Análisis del mercado energético español
Análisis del mercado energético español es clave para entender las dinámicas y tendencias que afectan al sector tanto a nivel local como internacional. En este análisis detallado, abordamos los factores clave que influyen en el precio de la energía, la oferta y demanda, y las políticas regulatorias más recientes. Este panorama completo le permitirá estar al día con los cambios semanales y prever las posibles variaciones en el mercado, tanto en España como en otros mercados relevantes como el de Francia.
Índice
Abril 2025
Figuras claves del mes
En abril de 2025, los precios de la electricidad en los mercados europeos cayeron bruscamente, principalmente debido a una fuerte producción de energía renovable.
La primera mitad del mes estuvo marcada por un aumento significativo en la generación renovable, con récords diarios de producción solar fotovoltaica en Italia, Francia y Alemania. Durante la segunda mitad del mes, la demanda eléctrica descendió debido al periodo de Pascua, y la mayor generación eólica en la mayoría de los mercados empujó aún más los precios a la baja. No obstante, en la última semana de abril, la generación eólica disminuyó, lo que provocó una recuperación de precios en varios mercados eléctricos europeos.
En España, el precio spot de electricidad sobresalió en abril’25, promediando solo 26.81 €/MWh, significativamente por debajo del resto de países europeos. Esto se debió en gran medida a la sólida generación renovable durante todo el mes.
Para ilustrar el contraste, el precio promedio en España fue casi cuatro veces inferior al de Italia (99.85 €/MWh) y tres veces inferior al de Alemania (77.60 €/MWh).
El mercado del gas continuó con la tendencia a la baja, observada el mes anterior. Se registraron caídas significativas, con todos los países mostrando precios spot de gas por debajo de los 40 €/MWh, un nivel que había sido superado el mes anterior. Los precios Cal’26 del gas también descendieron, aunque de forma menos pronunciada que en el mercado spot.
Los precios del CO₂ (EUA diciembre 2025) cayeron de 70.0 €/t en marzo 2025 a 65.5 €/t en abril del mismo año, marcando una disminución significativa. Sin embargo, el precio del carbón CIF ARA Y+1 aumentó, superando los 107 €/t en abril frente a los 104 €/t en marzo de 2025. Este panorama refleja un periodo de caídas generalizadas en los mercados energéticos —incluyendo gas, electricidad y CO₂— siendo el carbón la única excepción, mostrando un ligero incremento, posiblemente impulsado por la incertidumbre sobre una reducción de suministro desde Australia, lo que logró contrarrestar la predominante tendencia a la baja.
Demanda de energía y mix energético
La demanda eléctrica en España en abril 2025 alcanzó los 17,427 GWh, mientras que la generación total fue de 19,276 GWh. Ambas cifras fueron inferiores a las registradas en marzo 2025 y abril 2024, debido principalmente al apagón que afectó a España el 28 de abril.
Las fuentes renovables dominaron la generación eléctrica en España en abril’25, representando el 65.5% del mix total. Esto se refleja en que las tres tecnologías principales del mes fueron todas renovables: la eólica lideró con un 21.1%, seguida por la solar fotovoltaica con un 20.7% y la hidráulica con un 20.3%, todas con contribuciones similares.
El 16 de abril, las renovables cubrieron el 100% de la demanda eléctrica en todo el sistema peninsular, por primera vez en un día laboral. Además, el 21 de abril, la energía solar alcanzó un nuevo récord de generación instantánea con 20,120 MW.
La energía nuclear fue la principal fuente no renovable, con un 15.3% del total, aunque esto representa una fuerte caída respecto al mes anterior (20.5%). Esta reducción se debió a paradas programadas en varias plantas nucleares, aprovechando los bajos precios derivados de la alta generación renovable y la reducción en la demanda. Como resultado, cinco de los siete reactores nucleares operativos en España estuvieron desconectados durante el mes, quedando solo Ascó II y Vandellós II en funcionamiento.
Source: Haya Energy Solutions
Apagón de abril
Los indicios apuntan a que la alta penetración de renovables en el sistema eléctrico español, sin suficiente respaldo de generación síncrona, provocó oscilaciones no controladas y desconexiones en cascada, culminando en el apagón del 28 de abril.
Ese día, aproximadamente el 80% de la generación eléctrica provenía de fuentes renovables, principalmente solar y eólica, mientras que la participación de tecnologías síncronas como la nuclear, el gas y la gran hidráulica era muy baja —tecnologías claves para estabilizar la frecuencia de red (50 Hz) mediante inercia rotacional durante desequilibrios de oferta y demanda.
En contraste, la mayoría de la generación renovable provenía de paneles solares y turbinas eólicas conectados mediante electrónica de potencia (inversores), los cuales no aportan inercia física al sistema, haciendo a la red vulnerable a perturbaciones. Ese día se produjeron severas oscilaciones eléctricas provocadas por fluctuaciones de voltaje y potencia. Estas oscilaciones, sumadas al hecho de que solo un reactor nuclear estaba operativo y la generación solar era extremadamente alta, activaron mecanismos de protección que desconectaron automáticamente muchas plantas solares, provocando una pérdida repentina y masiva de capacidad. A falta de mayor respaldo convencional suficiente para estabilizar la red, el sistema colapsó en una falla en cascada que afectó a toda España, Portugal y partes de Francia.
Precios de energía y panorama del mercado
Source: Haya Energy Solutions
El precio promedio de la electricidad en España en abril 2025 bajó a 26.81 €/MWh, lo que supone una caída del 50% respecto a marzo 2025 (53.09 €/MWh). Este fue el precio mensual más bajo en lo que va del año, impulsado por una generación renovable excepcionalmente alta (eólica, solar e hidráulica) y una menor demanda debido al periodo vacacional. Sin embargo, si se compara con abril de 2024, que tuvo un precio promedio de 13.67 €/MWh, el precio de este año casi se duplica, reflejando un aumento interanual a pesar del descenso mensual reciente.
Un aspecto clave del mercado eléctrico español en abril, fue el alto número de horas con precios negativos en el mercado mayorista, impulsado por un fuerte aumento de la generación renovable en un contexto de demanda moderada. La rápida expansión de la capacidad solar fotovoltaica en España en los últimos años evidencia la creciente necesidad de mecanismos de flexibilidad y almacenamiento energético para garantizar la fiabilidad del sistema.
Sin embargo, los reiterados precios negativos pueden poner en riesgo la viabilidad financiera de nuevos proyectos de generación y respaldo, esenciales para mantener la estabilidad. Si este desequilibrio continúa, podría aumentar el riesgo de apagones o generar una elevada volatilidad de precios en el futuro, volviéndose el sistema más frágil.
Source: Haya Energy Solutions
El precio promedio del gas en abril 2025 en MIBGAS fue de 33.51 €/MWh, marcando una fuerte caída respecto a marzo de 2025 (41.29 €/MWh) y prolongando la tendencia a la baja establecida el mes anterior.
Durante abril, la UE introdujo nuevas medidas para reducir la demanda de gas, lo que condujo a una menor importación. Al mismo tiempo, el Comité de Industria y Energía del Parlamento Europeo apoyó la extensión de las obligaciones de almacenamiento de gas, flexibilizando levemente los requisitos regulatorios para evitar presiones alcistas sobre los precios.
Aunque la Comisión Europea ha propuesto extender la regulación hasta el 31 de diciembre de 2027, más allá de la fecha original de prescripción en 2025, la versión actualizada permite mayor flexibilidad. En lugar de exigir que las instalaciones de almacenamiento se llenen al menos en un 90 %, el enfoque revisado garantiza que los niveles de almacenamiento totales se mantengan por encima del 75 %, otorgando así a los Estados miembros mayor margen para realizar ajustes.
Tendencias del mercado y perspectivas
Source: Haya Energy Solutions
Entre marzo y abril de 2025, los mercados energéticos registraron una marcada tendencia bajista en la mayoría de los productos. Los futuros del Brent, del gas y del CO₂ alcanzaron sus precios de cierre más bajos desde abril de 2021, septiembre de 2024 y abril de 2024, respectivamente.
Los precios eléctricos cayeron de forma significativa, especialmente en el corto plazo, destacando el producto M+1 con una disminución del 19,2 %. Aunque los productos trimestrales y a medio plazo también se redujeron, el producto anual de 2025 experimentó un ligero repunte, lo que sugiere expectativas de estabilidad o incluso de recuperación del mercado a largo plazo.
De manera similar, los precios del gas descendieron en todos los horizontes. Los contratos mensuales y trimestrales cayeron en torno al 16 %, mientras que los productos anuales mostraron descensos más moderados, lo que indica un alivio a corto plazo, pero una relativa estabilidad en el largo plazo. Durante este período, las políticas arancelarias de EE. UU. continuaron influyendo en los futuros del gas, mientras que las negociaciones en curso para flexibilizar los objetivos de almacenamiento de cara al invierno también contribuyeron a mantener los precios contenidos.
Los precios del carbono también siguieron esta tendencia bajista: los precios del EUA para 2025 y 2026 disminuyeron en torno al 7 %, posiblemente debido a una menor actividad industrial o a una mayor participación de las energías renovables en el mix energético.
A pesar de esta reducción de costes en los insumos, el Clean Spark Spread continúa siendo negativo, aunque con una mejora apreciable, especialmente para el Q+2. Esto implica que las plantas de ciclo combinado aún no resultan rentables únicamente con los ingresos del mercado energético, por lo que deben depender de servicios complementarios u otros mecanismos de remuneración.
El precio del petróleo Brent cayó cerca del 10 %, reflejando una debilidad generalizada en los mercados energéticos globales. Esta caída se intensificó tras la decisión inesperada de la OPEP+ (liderada por Arabia Saudí y Rusia) de adelantar el incremento de producción, añadiendo 411.000 barriles diarios a partir de mayo. El mercado reaccionó de inmediato, con una caída del 5 % en el precio del crudo tras el anuncio. Adicionalmente, la OPEP revisó a la baja su previsión de crecimiento de la demanda mundial de petróleo para 2025, situándola en 1,3 millones de barriles diarios, 150.000 barriles menos que la estimación anterior, lo que añade mayor presión a la baja.
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%
