Análisis de mercado español
El análisis del mercado energético español es clave para comprender la dinámica y las tendencias que afectan al sector tanto a nivel local como internacional. En este análisis de mercado, abordamos los factores importantes que influyen en los precios de la energía, la oferta y la demanda, y las últimas políticas regulatorias. Esta completa panorámica te permitirá estar al día de los cambios semanales y anticiparte a las posibles variaciones del mercado energético, tanto en España como en otros mercados relevantes como Francia.
Indice
Marzo 2026
Cifras clave del mes
Source: Haya Energy Solutions
En marzo de 2026, los precios spot de la electricidad en los principales mercados europeos repuntaron con fuerza respecto al mes anterior. Esta misma tendencia se observó también en los valores del Power Cal’27, con subidas generalizadas en todos los países, aunque en este caso los precios se mantuvieron en un rango más cercano a los niveles registrados en febrero.
España se mantuvo como el mercado con el precio más bajo del continente, con una media de 40.27 €/MWh, a pesar del fuerte incremento respecto a los 15.08 €/MWh del mes anterior. Francia se situó como el segundo mercado con el precio más bajo, con una media de 63.30 €/MWh, mientras que Reino Unido y Alemania se movieron en niveles próximos a los 100 €/MWh.
En conjunto, marzo volvió a reflejar una marcada divergencia entre los precios spot de los principales mercados europeos. Esta situación se explica, en gran medida, por la estructura de generación de cada país y, en particular, por su grado de exposición a las tecnologías basadas en gas como tecnología marginal que marca el precio, tal y como se observa especialmente en el caso de Italia.
En lo que respecta al mercado del gas, el precio medio se situó en torno a los 50 €/MWh en la mayoría de los países, con Alemania ligeramente por encima, cerca de los 55 €/MWh de media. Frente a febrero, los precios del gas aumentaron en todos los mercados, impulsados principalmente por el conflicto y las tensiones geopolíticas en Oriente Medio, así como por el riesgo de interrupción en el estrecho de Ormuz, una ruta clave para los flujos globales de petróleo. Por su parte, el producto Gas Cal’27 también registró un incremento mensual relevante en todos los mercados.
En cuanto al CO₂, los precios descendieron desde niveles próximos a 75 €/t en febrero hasta los 72 €/t en marzo, alcanzando los niveles de cierre más bajos desde abril de 2025.
En conjunto, pese a la fuerte presión alcista sobre los precios energéticos derivada del encarecimiento del gas, la mayor producción renovable y la bajada del CO₂ ayudaron a contener parcialmente las subidas del mercado eléctrico. Esta combinación actuó como un factor de compensación bajista en un entorno claramente tensionado por la evolución del gas.
Demanda energética y mix de generación
Source: Haya Energy Solutions
En marzo de 2026, la demanda eléctrica en España alcanzó los 21,182 GWh, mientras que la generación total se situó en 22,942 GWh. De este volumen, alrededor de 1,760 GWh se destinaron a la exportación.
Con respecto a febrero de 2026, tanto la demanda como la generación aumentaron. En términos interanuales, sin embargo, ambas magnitudes se situaron por debajo de los niveles registrados en marzo de 2025.
En marzo de 2026, las fuentes de energías renovables representaron el 63.1% del mix de generación en España, por encima del 61.2% registrado en marzo de 2025 y prácticamente en línea con el 63.2% de febrero de 2026. Este dato confirma el peso estructural que siguen teniendo las tecnologías renovables en el sistema eléctrico español.
La eólica volvió a situarse como la principal fuente de generación, con una aportación del 22.4% de la producción total. No obstante, su peso fue inferior tanto al de febrero de 2026 (29.2%) como al de marzo de 2025 (28.4%). La hidráulica ocupó la segunda posición, con una cuota del 19.2%.
La fotovoltaica se situó en tercer lugar, también con una contribución del 18.5% sobre la generación total, lo que supone un repunte significativo frente a febrero de 2026 (11.8%) y marzo de 2025 (13.1%). Resulta especialmente relevante que las tres primeras tecnologías del mix en marzo fueran renovables y no basadas en gas. Esta configuración contribuyó a reducir la necesidad de recurrir a generación térmica con gas en las horas punta y, con ello, a contener los precios del mercado eléctrico.
La nuclear fue la cuarta tecnología del mix, con una cuota del 17.1% de la generación total en marzo, ligeramente inferior tanto a la del mes anterior como a la del mismo mes del año pasado. El principal hito del mes para esta tecnología fue la parada de la central nuclear de Almaraz, iniciada el 28 de marzo para llevar a cabo la recarga de combustible de la Unidad 1, con una duración prevista de aproximadamente un mes.
Esta parada resulta especialmente relevante porque podría tratarse de la última recarga del primer reactor de la planta, cuya fecha prevista de cierre se sitúa a finales de octubre de 2027, de acuerdo con el calendario de cierre nuclear en España. Al mismo tiempo, los operadores de las centrales afectadas han solicitado al Ministerio una prórroga de la autorización de explotación de los dos grupos de Almaraz hasta junio de 2030. Está previsto que el Consejo de Seguridad Nuclear se pronuncie sobre una posible extensión durante el próximo verano.
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Precios de las energía y panorama del mercado
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En marzo de 2026, el precio medio de la electricidad en el mercado mayorista en España se situó en 40.27 €/MWh. Esta cifra supone un fuerte incremento respecto a febrero (15.08 €/MWh), explicado principalmente por la subida del precio del gas, que tuvo un impacto especialmente relevante en las franjas horarias en las que fue necesario recurrir a tecnologías dependientes de este para cubrir la demanda.
El mes estuvo marcado por una dispersión de precios especialmente elevada. En algunos días, el precio medio diario se acercó a los 140 €/MWh, como ocurrió el 10 de marzo, mientras que en otros llegó a situarse en terreno negativo, alcanzando los -12 €/MWh el 29 de marzo. La volatilidad también fue muy destacable dentro de una misma jornada. El 16 de marzo, por ejemplo, los precios se situaban cerca de 0 €/MWh a las 16:00 y 17:00, antes de escalar hasta los 180 €/MWh a las 19:30. Esto supuso un aumento de 180 €/MWh en poco más de dos horas, coincidiendo con la caída de la generación solar al final del día.
Este comportamiento refleja la elevada sensibilidad del mercado español a las condiciones meteorológicas, a la disponibilidad de generación renovable y a la evolución del precio del gas. Cuando la demanda puede cubrirse en gran medida con tecnologías renovables, los precios tienden a caer a niveles muy reducidos o incluso negativos. Sin embargo, cuando resulta necesario recurrir al gas para equilibrar el sistema, los precios repuntan con fuerza. Este patrón pone de manifiesto la creciente volatilidad intradiaria del mercado eléctrico español, cada vez más condicionada por la intermitencia renovable y por el papel marginal del gas en las horas sin producción solar.
En marzo de 2026, el precio medio del gas natural en el mercado español se situó en 51.92 €/MWh, frente a los 31.30 €/MWh de febrero. Este fuerte repunte estuvo vinculado principalmente al recrudecimiento de las tensiones geopolíticas entre Israel, Estados Unidos e Irán, que añadieron un riesgo adicional y una presión alcista significativa sobre el gas.
El rasgo más destacado del periodo fue la elevada volatilidad de los precios, provocada por titulares y anuncios relacionados con la evolución del conflicto. El mercado reaccionó con rapidez ante cualquier nueva señal, generando movimientos bruscos al alza o a la baja en función del contenido de las noticias. En este contexto, se registraron dos picos de precios especialmente relevantes al inicio de la segunda y de la tercera semana del mes.
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Tendencias y futuros de mercado
Source: Haya Energy Solutions
Durante marzo de 2026, los precios de los futuros de la electricidad en España registraron una subida generalizada, rompiendo la tendencia bajista observada en los últimos meses. Los movimientos más destacados fueron los incrementos cercanos al 35% en los futuros del mes de abril y mayo. Una tendencia similar se observó también en los futuros del Q+1. Estas subidas estuvieron impulsadas principalmente por el fuerte repunte del gas, que dejó atrás los niveles bajos registrados en meses anteriores y se disparó en marzo como consecuencia de la escalada de tensiones en Oriente Medio, con un impacto muy relevante sobre los mercados energéticos.
Dada la relevancia de este acontecimiento para los mercados energéticos, se aborda en un apartado específico dentro de este análisis de mercado.
En el mercado del gas, los incrementos intermensuales fueron incluso más acusados que en electricidad. Los precios de los futuros del gas para abril, mayo e incluso Q2 2026 registraron subidas superiores al 70% respecto al mes anterior, lo que supone un repunte excepcional en apenas un mes. En los futuros a más largo plazo, sin embargo, los incrementos han sido más moderados. Los futuros para el año 2027 han subido en torno a un 36%, mientras que para el año siguiente la subida es de aproximadamente un 15%. Esto sugiere que el mercado prevé una mejor perspectiva en el conflicto a medio o largo plazo.
En cuanto a los niveles de almacenamiento, las reservas de gas natural en la Unión Europea se sitúan actualmente en el 28% de su capacidad, ligeramente por debajo del 30% registrado el mes anterior. Un nivel de almacenamiento tan reducido puede dejar a la Unión Europea más expuesta a tensiones de precios de cara al próximo invierno si las condiciones de mercado no mejoran. En España, las reservas de gas se sitúan en el 57.76%, ligeramente por debajo del 58.03% del mes anterior, pero todavía en niveles cercanos al doble de la media europea.
Por el contrario, los futuros del CO₂ han sido el único producto que registró descensos durante el mes, actuando como un factor de compensación limitado frente a la tendencia alcista observada en los futuros del gas y la electricidad.
Actualidades claves
En marzo de 2026, el conflicto entre Israel, Estados Unidos e Irán pasó de representar una mera prima de riesgo geopolítica a convertirse en un factor con impacto directo sobre los mercados energéticos. El principal canal de transmisión fue la disrupción del tráfico marítimo a través del estrecho de Ormuz, por donde habitualmente transitan en torno al 20% del crudo y productos petrolíferos a nivel mundial, además de la totalidad de las exportaciones de GNL de Qatar y EAU. A medida que los flujos se redujeron con fuerza, tanto el Brent como el TTF holandés llegaron a repuntar más de un 60% a lo largo del mes.
En Europa, la principal vulnerabilidad vuelve a estar en el gas. La menor disponibilidad de GNL, el aumento de los costes de transporte y de los seguros, y una mayor competencia con Asia elevaron el coste del gas entregado en Europa en un momento especialmente sensible, con los almacenamientos de la UE en torno al 28% a cierre de marzo, un punto de partida débil de cara a la campaña de inyección previa al próximo invierno. Todo ello se tradujo en mayores costes marginales para la generación térmica con gas y, por tanto, en una mayor presión alcista sobre los precios eléctricos, también en España, especialmente en las horas con menor aportación renovable y fuera del tramo solar.
Aunque la mayor producción renovable y la menor demanda estacional ayudaron a amortiguar parte del impacto, el conflicto volvió a poner de manifiesto la elevada sensibilidad de los mercados energéticos europeos al riesgo de suministro de gas, especialmente en el corto plazo.
En este contexto, España aprobó en marzo el Real Decreto-ley 7/2026 como parte de la respuesta del Gobierno a la crisis en Oriente Medio. Desde el punto de vista energético, las medidas más relevantes incluyen la flexibilidad temporal para modificar la potencia eléctrica contratada sin penalizaciones hasta finales de 2026, la reactivación del apoyo a la industria electrointensiva mediante una reducción del 80% en los peajes de acceso durante 2026, y la rebaja temporal del impuesto especial sobre la electricidad del 5.11% al 0.5% hasta el 30 de junio de 2026. En conjunto, el paquete busca mitigar el impacto del encarecimiento energético sobre la industria y sobre la factura eléctrica, al tiempo que trata de preservar la competitividad en un entorno de elevada volatilidad.
