Análisis de mercado español
Analysis of the Spanish energy market is key to understanding the dynamics and trends affecting the sector both locally and internationally. In this detailed analysis, we address the important factors influencing energy prices, supply and demand, and the latest regulatory policies. This comprehensive overview will allow you to keep up to date with weekly changes and anticipate possible market variations, both in Spain and in other relevant markets such as France.
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Mayo 2025
Cifras clave del mes
En mayo de 2025, los precios de la electricidad en los mercados europeos siguieron mostrando variaciones significativas, influidos por la desigual en la distribución de las energías renovables y los distintos patrones de demanda entre países. Aunque los precios medios disminuyeron en comparación con abril, surgieron dos países diferenciados: por un lado, España (16.97 €/MWh) y Francia (19.38 €/MWh) tuvieron precios inferiores a 20 €/MWh; por otro, Alemania (67.34 €/MWh) e Italia (96.70 €/MWh) experimentaron precios entre tres y cinco veces superiores. Esta diferencia se debió sobre todo a la mayor proporción de energías renovables en los sistemas energéticos español y francés.
En la primera semana de mayo, los precios de la electricidad experimentaron un descenso en la mayoría de los mercados europeos. Este descenso puede atribuirse a la reducción de la demanda de electricidad, la caída de los precios del gas y el aumento de la generación de energías renovables. En particular, los futuros del gas TTF alcanzaron su valor de cierre más bajo desde julio de 2024.
Durante la segunda semana, los precios subieron en la mayoría de los mercados, salvo en España y Francia, donde la fuerte generación renovable contribuyó a la estabilidad de los precios. La subida de los precios se debió al aumento de la demanda, la escalada de los precios del gas y el CO₂ y la disminución de la producción renovable. Al mismo tiempo, los futuros del petróleo Brent cayeron a su nivel más bajo desde febrero de 2021.
En la tercera semana, tanto los precios del gas como los del CO₂ siguieron subiendo; sin embargo, la mayor generación de energías renovables y el descenso de la demanda mitigaron las subidas de precios, lo que se tradujo en reducciones de precios en algunos mercados. Esta semana también marcó un logro significativo, ya que Alemania e Italia establecieron récords diarios de generación solar fotovoltaica en el mes de mayo.
En la última semana de mayo, los precios volvieron a bajar en la mayoría de los mercados. Sin embargo, España, Francia e Italia registraron subidas de precios debido al aumento de la demanda y a la menor generación eólica. El 30 de mayo, Francia e Italia establecieron nuevos récords de generación solar fotovoltaica, con 143 GWh y 156 GWh, respectivamente. La evolución de la demanda fue dispar, ya que las vacaciones y las altas temperaturas redujeron la demanda en el norte de Europa y la aumentaron en el sur.
El mercado del gas mostró una tendencia mixta en mayo: los precios bajaron en la primera y la última semana del mes, pero subieron a mediados. En términos generales, la media mensual se mantuvo cercana a los niveles de abril. Sin embargo, los precios del gas para Cal’26 experimentaron un aumento más significativo.
Los precios del CO₂ (EUA para diciembre de 2025) subieron notablemente, pasando de 65.5 €/t en abril a 71.15 €/t en mayo. En cambio, el precio del carbón CIF ARA Y+1 bajó ligeramente a 105 €/t. En general, mayo mostró signos de recuperación moderada en los mercados energéticos, con subidas de los precios de la electricidad, el gas y el CO₂, mientras que los precios del carbón experimentaron un ligero descenso.
Demanda energética y mix de generación
En mayo de 2025, la demanda de electricidad en España alcanzó los 19,300 GWh, mientras que la generación total fue de 20,048 GWh. Ambas cifras fueron inferiores a las de mayo de 2024, pero superiores a las de abril de 2025. El aumento respecto a abril se debió principalmente al apagón que afectó a España durante ese mes.
Las fuentes de energía renovables lideraron la generación de electricidad en España en mayo de 2025, con un 61.5% del mix total. Las tres primeras tecnologías eran renovables: la solar fotovoltaica ocupaba el primer lugar con un 23.4%, seguida de la hidroeléctrica con un 17.4% y la eólica con un 16.9%. Aunque las mismas tres tecnologías encabezaron la tabla en abril, su orden ha cambiado: la solar fotovoltaica ha tomado la delantera, desplazando a la eólica al tercer puesto, y la hidroeléctrica ha subido al segundo. A diferencia de abril, los porcentajes de generación ya no están distribuidos uniformemente, con un claro dominio de la solar.
Otro punto clave es que el ciclo combinado, con un 15.6%, ha superado a la nuclear (14.6%) como principal fuente no renovable. Esto coincide con un aumento significativo de la generación de CCGT en comparación con el mes anterior, impulsado por su papel fundamental en los servicios de equilibrio del sistema para garantizar la calidad de la energía. A lo largo de mayo, las CCGT mantuvieron una producción constante superior a 3 GW, desempeñando un papel central tras el apagón. La inercia rotacional de estas centrales ayuda a la red a absorber las perturbaciones, incluidas las desviaciones de frecuencia, contribuyendo a la estabilidad del sistema a pesar de sus mayores costes operativos.
Source: Haya Energy Solutions
Precios de las energía y panorama del mercado
Source: Haya Energy Solutions
El precio medio de la electricidad en España para mayo de 2025 bajó a 16.97 euros por MWh, lo que representa un descenso significativo del 37% en comparación con abril de 2025, que fue de 26.81 euros por MWh. Se trata de la media mensual más baja registrada en lo que va de año, atribuida en gran medida a una producción de energía renovable excepcionalmente alta, sobre todo de origen solar, hidráulico y eólico.
Si se compara con mayo de 2024, que registró un precio medio de 30.40 euros por MWh, el precio de este año refleja una reducción de casi el 50%. Sin embargo, sigue estando ligeramente por encima del mínimo histórico de 13.67 euros por MWh, registrado en abril de 2024.
Un punto notable es la tendencia de los precios de la generación solar fotovoltaica. Aunque la energía solar fotovoltaica se ha convertido en la tecnología líder en términos de contribución al mix energético, a menudo experimentó precios cercanos a cero o incluso negativos. En tales casos, los productores tenían que pagar para inyectar electricidad en la red, especialmente durante las horas del mediodía, cuando la irradiación solar alcanza su máximo. Estas señales negativas de precios se han arraigado más estructuralmente en el mercado. El análisis horario muestra que, en 22 de los 31 días de mayo, el precio medio diario se mantuvo por debajo de 20 euros/MWh, y en 8 de esos días, los precios ni siquiera superaron los 10 euros/MWh. La media diaria más baja se registró el domingo 11 de mayo, con sólo 2.21 €/MWh.
España ha superado ya los 70 días consecutivos en los que el mercado ha registrado precios cero o negativos durante al menos una hora del día. En mayo, el sistema alcanzó los precios más bajos de los que se tiene constancia: -15 €/MWh, lo que ocurrió en múltiples ocasiones, como el 11 de mayo a las 17:00, el 18 de mayo a las 15:00 y el 25 de mayo a las 14:00 y a las 15:00.
Source: Haya Energy Solutions
El precio medio del gas en el mercado MIBGAS alcanzó los 34.10 €/MWh en mayo de 2025, lo que supone un ligero aumento respecto a abril del 2025 (33.51 €/MWh) e interrumpe la tendencia a la baja del mes anterior. Esta subida se debió a las paradas de mantenimiento en varios yacimientos noruegos, incluida una parada parcial no planificada en el yacimiento de Troll, que redujo temporalmente la oferta y elevó los precios.
Tendencias y futuros de mercado
Source: Haya Energy Solutions
De abril a mayo de 2025, los mercados de la energía experimentaron una notable tendencia al alza en la mayoría de los productos.
En cuanto a los precios de la energía, sólo los productos a corto plazo, como el M+1, registraron descensos significativos, con una caída del 16%. Los productos trimestrales se mantuvieron relativamente estables o experimentaron ligeros descensos. Mientras tanto, los contratos anuales de Y+1 e Y+2 registraron un modesto aumento, lo que indica expectativas de un mercado a largo plazo más estable o potencialmente en recuperación.
Como ya se ha dicho, los precios del gas subieron en todos los plazos. Los contratos mensuales y trimestrales sólo registraron aumentos ligeros y menos significativos, mientras que los productos anuales experimentaron subidas más sustanciales. Esta tendencia sugiere estabilidad a corto plazo, pero un notable cambio al alza en las expectativas de precios a largo plazo.
Los precios del CO2 también siguieron esta tendencia al alza, y los precios de los EUA tanto para 2025 como para 2026 aumentaron casi un 9%.
Debido al aumento de los costes de los inputs, el Clean Spark Spread (CSS) se ha vuelto aún más negativo, sobre todo para el producto Q+2. Esto sugiere un deterioro de las perspectivas de las turbinas de gas de ciclo combinado en comparación con el mes anterior, cuando solo se consideran los ingresos del mercado de la energía. En consecuencia, estas centrales dependen cada vez más de servicios auxiliares y mecanismos de ingresos alternativos para seguir siendo económicamente viables.
En mayo, los futuros del crudo Brent bajaron, impulsados por los nuevos aumentos de producción anunciados por la OPEC+ y la persistente preocupación por la demanda mundial. La OPEC+ confirmó un aumento de la producción de 411,000 barriles diarios para julio, lo que supone un total de oferta restablecida de 1.37 millones de barriles diarios en cuatro meses -más de la mitad del recorte de 2.2 millones de bpd realizado durante la pandemia de COVID-19-. Esta recuperación más rápida de lo previsto sorprendió al mercado, ya que el plan inicial preveía un ritmo más lento con aumentos mensuales de 137,000 bpd.
La presión bajista adicional sobre los precios se debió a las tensiones comerciales entre Estados Unidos y China, así como al posible retorno de las exportaciones de petróleo iraní a la espera de un posible acuerdo nuclear. Ambos factores contribuyeron a las expectativas de un exceso de oferta a corto plazo.
SP Baseload Power price (€/MWh)
SP Peak load Power price (€/MWh)
EUA price (€/t)
MIBGas price (€/MWh)
Coal Price ($/Tn)
Gas efficiency: 52%
Coal efficiency: 38%
Gas vs. Coal Price (€/MWh)
Gas efficiency: 52%
Coal efficiency: 38%
