Análisis mensual del mercado eléctrico español: Marzo 2026
El mes de marzo de 2026 estuvo marcado por una subida en los precios del mercado eléctrico español, influenciado principalmente por la menor participación de la energía eólica y por el fuerte encarecimiento de los servicios de ajuste, mientras que el aumento de la demanda actuó como factor adicional de presión sobre los precios.
En este artículo, analizamos los factores clave que influyeron en el comportamiento del mercado: desde el aumento de la demanda eléctrica hasta la participación de las distintas tecnologías de generación, y cómo los intercambios internacionales impactaron en la dinámica general del sistema.
Este análisis del Informe de Evolución del Mercado de Electricidad de OMIE tiene como objetivo ofrecer una visión clara y comprensible del panorama energético durante marzo.
Precios y volúmenes en el mercado diario
Según REE, la demanda nacional, en términos brutos, se estima en 21.182 GWh, lo que representa un aumento del 3,71% en comparación con el mes anterior, y un descenso del 3,1% respecto a marzo de 2025.
En términos de volumen de energía negociada en el mercado diario, alcanzó los 21.887 GWh:
- Aumento de 1.338 GWh (+6,51%) en comparación con el mes anterior.
- Aumento de 704 GWh (+3,32%) en comparación con marzo de 2025.
En cuanto a los precios, el mercado diario español experimentó una fuerte subida. El precio medio se situó en 41,26€/MWh:
- Aumento de 27,73€/MWh (+204,95%) en comparación con el mes anterior.
- Reducción de 11,52€ /MWh (-21,83%) en comparación con marzo de 2025.
Impacto de los servicios de ajuste en el precio de la electricidad
El coste de los servicios de ajuste ha influido de manera significativa en el precio de la electricidad en marzo de 2026:
- Representaron el 38,4% del precio medio final, añadiendo 27,84€/MWh al coste de la electricidad.
- El coste total de estos servicios fue un 68% mayor que en marzo de 2025.
Composición de la generación: El rol de las tecnologías en el mix energético
La composición del mix de generación mostró dos variaciones importantes entre las tecnologías que alimentan el sistema eléctrico español:
- Energía eólica: La energía eólica redujo su participación al 29,5%, lo que supone una disminución del 7,6% respecto al mes anterior.
- Energía solar fotovoltaica: La energía solar fotovoltaica aumentó su participación al 23,2%, con un incremento del 6,8% en comparación con el mes anterior.
Las entregas de gas para generación eléctrica aumentaron hasta los 7,9 TWh (+46,8% vs marzo de 2025) y, como se observa en el gráfico, representaron el 4,3% del mix.
En Portugal, los mayores cambios en las cuotas de mercado se han producido en la energía solar fotovoltaica (9,9%) que han aumentado un 4,7% respecto al mes anterior, y en la energía hidráulica (49,7%), que ha disminuido un 3,3%.
Mercado intradiario: Flexibilidad y ajuste en tiempo real
El mercado intradiario, clave para equilibrar oferta y demanda en plazos cortos, mostró una actividad y una fluctuación considerable de precios durante marzo de 2026.
Mercado intradiario de subastas europeas
El mercado intradiario permite realizar ajustes a un coste relativamente bajo y este mes destaca por los siguientes aspectos:
- El precio medio volvió a situarse por debajo del mercado diario, concretamente un 6%.
- La negociación total en el mercado intradiario de subastas europeas aumentó un 4,45%, y su participación en el volumen negociado en mercado diario se redujo un 1,9% respecto al mes anterior.
Fuente: OMIE
Mercado intradiario continuo
El mercado continuo facilita una mayor flexibilidad, mejorando así la eficiencia de los recursos disponibles. Este mes destaca por los siguientes aspectos:
- El precio medio volvió a ser un 5,8% inferior al del mercado diario.
- El volumen negociado se redujo un 0,12%, y su participación en el mercado diario se redujo un 6,06%.
Fuente: OMIE
El precio final medio de la demanda eléctrica nacional fue de 72,47€/MWh, lo que representa una subida del 70,04% respecto al mes anterior. Además, el mercado diario e intradiario han supuesto un 61,3% de dicho precio final (los servicios de ajuste han supuesto un 38,4% del precio).
A continuación, mostramos un gráfico en el que se presenta el peso del coste de los servicios de ajuste en el precio final.
Intercambios internacionales: Rentas de congestión y precios diferenciados
Los intercambios internacionales son una pieza fundamental en la estabilidad del sistema eléctrico ibérico, y en marzo se registraron importantes variaciones en las rentas de congestión, tanto con Francia como con Portugal:
La interconexión España – Francia generó 57 millones de euros.
- Un 30,4% superior a la renta del mes anterior.
- Un 20,9% superior en comparación con el mismo mes del año anterior.
- Durante marzo, se produjeron diferencias de precios entre las dos zonas en el 82,9% de las horas.
En contraste, la interconexión con Portugal presentó una mayor contribución.
La interconexión España – Portugal generó 1,3 millones de euros.
- Un 73% inferior a la renta del mes anterior.
- Un 14,5% inferior en comparación con el mismo mes del año anterior.
- Las diferencias de precios entre España y Portugal se dieron en el 7,1% de las horas.
Fuente: OMIE
Resultados económicos: Un mercado de alto valor, pero con fluctuaciones
El valor económico de las compras en los mercados gestionados por OMIE alcanzó 1.014 millones de euros en marzo.
- Aumento del 162,4% (equivalente a 627,57 millones de euros) en comparación con el mes anterior.
- Reducción del 17,7% (equivalente a 179,5 millones de euros) en comparación con el mismo mes del año anterior.
En marzo, el incremento del valor económico del mercado eléctrico respecto a febrero de 2026 se debe al aumento en el precio, que se situó en 41,26€/MWh.
En comparación con marzo de 2025, la reducción del valor económico se explica por los precios más bajos, con una diferencia de -11,52€/MWh respecto al año pasado.
Fuente: OMIE
¿Cómo evolucionarán los precios del mercado eléctrico en los próximos meses?
Los precios de la electricidad en los próximos meses estarán marcados por la evolución del mercado gasista, la aportación renovable y el peso creciente de los servicios de ajuste.
- Enagás prevé para abril una demanda de gas para generación eléctrica en torno a 5,7 TWh en el escenario medio (+3% frente a abril 2025) y en mayo una demanda de 5,9 TWh en el escenario medio (-18% frente a mayo 2025).
- La AEMET anticipa temperaturas por encima de la media para marzo-abril-mayo de 2026, lo que puede desincentivar la demanda de calefacción y podría generar un cierto alivio estacional en los precios eléctricos.
- El mercado del gas registró un aumento de precios en marzo, situándose en torno a los 43€/MWh.
- Para abril de 2026, MIBGAS prevé un precio en torno a los 53€/MWh, descartando una caída de precios del gas en el corto plazo.
- Escalada del conflicto entre Oriente Medio. La intensificación de los enfrentamientos militares y la preocupación por posibles interrupciones en el suministro de GNL y el tráfico por el estrecho de Ormuz han reforzado la aversión al riesgo en el mercado, lo que se traduce en una prima de precios más elevada.
- Los contratos semanales del OMIP para la semana 18 sitúan el precio eléctrico en torno a 34€/MWh, reflejando una expectativa de precios más moderada, apoyada en una menor demanda estacional y en una mayor aportación renovable, aunque condicionada todavía por la incertidumbre geopolítica y su posible efecto sobre el gas.
- Los costes de los servicios de ajuste se han consolidado como un reto estructural: La previsión para 2026 sitúa el peso medio de los servicios de ajuste en torno al 17% del precio eléctrico, pero en marzo este porcentaje se elevó hasta el 38,4% del precio final, evidenciando su capacidad para tensionar los costes en determinados periodos.
En conclusión, los próximos meses se perfilan con un escenario mixto: por un lado, la primavera más cálida y el mayor peso de la generación renovable podrían aliviar la demanda y contener los precios eléctricos; por otro, la incertidumbre geopolítica y su impacto sobre el gas siguen manteniendo un foco claro de riesgo para la evolución del mercado energético.
Impacto financiero y operativo en el negocio de las comercializadoras
La evolución de los precios del mercado eléctrico en los próximos meses presenta un escenario de alta volatilidad, lo que tendrá implicaciones directas en el modelo de negocio de las comercializadoras, dependiendo de su estructura tarifaria y su capacidad de gestión del riesgo.
Comercializadoras con tarifas indexadas: Volatilidad y adaptación
Las tarifas indexadas seguirán expuestas a la variabilidad del mercado mayorista, con precios más bajos en horas de alta producción solar, pero más elevados en momentos de menor generación renovable. El escenario previsto para los próximos meses apunta a precios más elevados, con repuntes que exigirán una gestión horaria eficiente.
Estrategia recomendada: Las comercializadoras pueden diseñar tarifas híbridas que incluyan mecanismos de protección frente a picos de precios, mejorar la predicción de precios y demanda para minimizar compras en momentos de altos costes, e implementar herramientas que optimicen la actualización de tarifas en tiempo real.
Comercializadoras con tarifas fijas: Riesgos y oportunidades en la contratación
Para las comercializadoras que ofrecen precios fijos, la evolución hacia un escenario de precios más altos en el mercado mayorista y la evolución de las renovables presentan tanto ventajas estratégicas como desafíos:
Estrategia recomendada: Para competir con el PVPC, las comercializadoras deberán ofrecer servicios adicionales que vayan más allá del precio, como atención personalizada u opciones de energía verde, y posicionarse en segmentos de clientes que valoren soluciones energéticas adaptadas a sus necesidades.
Comercializadoras en el mercado regulado: Posibles ajustes en la PVPC
Para las comercializadoras del mercado regulado, el aumento de precios en el mercado mayorista y la reforma del PVPC suponen una posible ventaja competitiva frente al mercado libre.
Estrategia recomendada: Para competir con el PVPC, las comercializadoras deberán ofrecer servicios adicionales que vayan más allá del precio, como atención personalizada u opciones de energía verde, y posicionarse en segmentos de clientes que valoren soluciones energéticas adaptadas a sus necesidades.
Conclusión: Un mercado eléctrico con precios más altos y retos latentes
Marzo de 2026 estuvo marcado por un fuerte repunte en los precios del mercado eléctrico español, impulsado por el aumento de la demanda, una menor aportación eólica respecto al mes anterior y el peso creciente de los servicios de ajuste.
- Subida en los precios en el mercado diario: El precio medio se situó en 41,26€/MWh, con un aumento de 27,73€/MWh (+204,95%) respecto a febrero, aunque todavía por debajo del nivel registrado en marzo de 2025 (-21,83%).
- Composición del mix energético: La energía eólica redujo su cuota al 29,5%, mientras que la solar fotovoltaica elevó su participación al 23,2%, reforzando su papel en el mix en un contexto de transición estacional.
- Intercambios internacionales en aumento: La interconexión con Francia generó 57 millones de euros, un 30,4% más que en febrero, con diferencias de precio entre ambos mercados en el 82,9% de las horas. Con Portugal, la renta fue de 1,3 millones de euros, un 73% superior al mes anterior, aunque con diferencias de precio en solo el 7,1% de las horas.
- Aumento del valor económico mensual: El total gestionado por OMIE alcanzó los 1.014 millones de euros, lo que supone un aumento del 162,4% respecto a febrero, impulsado por la fuerte subida del precio medio del mercado diario.
- Servicios de ajuste: Su impacto siguió siendo muy relevante, al representar el 38,4% del precio final medio de la demanda eléctrica nacional y añadir 27,84€/MWh, consolidándose como uno de los principales focos de presión sobre los costes del sistema.
- Perspectivas para los próximos meses: El escenario continúa siendo incierto. La primavera más cálida y el mayor peso renovable podrían aliviar la demanda y moderar los precios en determinados periodos, pero la evolución del gas, la tensión geopolítica y el peso estructural de los servicios de ajuste seguirán condicionando la evolución del mercado eléctrico.
En un entorno de precios dinámicos, la capacidad de adaptación y la optimización de la gestión serán clave para la rentabilidad del negocio. Ante estas fluctuaciones en el mercado, contar con herramientas que permitan mayor flexibilidad y automatización en la gestión de tarifas es clave.
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