Análisis mensual del mercado eléctrico español: Abril 2025

Abril de 2025 fue un mes marcado por un descenso en los precios del mercado eléctrico español, influenciado principalmente por la menor dependencia del gas y una mayor participación de la energía solar fotovoltaica en el mix de generación.

En este artículo, analizamos los factores clave que influyeron en el comportamiento del mercado: desde la reducción de la demanda eléctrica hasta la participación de las distintas tecnologías de generación, y cómo los intercambios internacionales, especialmente con Francia, 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 18.655 GWh, lo que representa un 3,3% inferior en comparación con el mismo mes del año anterior, y una reducción del 13,4% respecto a marzo de 2025.

Este descenso también se refleja en el volumen de energía negociada en el mercado diario, que alcanzó los 19.573 GWh:

• Descenso de 1.610 GWh (-7,6%) en comparación con el mes anterior.
• Descenso de 499 GWh (-7,06%) en comparación con abril de 2024.

En cuanto a los precios, el mercado diario español experimentó una drástica bajada. El precio medio se situó en 26,36€/MWh:

• Descenso de 26,42€/MWh (-50,06%) en comparación con el mes anterior.
• Incremento de 12,91€/MWh (+96%) en comparación con abril de 2024.

Fuente: OMIE

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 solar fotovoltaica: La energía solar fotovoltaica aumentó su participación al 23,9%, lo que supone un aumento del 8,9% respecto al mes anterior.
• Energía nuclear: La energía nuclear disminuyó su participación al 12,7%, con un descenso del 7,1% en comparación con el mes anterior.

Como se observa en el gráfico, la demanda del ciclo combinado para la generación eléctrica ha bajado durante abril hasta el 0,1%, además, los precios de gas han bajado durante abril, situándose en torno a los 30€/MWh. Esto, junto al incremento de la generación solar fotovoltaica han reducido los precios de la electricidad.

En Portugal, los mayores cambios en las cuotas de mercado se han producido en la energía renovable, cogeneración y residuos (50,8%), que ha aumentado un 1% respecto al mes anterior, y en la energía hidráulica (49,2%) que ha disminuido un 7,1%.

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 abril de 2025.

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 se situó un 9,5% por debajo del mercado diario, lo que representa una diferencia menos significativa que en marzo, cuando esta variación superó el 30%.
• La negociación total en el mercado intradiario de subastas europeas disminuyó un 1,75%, aunque su participación en el mercado diario aumentó un 6,34% 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 fue un 30,4% inferior al del mercado diario, en línea con lo experimentado en marzo tras la implementación del MTU15.
• El volumen negociado se redujo un 15,8%, y su participación en el mercado diario también disminuyó ligeramente, pasando del 3% al 2,7%.

Fuente: OMIE

La diferencia de precios entre el mercado diario y los mercados intradiarios durante abril parece confirmar un cambio tras la entrada en vigor del MTU15. A diferencia de marzo, cuando los primeros días de implementación generaban incertidumbre y comportamientos inestables, abril ha sido el primer mes completo con operativa cuarto-horaria. En este contexto, el mercado intradiario de subastas redujo notablemente su brecha frente al mercado diario: en marzo los precios fueron un 30% inferiores, mientras que en abril la diferencia se moderó al 9,5%. Por su parte, el mercado continuo mantuvo una diferencia estable, en torno al 30% por debajo del diario en ambos meses. Antes del MTU15, en enero y febrero, estas diferencias eran mucho menores —en torno al 1–2% o incluso con precios superiores en los intradiarios—, lo que sugiere que el nuevo marco horario está contribuyendo a una mayor competitividad en estos mercados.

Impacto de los servicios de ajuste en el precio de la electricidad

Los servicios de ajuste han influido de manera significativa en el precio de la electricidad en abril de 2025:

• Representaron el 38,1% del precio medio final, añadiendo 18€/MWh al coste de la electricidad.
• El coste total de estos servicios fue un 4,2% menor que en abril de 2024.

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 32 millones de euros.

• Un 31,5% inferior a la renta del mes anterior.
• Un 14,8% superior en comparación con el mismo mes del año anterior.
• Durante abril, se produjeron diferencias de precios entre las dos zonas en el 83,6% de las horas.
• La interconexión Francia-España (F-E) estuvo congestionada solo en el 8,2% de las horas. La interconexión España-Francia (E-F) estuvo congestionada en el 53,8% de las horas, y las horas sin congestión representaron un 38,1%.

En contraste, la interconexión con Portugal presentó una menor contribución, pero supuso un incremento mayor en comparación con marzo.

La interconexión España – Portugal generó 1,6 millones de euros.

• Un 5,7% superior a la del mes anterior.
• Un 59,2% superior a la del mismo mes del año anterior.
• Las diferencias de precios entre España y Portugal se dieron en el 10% de las horas.
• La interconexión Portugal-España (P-E) tuvo congestión en apenas el 4,3% de las horas. La interconexión España- Portugal (E-P) tuvo congestión en el 5,7% de las horas y las horas sin congestión representaron un 90%.

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 571 millones de euros en abril.

• Disminución del 53,6% (equivalente a 660 millones de euros) en comparación con el mes anterior.
• Aumento del 73,8% (equivalente a 244 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 se debe a la fuerte caída del precio medio del mercado diario, que descendió un 50%. Además, el volumen de energía negociada disminuyó un 7% frente al mes anterior.

En comparación con abril de 2024, el aumento del valor económico se debe a que los precios, aunque bajos, fueron muy superiores a los del año pasado, cuando se situaban en torno a los 13€/MWh.

Fuente: OMIE

El precio final medio de la demanda eléctrica nacional fue de 47,25€/MWh, lo que representa un descenso del 33,8% respecto al mes anterior (-24,5€).

Fuente: REE

¿Cómo evolucionarán los precios del mercado eléctrico en los próximos meses?

Los precios de la electricidad en los próximos meses estarán marcados por la combinación de un menor uso de gas en la generación eléctrica y el aumento de las energías renovables. Sin embargo, el encarecimiento progresivo del gas y las altas temperaturas limitarán el impacto positivo de estos factores, manteniendo cierta presión en los costes energéticos:

• Enagás prevé una reducción en el uso de gas para generación eléctrica del 24% en mayo, del 17% en junio y un 4% en julio, en comparación con los mismos meses de 2024. Esta menor utilización del ciclo combinado debería traducirse en menor presión sobre los precios.
• La AEMET anticipa un verano más cálido de lo habitual, lo que favorecerá la producción solar. Sin embargo, las altas temperaturas podrían incrementar la demanda para aires acondicionados, lo que podría suponer un aumento de los precios eléctricos.
• El mercado del gas registró una bajada notable en abril, situándose en torno a los 30€/MWh, debido a temperaturas suaves, menor demanda asiática y señales de distensión geopolítica.
• Los contratos semanales del OMIP para las semanas 23 a 25 reflejan precios eléctricos en torno a los 28€/MWh, lo que refuerza las previsiones de precios moderados a corto plazo. Sin embargo, los contratos para junio aumentan su precio a 40€/MWh, reflejando la presión de las temperaturas en los precios.
• A pesar de este contexto favorable, la situación sigue siendo frágil. El nivel de reservas europeas ronda el 33,6%, y un repunte de la demanda asiática de GNL durante el verano podría tensionar el mercado global de gas y presionar los precios al alza.

En conclusión, se prevé un periodo de precios bajos en el corto plazo. Sin embargo, el comportamiento del mercado gasista en verano será clave para definir la evolución del segundo semestre del año.

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 posible 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 elevados en momentos de menor generación renovable.

Estrategia recomendada: En un entorno de precios bajos, las comercializadoras pueden ofrecer tarifas híbridas que combinen indexación con techos máximos. Además, mejorar la capacidad de predicción de precios y consumo para minimizar compras en horas caras. Y, por último, explorar servicios adicionales como almacenamiento y agregación de demanda.

Comercializadoras con tarifas fijas: Riesgos y oportunidades en la contratación

Para las comercializadoras que ofrecen precios fijos, el mantenimiento de precios bajos en el mercado mayorista y la evolución de las renovables presentan tanto ventajas estratégicas como desafíos:

Estrategia recomendada: Las comercializadoras deberán aprovechar el contexto de precios bajos para contratar coberturas a futuro más favorables, 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 bajada de precios 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: En un entorno de precios bajos, las comercializadoras deben centrarse en destacar los servicios diferenciadores que no ofrece el PVPC, como atención personalizada, energía verde o asesoramiento especializado, y posicionarse en segmentos que valoren soluciones energéticas más completas y personalizadas.

Conclusión: Un mercado eléctrico con precios elevados y alta volatilidad

Abril de 2025 se ha caracterizado por una significativa bajada en los precios del mercado eléctrico, impulsada por la menor dependencia del gas y el aumento de la generación solar fotovoltaica. Esta tendencia ha contribuido a un entorno más favorable para los consumidores, aunque persisten factores estructurales que siguen condicionando la evolución del sistema eléctrico.

• Descenso de precios en el mercado diario: El precio medio cayó un 50% respecto a marzo, alcanzando los 26,36€/MWh, debido a una menor demanda de ciclo combinado, la bajada del precio del gas y un incremento notable en la producción solar fotovoltaica.
• Composición del mix energético más favorable: La generación solar fotovoltaica alcanzó el 23,9% del mix energético, mientras que el ciclo combinado quedó prácticamente fuera del mix. Esta evolución contribuyó de forma directa a la contención de precios.
• Ajustes intradiarios: La entrada en vigor del MTU15 en el mercado intradiario podría estar relacionada con los menores precios respecto al mercado diario. Sin embargo, este cambio podría deberse a comportamientos atípicos e inestables propios de los primeros días tras la implementación. Será necesario observar si esta diferencia significativa entre los precios se mantiene en el tiempo o si responde a un periodo de ajuste temporal.
• Servicios de ajuste aún con impacto relevante: Aunque el coste total de los servicios de ajuste fue un 4,2% inferior al de abril de 2024, representaron el 38,1% del precio medio final de la electricidad, lo que refleja la complejidad operativa derivada de la alta penetración renovable.
• Intercambios internacionales mixtos: Las rentas de congestión con Francia se redujeron un 31,5% respecto a marzo, aunque fueron un 14,8% superiores a las de abril de 2024. En cambio, la interconexión con Portugal, pese a su menor volumen, generó 1,6 millones de euros: un 5,7% más que en marzo y un 59,2% más que en abril del año anterior.
• Reducción del valor económico mensual: El valor total gestionado por OMIE descendió un 53,6% respecto a marzo, debido a la caída del precio medio y al menor volumen negociado. No obstante, fue un 73,8% superior al de abril de 2024, cuando los precios eran excepcionalmente bajos.
• Perspectivas para los próximos meses: Para mayo se espera que los precios se mantengan bajos, en línea con las previsiones de menor uso del gas y una mayor producción renovable. Sin embargo, a partir de junio podrían repuntar y suponer un incremento cercano al 50% respecto a los 26,36€/MWh registrados en abril. El comportamiento del mercado gasista y las temperaturas veraniegas serán determinantes en la evolución del segundo semestre del año.

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. Con Globalsyde Argentia, las comercializadoras pueden optimizar sus estrategias y adaptarse rápidamente a la evolución y condiciones cambiantes del sector. Descubre cómo en este enlace.

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