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
Septiembre 2025
Cifras clave del mes
Francia y España experimentaron una modesta relajación, con los contratos de Cal’26 a la baja en menos de 4 €/MWh. Italia siguió siendo el mercado a plazo más caro, cayendo ligeramente pero manteniéndose muy por encima de los 105 €/MWh. Por el contrario, Alemania y el Reino Unido registraron pequeños repuntes, ganando alrededor de 0,5-1 €/MWh, lo que sugiere un ajuste limitado de las expectativas a medio plazo.
Los futuros de gas (Cal’26) se deslizaron por todos los ámbitos. Francia, España, el Reino Unido y Alemania perdieron entre 0,2 y 0,4 €/MWh cada uno, mientras que Italia fue el país que más disminuyó, con casi 1,5 €/MWh. La curva de gas relativamente plana continúa contrastando con los mercados de energía a futuro aún elevados, destacando el papel de los impulsores estructurales específicos de cada país: disponibilidad nuclear en Francia, energías renovables en España y rigidez del sistema en Italia.
Los derechos de emisión de la UE (EUA Dec’25) se reforzaron en casi 5 €/t, aumentando a 78 €/tCO₂, reforzando la presión de los costes sobre la generación fósil. Mientras tanto, el carbón (ARA CIF Y+1) se suavizó en unos 7 $/t, una medida insuficiente para compensar el aumento de la carga de carbono de las centrales eléctricas de carbón.
Los diferenciales indicativos de CSS para Cal’26 (basados en una eficiencia de CCGT del 55%) mejoraron en la mayoría de los mercados continentales. Francia lideró las ganancias, con márgenes de más de 2 €/MWh, mientras que Alemania y España también registraron modestas mejoras. Italia se mantuvo plana, manteniendo su equilibrio de precios altos, y el Reino Unido fue el único mercado importante donde los diferenciales de chispa a futuro se redujeron ligeramente. Esto sugiere que, a pesar de los precios más altos del carbono, la caída del gas a futuro y los forwards de energía relativamente resistentes están mejorando las perspectivas de rentabilidad de la generación a gas fuera del Reino Unido.
Francia está experimentando la mayor prima a plazo, alrededor de 24 €/MWh, lo que indica expectativas de una oferta más ajustada o un aumento de los costes marginales en el futuro en comparación con el mercado spot muy débil de hoy. El precio al contado se ha desplomado, cayendo casi 20 €/MWh desde agosto. En España, los precios se mantienen estables, con los futuros de Cal’26 casi alineados con el precio al contado, mostrando una perspectiva relativamente equilibrada. Sin embargo, ha habido una ligera caída de unos 7 €/MWh con respecto al mes anterior.
Italia sigue siendo el mercado más caro tanto para los precios al contado como a plazo. El pequeño descuento a plazo de aproximadamente −3,7 €/MWh sugiere que la tensión actual puede disminuir un poco a corto plazo, pero los precios siguen rondando los 109 €/MWh. En Alemania, el precio a plazo se sitúa ligeramente por encima del precio al contado, alrededor de 3 €/MWh, lo que refleja un leve carry. Los precios se han reafirmado, aumentando en más de 6 €/MWh.
Aunque actualmente no se dispone de datos para el mercado spot del Reino Unido, los futuros de Cal’26 se posicionan en el rango medio en torno a 91 £/MWh, situándose entre Alemania e Italia. El precio de referencia de agosto fue de aproximadamente 57 £/MWh, inferior al precio promedio registrado en septiembre de 66,4 £/MWh.
Demanda energética y mix de generación
Los picos estacionales son evidentes en los meses de invierno de enero y febrero de 2025, así como en julio y agosto de 2025, cuando la generación y la demanda superan los 23-25 TWh, lo que refleja las necesidades de calefacción y refrigeración. Por el contrario, mayo de 2025 muestra una marcada caída en la generación, cayendo por debajo de la demanda e indicando posibles períodos de mantenimiento o una producción renovable más débil. En la mayoría de los demás meses, la generación supera ligeramente a la demanda, lo que subraya las condiciones estables de la oferta, aunque los márgenes más estrechos en primavera y principios de otoño sugieren momentos de equilibrio más estricto del sistema. Esta disminución sugiere la influencia de un clima inusualmente templado, lo que lleva a una reducción del consumo de energía durante este período.
Sin embargo, la demanda de energía resultó más alta en el nivel del 25 de septiembre que en el ’24, incluso después de su disminución después del período de verano. Esto indica un mercado que, aunque ajustado, mantiene una dinámica equilibrada, con una generación que satisface o supera ligeramente las demandas cambiantes de los consumidores.
En septiembre de 2025, la energía eólica representó el 18,6% del mix, repuntando desde el 16,0% del mes anterior pero aún por debajo del 21,8% registrado un año antes. Esto refleja la volatilidad típica de los patrones de viento, que siguen dependiendo de la temporada.
La energía solar fotovoltaica mantuvo una fuerte presencia en el 23,2%, ligeramente por debajo del 24,8% del mes anterior, pero notablemente superior al 19,7% observado un año antes. La fotovoltaica continúa consolidando su papel como columna vertebral confiable de la generación de verano, proporcionando estabilidad en períodos de alta demanda.
La energía hidroeléctrica se mantuvo estable en torno al 7,8%, en consonancia con los últimos meses y sólo ligeramente por encima del 7,6% registrado anteriormente. Esta estabilidad sugiere condiciones hidrológicas promedio sin cambios importantes en los niveles de embalse o flujo de entrada.
La energía nuclear contribuyó con el 20,9%, lo que supone un modesto descenso en comparación con el 21,7% del mes anterior y el 23,5% del año anterior. Si bien siguen siendo fundamentales para la carga base, los datos destacan un reequilibrio gradual entre la energía nuclear y las energías renovables.
Source: Haya Energy Solutions
Las turbinas de gas de ciclo combinado (CCGT) representaron el 17,0%, ligeramente por debajo del 17,9% del mes anterior, pero por encima de la contribución del 13,5% observada un año antes. Esto muestra cómo el gas sigue siendo una tecnología de equilibrio flexible, aumentando su papel cuando las energías renovables caen.
Las contribuciones de otras energías renovables (3,8%) y otras no renovables (8,8%) se mantuvieron estables, reforzando su función como actores consistentes pero menores en la combinación general.
En conjunto, las energías renovables (eólica, fotovoltaica, hidráulica y otras) entregaron más del 53% de la generación en septiembre de 2025, y la energía fotovoltaica y eólica constituyeron la mayor parte de esta participación. La combinación de una fuerte producción fotovoltaica y la recuperación de la energía eólica demuestra el continuo aumento de las energías renovables, mientras que la CCGT y la energía nuclear siguen siendo esenciales para la confiabilidad del sistema y el equilibrio de la intermitencia estacional.
Precios de las energía y panorama del mercado
Pico invernal: Los precios aumentaron bruscamente desde noviembre de 2024 hasta febrero de 2025, con una media superior a los 110 €/MWh, con una gran volatilidad impulsada por la fuerte demanda estacional y la escasez de oferta.
Mínimo de primavera: En abril-mayo de 2025 se produjo una fuerte corrección, con una caída de las medias por debajo de los 50 €/MWh, lo que refleja una demanda más débil y una abundante generación renovable.
Rebote del verano: A partir de junio, los precios se recuperaron hasta los ~70-80 €/MWh, estabilizándose durante los meses de verano, aunque la volatilidad siguió siendo evidente antes de ceder ligeramente en septiembre de 2025.
Source: Haya Energy Solutions
Entre septiembre de 2024 y septiembre de 2025, los precios base spot mensuales mostraron un ciclo estacional pronunciado con episodios de volatilidad. Los precios comenzaron el período en otoño de 2024 en niveles moderados de alrededor de 70-80 €/MWh, antes de subir de manera constante durante los meses de invierno. En diciembre de 2024 y enero de 2025, los precios medios se situaron sistemáticamente por encima de los 110 €/MWh, con amplias distribuciones de precios que reflejan la demanda y las presiones de la oferta en climas fríos. Febrero de 2025 mantuvo niveles elevados, pero a partir de marzo se produjo una clara corrección a la baja, con precios que cayeron por debajo de los 50 €/MWh en abril y alcanzaron un mínimo cercano a los 30 €/MWh en mayo de 2025. Esta caída de primavera coincidió con una abundante producción renovable y una demanda más débil, lo que llevó a promedios comprimidos y diferenciales estrechos.
A partir de junio de 2025, los precios se recuperaron bruscamente, volviendo a subir hasta los 70-80 €/MWh durante el verano. Julio y agosto mostraron promedios estables en este rango, aunque los amplios rangos de diagramas de caja indican episodios de fuerte volatilidad intramensual. En septiembre de 2025, el mercado se liquidó ligeramente a la baja, con una media justo por debajo de los 70 €/MWh, lo que sugiere una vuelta a unas condiciones más equilibradas.
En general, el año muestra un patrón estacional típico: altos precios invernales impulsados por picos de demanda, una fuerte depresión primaveral en condiciones favorables de renovación y demanda, y un repunte de verano con mayor volatilidad. La amplia distribución de precios a lo largo del período destaca la sensibilidad continua del mercado a los factores a corto plazo, como el clima, la disponibilidad de energías renovables y la dinámica de los precios del combustible.
Tendencias y futuros de mercado
Source: Haya Energy Solutions
En septiembre de 2025, los precios de la energía mostraron movimientos pequeños pero mixtos en comparación con agosto. Los contratos a muy corto plazo (M+1 y M+2) aumentaron ligeramente, mientras que algunos de los períodos a corto plazo (M+3 y Q+2) bajaron. Los contratos a más largo plazo (Y+1 e Y+2) subieron un poco, lo que sugiere un modesto aumento más adelante en la curva.
En el caso del gas, el panorama fue más uniforme: los precios disminuyeron en casi todos los períodos de entrega, con las mayores caídas en torno a los productos trimestrales (alrededor del 2-3%). Solo el contrato Y+2 a muy largo plazo se mantuvo estable. Esto apunta a un mercado de combustible más débil en general.
Por el contrario, los precios del carbono (EUA) subieron considerablemente, subiendo algo más del 6% para la entrega de 2025 y 2026. Esto aumentó la presión sobre los costos de generación térmica.
Como resultado, el Clean Spark Spread (CSS), que mide la rentabilidad de las centrales eléctricas de gas, empeoró en todos los ámbitos. Aunque el gas era más barato, el aumento de los costes del CO₂ superó ese beneficio, dejando los márgenes de gas más negativos que el mes anterior.
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%
