Análisis mensual del mercado eléctrico español: Agosto 2025
El mes de agosto de 2025 estuvo marcado por una leve reducción en los precios del mercado eléctrico español, influenciado principalmente por la menor dependencia de los ciclos combinados, y una mayor aportación renovable.
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 agosto.
Precios y volúmenes en el mercado diario
Según REE, la demanda nacional, en términos brutos, se estima en 22.128 GWh, lo que representa un descenso del 4,82% en comparación con el mes anterior, y un descenso del 1,7% respecto a agosto de 2024.
En términos de volumen de energía negociada en el mercado diario, alcanzó los 20.550 GWh:
- Descenso de 1.333 GWh (-6,1%) en comparación con el mes anterior.
- Aumento de 1.500 GWh (+7,9%) en comparación con agosto de 2024.
En cuanto a los precios, el mercado diario español experimentó una leve reducción. El precio medio se situó en 68,57€/MWh:
- Descenso de 1,49 €/MWh (-2,7%) en comparación con el mes anterior.
- Descenso de 22,5€/MWh (-24,71%) en comparación con agosto de 2024.
Fuente: OMIE
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 agosto de 2025:
- Representaron el 16,5% del precio medio final, añadiendo 13,6€/MWh al coste de la electricidad.
- El coste total de estos servicios fue un 53,4% mayor que en agosto de 2024.
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 nuclear: La energía nuclear aumentó su participación al 23%, lo que supone un aumento del 2,3% respecto al mes anterior.
- Energía eólica: La energía eólica disminuyó su participación al 20,2%, con un descenso del 1,9% en comparación con el mes anterior.
Como se observa en el gráfico, las entregas de gas para generación eléctrica disminuyeron hasta un 2,6%, lo que explica la disminución en el precio, una leve bajada que se corresponde con una bajada similar en el mercado organizado del gas, como puede observarse en nuestro análisis mensual del mercado organizado de gas de agosto.
En Portugal, los mayores cambios en las cuotas de mercado se han producido en la energía hidráulica (39%), que ha aumentado un 4,1% respecto al mes anterior, y en la energía renovable (59,2%) que ha disminuido un 3,8%.
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 agosto 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 3,1% por debajo del mercado diario, una reducción del 10,7% en comparación con el mes anterior.
- La negociación total en el mercado intradiario de subastas europeas aumentó un 7%, y su participación en el volumen negociado en mercado diario aumentó un 14,18% 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 6,8% inferior al del mercado diario, una diferencia menos significativa que en julio, cuando esta variación fue del 11,1%.
- El volumen negociado aumentó un 2,83%, y su participación en el mercado diario también aumentó ligeramente, pasando del 2,7% al 2,9%.
Fuente: OMIE
El precio final medio de la demanda eléctrica nacional fue de 82,34€/MWh, lo que representa una reducción del del 4,46% respecto al mes anterior y una reducción del 24,8% respecto a agosto de 2024. Además, el mercado diario e intradiario han supuesto un 83,3% de dicho precio final (los servicios de ajuste han supuesto un 16,5% 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 durante 2025.
Intercambios internacionales: Rentas de congestión y precios diferenciados
Los intercambios internacionales son una pieza fundamental en la estabilidad del sistema eléctrico ibérico, y en agosto se registraron importantes variaciones en las rentas de congestión, tanto con Francia como con Portugal:
La interconexión España – Francia generó 33 millones de euros.
- Un 22,6% superior a la renta del mes anterior.
- Un 53,3% inferior en comparación con el mismo mes del año anterior.
- Durante agosto, se produjeron diferencias de precios entre las dos zonas en el 85,9% de las horas.
En contraste, la interconexión con Portugal presentó una menor contribución, pero supuso un aumento en comparación con julio.
La interconexión España – Portugal generó 656.513 euros.
- Un 99,5% superior a la del mes anterior.
- Un 139,9% superior a la del mismo mes del año anterior.
- Las diferencias de precios entre España y Portugal se dieron en el 5,9% 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 1.522 millones de euros en agosto.
- Reducción del 5,7 % (equivalente a 92 millones de euros) en comparación con el mes anterior.
- Reducción del 22,3% (equivalente a 435 millones de euros) en comparación con el mismo mes del año anterior.
En agosto, la reducción del valor económico del mercado eléctrico respecto a julio se debe la reducción en el volumen negociado en el mercado eléctrico, junto a la leve reducción en el precio que se situó en 68,57€/MWh.
En comparación con agosto de 2024, la reducción del valor económico se explica por los precios más bajos, con una diferencia de 22,51€/MWh (-24,71 %) 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 septiembre de 2025 una demanda de gas para generación eléctrica en torno a 7,2 TWh en el escenario medio (+12% frente a agosto 2024). Para octubre de 2025, la previsión se sitúa en 7,0 TWh en el escenario medio (+20% frente a septiembre 2024).
- La AEMET anticipa temperaturas por encima de la media en el trimestre septiembre-noviembre, lo que puede retrasar la demanda de calefacción y podría generar un cierto alivio estacional en los precios eléctricos.
- El mercado del gas registró una ligera reducción de precios en agosto, situándose en torno a los 33€/MWh, debido a temperaturas menos inusualmente cálidas y señales de distensión geopolítica.
- Los contratos semanales del OMIP para la semana 39 reflejan precios eléctricos en torno a los 63,5€/MWh, lo que refuerza las previsiones de reducción de precios a corto plazo. Igualmente, los contratos para octubre preveen su precio a 70€/MWh, reflejando el alivio estacional en los precios.
- Los costes de los servicios de ajuste se han consolidado como un reto estructural: en agosto de 2025 crecieron un 53% interanual, sin mecanismos de cobertura equivalentes a los de la energía, incrementa la incertidumbre de las comercializadoras.
En conclusión, se prevé un mantenimiento de precios en septiembre, con un posible alivio estacional en otoño, aunque con riesgos de volatilidad y presión al alza en el último trimestre por el mercado gasista y los servicios de ajuste.
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: 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 bajos en el mercado mayorista y la evolución de las renovables presentan tanto ventajas estratégicas como desafíos:
Estrategia recomendada: Las comercializadoras deberán garantizar coberturas adecuadas para mantener su rentabilidad, diseñar tarifas fijas que equilibren estabilidad y competitividad, y reforzar su propuesta de valor con servicios adicionales como eficiencia energética y asesoramiento personalizado para fidelizar a los clientes.
Comercializadoras en el mercado regulado: Posibles ajustes en la PVPC
El Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC), tras su reforma en 2024, ha reducido parte de la volatilidad al incorporar referencias a precios a plazo. Con la reciente bajada del mercado mayorista, el PVPC podría resultar más competitivo en comparación con algunas ofertas del 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 contenidos y retos latentes
Agosto de 2025 estuvo caracterizado por una leve reducción en los precios del mercado eléctrico, favorecida por la menor dependencia de los ciclos combinados y una mayor aportación renovable. Sin embargo, esta aparente contención no elimina los retos de fondo que condicionan la evolución del sistema eléctrico.
- Disminución de precios en el mercado diario: El precio medio se situó en 68,57 €/MWh, con descensos tanto frente a julio (-2,7%) como en la comparación interanual (-24,7%).
- Composición del mix energético: La nuclear elevó su peso al 23% mientras que la eólica descendió al 20,2%, reflejando el reequilibrio de tecnologías en un contexto de menor uso del gas.
- Intercambios internacionales mixtos: La interconexión con Francia generó 33 millones de euros en rentas de congestión, un 22,6% más que en julio pero muy por debajo de 2024. Con Portugal, el incremento fue notable, hasta 656.513 euros.
- Disminución del valor económico mensual: El total gestionado por OMIE alcanzó los 1.522 millones de euros, con una caída del 5,7% frente a julio y del 22,3% respecto al año anterior.
- Servicios de ajuste: Su peso en el precio final fue relevante (16,5%), añadiendo complejidad a la gestión de costes de las comercializadoras y aumentando la incertidumbre en su operativa.
- Perspectivas para los próximos meses: Se prevé un mantenimiento de precios en septiembre, con un posible alivio estacional en otoño si las temperaturas retrasan la demanda de calefacción. No obstante, el mercado gasista y el comportamiento de los servicios de ajuste seguirán siendo factores decisivos para la evolución de los precios en el último trimestre 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.
¿Qué es Globalsyde?
Globalsyde es el software para la gestión de las operaciones de comercializadoras de gas y electricidad. Ayudamos a agilizar y eficientar tu negocio para una mejor gestión y toma de decisiones.
Si quieres más información, pide una demo gratuita y sin compromiso. Estaremos encantados de atenderte e incrementar la automatización de los procesos de tu comercializadora.
