Análisis mensual del mercado eléctrico español: Abril 2026
El mes de abril de 2026 estuvo marcado por una moderación en los precios del mercado eléctrico español. La menor aportación eólica, el peso de los servicios de ajuste y la evolución del mercado gasista siguieron condicionando el comportamiento del sistema eléctrico.
En este artículo, analizamos los factores clave que influyeron en el comportamiento del mercado: desde el descenso 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 abril.
Precios y volúmenes en el mercado diario
Según REE, la demanda nacional, en términos brutos, se estima en 18.561 GWh, lo que representa una caída del 12,4% en comparación con el mes anterior, y un descenso del 1,1% respecto a abril de 2025.
En términos de volumen de energía negociada en el mercado diario, alcanzó los 19.805 GWh:
- Reducción de 2.082 GWh (-9,51%) en comparación con el mes anterior.
- Aumento de 232 GWh (+1,19%) en comparación con abril de 2025.
En cuanto a los precios, el mercado diario español experimentó una ligera subida. El precio medio se situó en 42,43€/MWh:
- Aumento de 1,17 €/MWh (+2,84%) en comparación con el mes anterior.
- Aumento de 16,07 € /MWh (+60,96%) en comparación con abril de 2025.
Impacto de los servicios de ajuste en el precio de la electricidad
El coste de los servicios de ajuste siguió teniendo un peso relevante en el precio de la electricidad en abril de 2026:
- Representaron el 32,7% del precio medio final, añadiendo 21,29€/MWh al coste de la electricidad.
- El coste total de estos servicios fue un 23,6% mayor que en abril 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 25,2%, lo que supone una disminución del 4,3% respecto al mes anterior.
- Energía solar fotovoltaica: La energía solar fotovoltaica aumentó su participación al 29,7%, con un incremento del 6,4% en comparación con el mes anterior.
Las entregas de gas para generación eléctrica aumentaron hasta los 6,6 TWh (+19,6% vs abril de 2025) y, como se observa en el gráfico, representaron el 5,7 % del mix.
En Portugal, los mayores cambios en las cuotas de mercado se han producido en la energía solar fotovoltaica (15,8%) que han aumentado un 6,9% respecto al mes anterior, y en la energía eólica (23,3%), que ha disminuido un 5,8%.
Mercado intradiario: Flexibilidad y ajuste en tiempo real
El mercado intradiario, clave para equilibrar oferta y demanda en plazos cortos, mostró una evolución desigual entre las subastas europeas y el mercado continuo durante abril 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 2,6%.
- La negociación total en el mercado intradiario de subastas europeas se redujo un 14,06%, y su participación en el volumen negociado en mercado diario se redujo un 4,52% 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 9% inferior al del mercado diario.
- El volumen negociadoaumentó un 19,4%, y su participación en el mercado diario aumentó un 32,3%.
Fuente: OMIE
El precio final medio de la demanda eléctrica nacional fue de 65,12€/MWh, lo que representa una bajada del 10,2% respecto al mes anterior. Además, el mercado diario e intradiario representaron el 67,12% de dicho precio final (los servicios de ajuste han supuesto un 32,7% 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 abril se registraron importantes variaciones en las rentas de congestión, tanto con Francia como con Portugal:
La interconexión España – Francia generó 65 millones de euros.
- Un 13,7% superior a la renta del mes anterior.
- Un 100,7% superior en comparación con el mismo mes del año anterior.
- Durante abril, se produjeron diferencias de precios entre las dos zonas en el 85,2% de las horas.
En contraste, la interconexión con Portugal presentó una menor contribución.
La interconexión España – Portugal generó 973.624 €.
- Un 25,3% inferior a la renta del mes anterior.
- Un 39,5% inferior en comparación con el mismo mes del año anterior.
- Las diferencias de precios entre España y Portugal se dieron en el 10,3% 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 901 millones de euros en abril.
- Reducción del 11,1% (equivalente a 113 millones de euros) en comparación con el mes anterior.
- Aumento del 59,9% (equivalente a 337,5 millones de euros) en comparación con el mismo mes del año anterior.
En abril, la reducción del valor económico del mercado eléctrico respecto a marzo de 2026 se debe principalmente al descenso del volumen negociado, aunque el precio medio del mercado diario aumentó ligeramente hasta los 42,43 €/MWh.
En comparación con abril de 2025, el incremento se debe al aumento del precio medio del mercado diario, que fue 16,07 €/MWh superior al del mismo mes del año anterior.
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 mayo una demanda de gas para generación eléctrica en torno a 5,9 TWh en el escenario medio (-18% frente a mayo 2025) y en junio una demanda de 7 TWh en el escenario medio (-29% frente a junio 2025).
- La AEMET anticipa temperaturas por encima de la media para abril-mayo-junio de 2026, lo que puede reducir la demanda energética asociada a calefacción y favorecer un entorno de menor presión sobre el sistema eléctrico.
- El mercado del gas registró una estabilización de precios en abril, situándose en torno a los 45€/MWh.
- Para mayo de 2026, MIBGAS prevé un precio en torno a los 49€/MWh, descartando una caída de precios del gas en el corto plazo.
- Tensión en el mercado gasista. En abril, el mercado energético siguió condicionado por la tensión en Oriente Medio y por la sensibilidad del GNL a cualquier riesgo sobre las rutas de suministro. Sin entrar en una escalada adicional de precios, este contexto mantuvo una prima de riesgo sobre el gas y obligó a seguir de cerca la evolución de MIBGAS, OMIP y los servicios de ajuste.
- Los contratos semanales del OMIP para la semana 22 sitúan el precio eléctrico en torno a 45,5€/MWh, reflejando una expectativa de precios todavía elevada, apoyada en una menor demanda estacional y en una mayor aportación renovable, aunque condicionada 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, aunque en abril su peso se redujo hasta el 32,7%, evidenciando su capacidad para tensionar los costes en determinados periodos.
En conclusión, los próximos meses presentan un escenario mixto: una mayor aportación renovable y una demanda más moderada pueden ayudar a contener los precios eléctricos, pero la volatilidad del gas y el contexto internacional siguen siendo factores de riesgo para el mercado energético europeo.
Impacto financiero y operativo en el negocio de las comercializadoras
La evolución del mercado eléctrico en los próximos meses presenta un escenario mixto: por un lado, una mayor aportación renovable y una demanda más moderada pueden ayudar a contener los precios; por otro, la volatilidad del gas, el contexto internacional y el peso de los servicios de ajuste siguen introduciendo incertidumbre en el coste real de suministro.
Para las comercializadoras, el impacto dependerá en gran medida de su estructura tarifaria, del perfil de su cartera y de su capacidad para anticipar precios, consumos y desviaciones.
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 episodios de mayor volatilidad, 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 todavía volátil en el mercado mayorista y la evolución de las renovables presentan tanto ventajas estratégicas como desafíos:
Estrategia recomendada: Las comercializadoras deberán aprovechar las ventanas de mercado más favorables para reforzar coberturas, revisar la oferta comercial incluyendo opciones de tarifas mixtas o flexibles, y reforzar la propuesta de valor mediante servicios adicionales como eficiencia energética, autoconsumo o asesoramiento personalizado, con el objetivo de fidelizar a los clientes y mantener la competitividad.
Comercializadoras en el mercado regulado: Posibles ajustes en la PVPC
Para las comercializadoras del mercado regulado, la moderación parcial del precio final en el mercado mayorista y la reforma del PVPC suponen un entorno más estable, pero también un reto competitivo 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
Abril de 2026 estuvo marcado por una moderación parcial del precio final de la electricidad en España, aunque el mercado continuó condicionado por la evolución del gas, el peso de los servicios de ajuste y la menor aportación eólica respecto a meses anteriores.
- Evolución en los precios en el mercado diario: El precio medio se situó en 42,43€/MWh, con un aumento de 1,17€/MWh (+2,84%) respecto a marzo, y un aumento del 60,96% frente a abril de 2025.
- Composición del mix energético: La energía eólica redujo su participación al 23,3%, mientras que la solar fotovoltaica elevó su cuota hasta el 29,7%, consolidando su peso dentro del sistema eléctrico español.
- Intercambios internacionales en aumento: La interconexión con Francia generó 65 millones de euros, un 13,7% más que el mes anterior, con diferencias de precio entre ambos mercados en el 85,2% de las horas. En contraste, la interconexión con Portugal redujo su contribución respecto a marzo.
- Evolución del valor económico mensual: El valor económico gestionado por OMIE alcanzó los 901 millones de euros. Aunque supone una reducción del 11,1% respecto a marzo por el menor volumen negociado, continúa claramente por encima del nivel registrado en abril de 2025.
- Servicios de ajuste: Aunque su peso se redujo respecto a marzo, siguieron representando el 32,7% del precio final medio de la demanda eléctrica nacional y añadieron 21,29€/MWh, consolidándose como uno de los principales factores de presión sobre los costes del suministro.
- Perspectivas para los próximos meses: La mayor aportación renovable y unas temperaturas más suaves podrían ayudar a moderar la demanda y contener parcialmente los precios eléctricos. Sin embargo, la evolución del gas, el contexto internacional y la volatilidad de los servicios de ajuste seguirán condicionando el comportamiento del mercado eléctrico europeo.
En un entorno donde el mercado continúa mostrando una elevada sensibilidad a múltiples variables, la capacidad de adaptación, previsión y automatización seguirá siendo clave para la rentabilidad y competitividad de las comercializadoras.
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