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
Diciembre 2025
Cifras clave del mes
Durante el último mes, los precios spot de la electricidad en los mercados europeos han variado respecto a los de la mensualidad previa. Alemania y el Reino Unido han registrado un descenso pronunciado, mientras que España y Francia han alcanzado precios medios más elevados que la mensualidad previa. Italia se ha mantenido prácticamente sin cambios en cuanto al precio medio mensual. Por el contrario, si observamos Power Cal’26, podemos ver que todos los países han experimentado una tendencia a la baja en comparación con el mes anterior, esto apunta a unas perspectivas de precios a medio plazo a la baja.
En cuanto a los de niveles de precios, Francia registró la media mensual más baja del continente, con 68,73 €/MWh, desbancando a España. El Reino Unido (75,27 €/MWh) y España (77,90 €/MWh) le siguieron con niveles muy similares de precios, mientras que Italia siguió siendo el mercado con precios más altos, con un valor medio mensual de 115,48 €/MWh.
Determinados aspectos fundamentales del mercado, particularmente la generación renovable y las condiciones meteorológicas, han resultado los principales impulsores de las variaciones de precios durante el mes de diciembre.
Durante la primera semana del mes, la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos experimentaron una bajada de precios, impulsada por el aumento de la producción eólica y fotovoltaica, así como por la bajada de los precios del gas, que alcanzaron su nivel más bajo desde abril de 2024.
Los precios volvieron a caer en la mayoría de los mercados durante la segunda semana, ya que las temperaturas más suaves redujeron la demanda eléctrica y los precios del gas disminuyeron aún más. La principal excepción fue el mercado ibérico, donde los precios se incrementaron.
Durante la tercera semana, los precios aumentaron ligeramente en la mayoría de los mercados debido a una bajada de las temperaturas, la subida de precios del gas y el CO₂, y un cambio en la producción renovable (con más generación eólica y menos producción solar). Los precios del CO₂ alcanzaron su nivel más alto desde octubre de 2024.
En la cuarta semana, los precios volvieron a caer debido a la disminución de la demanda por el periodo vacacional y al aumento de la generación eólica y solar. La energía fotovoltaica alcanzó récord de producción para un día de diciembre en Alemania, Italia y Francia.
Demanda energética y mix de generación
En diciembre de 2025, la demanda eléctrica en España fue de 22,581 GWh, mientras que la generación total alcanzó los 23,209 GWh. De esta producción, alrededor de 628 GWh se destinaron a la exportación a otros países.
En comparación con noviembre de 2025, tanto la demanda como la generación aumentaron, lo que confirma un perfil de consumo y producción más elevado a finales de año. Si se analiza el panorama del año completo, la demanda de electricidad aumentó un 2,7% en 2025 con respecto a 2024, volviendo a niveles de 2021. En este contexto, el operador del sistema (REE) ha señalado que, añadiendo la estimación de la electricidad producida por las instalaciones de autoconsumo, la demanda estaría en niveles de los años previos al COVID-19.
Por el lado de la oferta, la generación de electricidad aumentó un 3,6% en 2025 con respecto a 2024. El hecho de que la generación creciera más que la demanda refuerza el papel cada vez más importante de España como exportador neto estructural de electricidad. 2025 fue el cuarto año consecutivo con un saldo neto de exportación, que aumentó alrededor de un 25% interanual hasta alcanzar casi 13 TWh.
Desde el punto de vista del suministro, la generación de electricidad se incrementó un 3,6% respecto a la anualidad previa. El hecho de que la generación hay crecido de manera más pronunciada que la demanda refuerza el papel de España como exportador neto de electricidad. 2025 ha sido el cuarto año consecutivo que se cierra con un saldo neto de exportación, aumentando alrededor de un 25% respecto al año anterior hasta alcanzar casi 13 TWh.
En diciembre, las fuentes de energía renovables representaron el 48,9% del total de la energía generada. Esta cifra es inferior a la de noviembre (cuando las renovables cubrieron el 56,7% de la producción), pero ligeramente superior al 48,0% alcanzado en diciembre de 2024.
Durante el último mes, la energía eólica siguió siendo la principal fuente de generación en España, con una contribución del 23,2% de la producción total. Esta cifra fue muy inferior al 31,7% de noviembre, pero en línea con la de diciembre de 2024 (23,6%).
Source: Haya Energy Solutions
Precios de las energía y panorama del mercado
Source: Haya Energy Solutions
En diciembre de 2025, el precio medio de la electricidad en el mercado mayorista en España se situó en 77,91€/MWh, lo cual supone un aumento del 33% con respecto al mes anterior. A pesar de este repunte, el precio medio de este pasado mes fue un 30% inferior al mismo del año anterior, donde el precio medio se estableció en 111,24 €/MWh.
El mes también se ha caracterizado por una importante dispersión de precios, lo que pone de relieve la volatilidad del mercado eléctrico a corto plazo. Por ejemplo, el 7 de diciembre el precio medio fue inferior a 33 €/MWh, mientras que los días 10, 17, 19 y 29 el promedio diario de precios superó los 100€/MWh. Esta pronunciada variabilidad resalta la creciente sensibilidad del mercado ante variaciones en la demanda, las condiciones meteorológicas, así como a la disponibilidad y el perfil de la generación renovable.
El precio medio anual de la electricidad en el mercado mayorista en España cerró 2025 en 65,28 €/MWh, lo que supone un 4,2 % más que en la anualidad 2024 (62,90 €/MWh). Este aumento interanual se debe, en gran medida, a las condiciones meteorológicas excepcionales para la producción renovable registradas en la primavera de 2024, estas provocaron una fuerte caída de los precios distorsionando la comparativa con otras anualidades.
Sin embargo, analizando más allá del valor medio anual, se observa como durante la segunda mitad de 2025 el precio mayorista de la electricidad en España muestra una tendencia a la baja, con niveles casi un 20 % inferiores a los del mismo periodo de 2024. Esto refleja cómo, a pesar de que la media anual sea ligeramente superior, la dinámica del mercado en la segunda mitad del año muestra una tendencia de precios a la baja.
En diciembre de 2025, el precio medio del gas natural en el mercado español se situó en 27,84 €/MWh, por debajo de los 30,12 €/MWh registrados en noviembre, confirmando una bajada de precios intermensual. Esta caída se ha debido, en gran medida, a una mayor oferta de GNL estadounidense.
Cabe destacar que diciembre fue el primer mes desde marzo de 2024 en el que los precios del gas se han mantenido por debajo de los 30€/MWh durante todo el mes, un umbral significativo desde el punto de vista de mercado. En general, unas temperaturas suaves y la mayor disponibilidad de GNL han contribuido a limitar el riesgo alcista típico de principios de invierno, pese a que los niveles de almacenamiento de gas actuales son inferiores a los de períodos anteriores.
En términos anuales, el mercado del gas en España cerró 2025 con un precio medio anual de 36,06 €/MWh, lo que supone un aumento interanual del 3,8 % con respecto a 2024.
Tendencias y futuros de mercado
Source: Haya Energy Solutions
Durante diciembre de 2025, los precios de los futuros de la electricidad en España se caracterizaron por un descenso generalizado. El movimiento más notable fue una caída del 12,8% en febrero de 2026, impulsada por unas temperaturas inusualmente suaves, así como por la tendencia a la baja de los precios del gas.
En el mercado del gas, se observaron descensos significativos en todos los productos y horizontes temporales, principalmente debido a factores externos. Desde el punto de vista meteorológico, Europa experimentó temperaturas inusualmente suaves para esta época del año. Por ejemplo, un mercado clave como el alemán registró temperaturas 5°C por encima de la media. Además, la demanda de GNL en Asia ha disminuido, con una reducción del 17% en China y del 7% en Japón. Esto ha dado lugar a una mayor disponibilidad de GNL, especialmente procedente de Estados Unidos. Por otra parte, la producción en Noruega se ha mantenido estable, sin incidencias destacables.
La situación en Venezuela y su posible impacto en el mercado energético deben seguirse de cerca: por ahora, los acontecimientos recientes han tenido un efecto limitado a corto plazo en los precios del gas, pero las expectativas sobre la evolución del conflicto puede tener un impacto en el futuro.
Respecto a los niveles de almacenamiento, las reservas de gas natural en la Unión Europea se sitúan actualmente en el 61,97% de la capacidad, frente al 72,16% de 2024 y muy por debajo del objetivo del 90%. Esto es especialmente relevante durante la temporada invernal que es cuando el consumo de gas suele aumentar debido a la demanda de calefacción. En España, las reservas de gas se sitúan actualmente en el 67,76%, frente al 82,49% de 2024.
Por último, el precio de los derechos de emisión de CO₂ (EUA) tanto para diciembre de 2026 como para diciembre de 2027 ha registrado un aumento superior al 3% en comparación con el mes anterior. Esta tendencia al alza sigue ejerciendo presión sobre las tecnologías basadas en carbono y pudiendo influir al alza en los precios de la electricidad a medio plazo.
Noticias del año
Para cerrar el último análisis de mercado del año, se recogen a continuación las principales noticias de mercado a nivel nacional (España) y europeo.
A nivel nacional (España):
- Apagón del 28-A: lección operativa y coste de resiliencia: El “cero” del 28 de abril ha marcado el año, focalizando el sistema en la seguridad de suministro, reserva y una operación más conservadora, lo cual tiene un impacto directo en costes y emisiones.
- Récord renovable y canibalización de precios: La solar y la eólica alcanzaron máximos en el mix energético, pero también multiplicaron las horas con precios muy bajos, lo que redujo los ingresos derivados del mercado spot y aumentó el valor de la flexibilidad.
- El carbón queda fuera del radar: un sistema más dependiente del gas y las renovables: La generación de carbón ha sido marginal. La descarbonización sigue avanzando, aunque los ciclos combinados, el almacenamiento y la gestión de la demanda se vuelven cada vez más necesarios en las horas de mayor consumo.
- Emisiones: el reto ya no es instalar, sino integrar: a medida que la capacidad de generación de energía renovable sigue creciendo, el reto clave pasa a ser la integración en la red y la gestión de la demanda; de lo contrario, la curva de emisiones se aplana.
- Mercado spot de 15 minutos: nuevas oportunidades para el trading y activos flexibles: la nueva estructura de 15 minutos hace que los precios sean más granulares, aumenta las oportunidades para las baterías y la demanda flexible, pero requiere sistemas más robustos, previsiones y una gestión de desequilibrios.
A nivel europeo:
- Gas: normalización de los precios, pero con volatilidad latente: el gas ha vuelto a niveles de precios más moderados en comparación con la crisis de años anteriores, lo que ha aliviado los costes marginales de la generación de energía. Sin embargo, el mercado sigue siendo muy sensible a la dinámica del GNL, las condiciones meteorológicas y la geopolítica.
- La energía solar supera al carbón, el nuevo “mínimo” de mercado baja: la creciente cuota de la energía solar desplaza al carbón y propicia más horas de precios bajos. La rentabilidad se desplaza hacia la flexibilidad, la capacidad firme y los servicios de red.
- Objetivo 2040: una regulación más exigente. La mayor ambición de los objetivos climáticos europeo y el endurecimiento del marco de inversión incrementando la presión para electrificar los procesos, sustituir los combustibles fósiles y acelerar la inversión en tecnologías y desarrollo con bajas emisiones de carbono.
- Almacenamiento: su desarrollo como “seguro” del sistema: las baterías se expanden para integrar las energías renovables, arbitrar los precios intradiarios y proporcionar estabilidad. La flexibilidad pasa de ser “opcional” a convertirse en un activo estratégico
- Normas de almacenamiento de gas: 90 % con mayor flexibilidad: la UE mantiene los objetivos de llenado, pero introduce una mayor flexibilidad en el cumplimiento para reducir las tensiones de precios y mejorar la eficiencia del sistema, especialmente en situaciones de escasez de suministro.
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%
