la revisión que prepara la CNMC puede traducirse en un incremento del 20 % del peaje respecto a 2026, pese a que el peaje aparente global tiende a reducirse un 16 % por la madurez y amortización de las infraestructuras. Desde la asociación recuerdan que son los consumidores quienes pagan las retribuciones reguladas y que cualquier ajuste en el modelo repercute de forma directa sobre el coste energético y, con él, sobre la competitividad industrial.

Qué vigilar los próximos meses por parte de las empresas

Más allá del titular diario del precio de la luz, hay cuatro ítems concretos que las empresas con consumo intensivo deberían tener en el radar durante el segundo semestre.

La compensación por desconectarse va a menguar

La nueva subasta del SRAD ha fijado un precio marginal provisional de 42,62 € , lo que supone que la gran industria cobrará alrededor de un 35 % menos por reducir su consumo cuando el sistema lo requiera, como es el caso de periodos vacacionales.

El calendario fiscal se agota por tramos.

El Real Decreto-ley 7/2026, que movilizó 5.000 millones € en 80 medidas de respuesta a la crisis de Oriente Medio, mantiene la flexibilidad de contratos para empresas hasta el 31 de diciembre de 2026. Otras rebajas, en cambio, ya han decaído, y el efecto es visible en los carburantes como la gasolina o el diésel. Para las empresas con flota o con logística propia, el impacto ya está en la cuenta de resultados de este trimestre.

La revisión de peajes gasistas se decide ahora.

El expediente de la CNMC sobre la metodología retributiva del gas es el frente con mayor recorrido a medio plazo para sectores como la cerámica, vidrio, químico y papel. Es el momento de participar en la consulta pública a través de las asociaciones sectoriales.

La gestión horaria deja de ser un detalle técnico.

Con jornadas en las que el mercado pasa de 0,29 a 188 euros por MWh en cuestión de horas, desplazar procesos flexibles hacia la franja solar se ha convertido en una palanca de ahorro de primer orden, no en un ajuste marginal.

Red Eléctrica ha reclamado habilitar más instalaciones renovables para que participen en el control de la tensión del sistema, una medida que permitiría reducir el uso de la programación por restricciones técnicas, hoy apoyada en un mayor recurso a los ciclos combinados y, por tanto, en un sobrecoste que acaba trasladándose al consumidor.