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
Noviembre 2025
Cifras clave del mes
Durante el último mes, los precios spot de la electricidad en los principales mercados europeos han variado de forma distinta respecto al mes anterior. España ha experimentado una tendencia bajista significativa, mientras que Francia, Italia y el Reino Unido han mostrado precios similares a los de la mensualidad previa. Alemania, por el contrario, ha experimentado una tendencia claramente alcista respecto al mes anterior. Sin embargo, si miramos el Power Cal’26, vemos que en todos los países se observan descensos generalizados.
España ha superado a Francia como el país con los precios más bajos del continente, con una media de 58.65 €/MWh. Francia le sigue de cerca con un precio similar de 59.13 €/MWh, mientras que el Reino Unido ocupa el tercer lugar con un precio medio de 88.49 €/MWh.
A lo largo de noviembre, los precios de la electricidad en los principales mercados europeos han estado determinados en gran medida por la evolución de la generación renovable, en particular la eólica. Durante la primera semana, se produjo un descenso generalizado de la producción eólica en la mayoría de los mercados, excepto en el sistema español, donde la producción se mantuvo estable. Esto contribuyó a contener los precios y a mantener una tendencia a la baja en el mercado español.
Durante la segunda semana, se produjo un aumento de la generación solar fotovoltaica, junto con la caída de los precios del gas, todo ello provocó un descenso generalizado en los precios de los principales mercados. Sin embargo, esta tendencia se invirtió en la tercera semana, motivado por el descenso de las temperaturas que a su vez impulsó la demanda al mismo tiempo que disminuyó la producción renovable, lo que provocó una nueva presión al alza sobre los precios.
En la última semana de noviembre, los precios se situaron por encima de los 95 €/MWh en la mayoría de los mercados europeos. El mercado español y francés fueron las excepciones; sin embargo, otros mercados registraron sus precios diarios más altos en los últimos meses, a pesar del aumento de la generación eólica, que solo compensó parcialmente la caída de la producción solar.
El 28 de noviembre, los futuros del gas alcanzaron su precio de cierre más bajo desde el año pasado, mientras que los futuros del CO₂ alcanzaron su nivel más alto desde principios de febrero. Esta combinación es contradictoria en cuanto al establecimiento de precios: la bajada de los costes del gas supuso un alivio para las tecnologías que utilizan gas como combustible, pero el aumento de los precios del carbono incrementó los costes para las centrales más intensivas en carbono. Todo ello contribuyó a mantener los precios de la electricidad en niveles relativamente altos en muchos mercados europeos.
Demanda energética y mix de generación
En noviembre de 2025, la demanda eléctrica en España alcanzó los 20,727 GWh, mientras que la generación total ascendió a 22,329 GWh. De esta producción, aproximadamente 1,602 GWh estaban destinados a la exportación a otros países.
En comparación con octubre de 2025, se produjo un aumento tanto en la demanda como en la generación de electricidad durante el citado periodo. En términos interanuales, la demanda creció un significativo 4.2 % en noviembre 2025 frente a noviembre 2024. En términos acumulados, la demanda eléctrica en España ha alcanzado los 232,851 GWh en lo que va de año, lo que supone un 2,5 % más que en el mismo periodo de 2024.
En noviembre de 2025, las fuentes de energía renovables representaron el 56,6 % del total, generando un 21,9 % más que en el mismo mes de 2024.
La principal fuente de generación fue la eólica, que aportó el 31.1% de la producción total, muy por encima del 20,8 % registrado en octubre y del 23,7 % observado en el mismo mes del año anterior. La energía eólica ha contribuido más durante periodos clave como las primeras horas de la mañana, las centrales del día y el atardecer, sustituyendo a las tecnologías basadas en el gas y haciendo de noviembre un mes más barato que el anterior.
El segundo lugar lo ocupan los ciclos combinados, que representaron el 18.4% del mix de generación tras liderar el ranking el mes anterior, seguido de la energía nuclear con un 16.4%. Respecto a la tecnología nuclear, el acontecimiento más destacado del mes fue la vuelta al funcionamiento de la Unidad 2 de Almaraz, que se reconectó a la red eléctrica tras completar con éxito las actividades de mantenimiento programadas para su vigesimonovena parada por recarga. Además, la central nuclear de Cofrentes sufrió una parada no programada el 10 de noviembre de 2025 tras la activación automática del sistema de protección del turbogenerador, provocada por un fallo eléctrico en una de las fases del equipo.
La cuarta tecnología del ranking es la fotovoltaica, que experimentó un descenso mensual (del 18,4 % en octubre al 14,1 %). Sin embargo, si se compara con el mismo mes del año anterior, se observa un aumento (desde el 11,4 % en noviembre de 2024). Además, una vez incluida la generación de noviembre, la generación fotovoltaica total acumulada de este año ha superado el total generado por dicha tecnología en el año 2024.
Source: Haya Energy Solutions
Precios de las energía y panorama del mercado
Source: Haya Energy Solutions
En noviembre de 2025, el precio medio de la electricidad en el mercado mayorista en España se situó en 58,65 €/MWh. Esta cifra representa una disminución del 23 % con respecto a octubre, impulsada principalmente por el aumento de la generación eólica durante dicho periodo. Noviembre ha sido el segundo mes en el que se aplicó el sistema de precios cuartohorario, que ha puesto el paso de 24 precios horarios a 96 precios cuartohorarios al día.
El mes de noviembre se ha caarcterizado por una elevada dispersión de precios, lo que refleja la volatilidad del sistema. Hubo días con precios muy bajos, como el 5 y el 12 de noviembre, en los que el precio medio no superó los 28 €/MWh, en contraste con otros días (19 y 28 de noviembre) en los que el precio medio diario se acercó a los 100 €/MWh. Esta pronunciada variabilidad pone de relieve la creciente sensibilidad del mercado a las condiciones meteorológicas y a la disponibilidad de generación renovable.
En noviembre de 2025, el precio medio del gas en el mercado español se situó en 30.12 €/MWh, ligeramente por debajo de los 31,18 €/MWh registrados en octubre, lo que supone un descenso con respecto al mes anterior.
Lo más destacable de este periodo ha sido tendencia bajista sostenida de los precios observada a partir de mediados de mes. La curva muestra dos picos distintos, cada uno seguido de un movimiento bajista similar, lo que indica un patrón recurrente de corrección tras picos de corta duración. Este descenso refleja una relativa estabilidad: el mercado evolucionó de forma ordenada, con un equilibrio entre la oferta y la demanda, y no se produjeron tensiones significativas en los mercados internacionales del gas. Además, la confianza del mercado en torno a la posibilidad de avanzar hacia un acuerdo de paz en el conflicto de Ucrania contribuyó a reducir la presión sobre los precios.
Tendencias y futuros de mercado
Source: Haya Energy Solutions
Durante noviembre 2025, los precios de los futuros de la electricidad en España se caracterizaron por un descenso generalizado. La bajada más pronunciada fue del 7,3 % en el precio para diciembre 2025. Este hecho se debe a que se espera un registro de suaves temperaturas durante la primera mitad del mes, así como a 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 analizados, ya que actualmente el mercado del gas no presenta ninguna tensión relevante. Esta tendencia a la baja se ve respaldada por factores externos, como la posibilidad de un aumento de la oferta de crudo si se levantaran las sanciones contra Rusia en caso de que se alcanzara un acuerdo de paz en la guerra de Ucrania. Además, la producción en Noruega se mantuvo estable sin ningún problema notable.
En cuanto a los niveles de almacenamiento, las reservas de gas natural en la Unión Europea se sitúan actualmente en el 75.75% de capacidad, muy por debajo del 90 % fijado como objetivo. Esta cifra es especialmente relevante ahora que se acerca el invierno, cuando el consumo de gas suele aumentar debido a la demanda de calefacción. En España, las reservas de gas se sitúan actualmente en el 83.61%, frente al 93.58% en el mismo periodo en 2024.
Cabe señalar que, desde julio de 2025, el Parlamento Europeo ha flexibilizado el requisito mínimo de almacenamiento del 90 %, permitiendo a los Estados miembros alcanzar este objetivo en cualquier momento entre el 1 de octubre y el 1 de diciembre de cada año. Una vez alcanzado el umbral, ya no es obligatorio mantenerlo hasta finales de año, lo que proporciona a los países una mayor flexibilidad operativa.
Por último, el precio de los derechos de emisión de CO₂ (EUA) tanto para diciembre de 2025 como para diciembre de 2026 ha registrado un aumento del 3 % en comparación con el mes anterior. Esta tendencia al alza sigue ejerciendo presión sobre las tecnologías intensivas en carbono y podría influir al alza en los precios de la electricidad a medio plazo.
En cuanto a la nueva normativa en España, el pasado 6 de noviembre se publicó el RD 997/2025 para reforzar el sistema energético de la red. Sus principales objetivos incluyen el aumento de los informes y las inspecciones para todos los participantes en la cadena de suministro (generadores, operadores, distribuidores), las mejoras necesarias en los próximos seis meses para reforzar la estabilidad de la red, los cambios en el cálculo de la capacidad instalada para los activos de generación y almacenamiento, la identificación de las baterías como áreas clave de mejora integradas en el PNIEC y los esfuerzos para reducir los retrasos burocráticos para las nuevas energías.
En el primer semestre de 2026, el sistema de demanda de respuesta activa requerirá un total de 1725 MW de potencia para respaldar una mayor flexibilidad. Esta cantidad ha aumentado en un 50 % en comparación con 2025 y representa el 74 % de la potencia total necesaria durante el primer semestre, que es de 2339 MW. Algunas de las actualizaciones para el próximo año son:
- Periodo semestral en lugar de anual..
- Consumidores que puedan operar en el mercado y tengan al menos 1 MW de capacidad de potencia.
- El tiempo de activación máximo pasa a ser de 2 horas y el plazo de preaviso se reduce a 12,5 minutos, en lugar de las 3 horas y 15 minutos anteriores, respectivamente.
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%
