Análisis mensual del mercado eléctrico español: Diciembre 2025
El mes de diciembre de 2025 estuvo marcado por un aumento en los precios del mercado eléctrico español, influenciado principalmente por la bajada de temperaturas y una mayor aportación de los ciclos combinados.
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 diciembre.
Precios y volúmenes en el mercado diario
Según REE, la demanda nacional, en términos brutos, se estima en 22.582 GWh, lo que representa un aumento del 9% en comparación con el mes anterior, y un aumento del 4,2% respecto a diciembre de 2024.
En términos de volumen de energía negociada en el mercado diario, alcanzó los 20.511 GWh:
- Reducción de 135 GWh (-0,65%) en comparación con el mes anterior.
- Aumento de 774 GWh (+6%) en comparación con diciembre de 2024.
En cuanto a los precios, el mercado diario español experimentó una fuerte subida. El precio medio se situó en 77,91€/MWh:
- Aumento de 19,04€/MWh (+32,3%) en comparación con el mes anterior.
- Reducción de 33,4€ /MWh (-30%) en comparación con diciembre de 2024.
Fuente: OMIE
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 diciembre de 2025:
- Representaron el 14,7% del precio medio final, añadiendo 13,88€/MWh al coste de la electricidad.
- El coste total de estos servicios fue un 36,3% mayor que en diciembre 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 22,5%, lo que supone un aumento del 5,1% respecto al mes anterior.
- Energía eólica: La energía eólica disminuyó su participación al 31,4%, con un descenso del 8,3% en comparación con el mes anterior.
Como se observa en el gráfico, las entregas de gas para generación eléctrica aumentaron hasta representar el 2,6% del mix. En diciembre, estas entregas tuvieron un crecimiento de +3,1% respecto a 2024.
En Portugal, los mayores cambios en las cuotas de mercado se han producido en la energía hidráulica (47%), que ha aumentado un 5,3% respecto al mes anterior, y en las energías renovables (51,3%) que han disminuido un 6,1%.
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 diciembre 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 volvió a situarse por debajo del mercado diario, concretamente un 0,6%.
- La negociación total en el mercado intradiario de subastas europeas aumentó un 10%, y su participación en el volumen negociado en mercado diario aumentó un 11,11% 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 2,2% inferior al del mercado diario.
- El volumen negociado aumentó un 53,7%, y su participación en el mercado diario también se aumentó un 16%.
Fuente: OMIE
El precio final medio de la demanda eléctrica nacional fue de 90,22€/MWh, lo que representa una subida del 20% respecto al mes anterior. Además, el mercado diario e intradiario han supuesto un 85% de dicho precio final (los servicios de ajuste han supuesto un 14,7% 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 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 diciembre se registraron importantes variaciones en las rentas de congestión, tanto con Francia como con Portugal:
La interconexión España – Francia generó 27 millones de euros.
- Un 22,8% inferior a la renta del mes anterior.
- Un 50,6% inferior en comparación con el mismo mes del año anterior.
- Durante diciembre, se produjeron diferencias de precios entre las dos zonas en el 87,1% de las horas.
En contraste, la interconexión con Portugal presentó una menor contribución.
La interconexión España – Portugal generó 39.086 euros.
- Un 96,6% inferior a la renta del mes anterior.
- Un 94,5% inferior en comparación con el mismo mes del año anterior.
- Las diferencias de precios entre España y Portugal se dieron en el 0,1% 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 1.861 millones de euros en diciembre.
- Aumento del 39,3% (equivalente a 525 millones de euros) en comparación con el mes anterior.
- Reducción del 26,7% (equivalente a 679 millones de euros) en comparación con el mismo mes del año anterior.
En diciembre, el aumento del valor económico del mercado eléctrico respecto a noviembre se debe al aumento en el precio que se situó en 77,91€/MWh.
En comparación con diciembre de 2024, la reducción del valor económico se explica por los precios más bajos, con una diferencia de -33,48€/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 enero una demanda de gas para generación eléctrica en torno a 8,4 TWh en el escenario medio (+21% frente a enero 2025).
- La AEMET anticipa temperaturas por encima de la media en el primer trimestre de 2026, 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 diciembre, situándose en torno a los 27€/MWh, debido a temperaturas cálidas y señales de distensión geopolítica.
- Los contratos semanales del OMIP para la semana 4 sitúan el precio eléctrico en torno a 108€/MWh. Esto puede indicar que el incremento del precio continuará en los primeros meses del año, pese a unos precios del gas todavía contenidos.
- Los costes de los servicios de ajuste se han consolidado como un reto estructural: en diciembre de 2025 crecieron más de un 33% interanual, sin mecanismos de cobertura equivalentes a los de la energía, incrementa la incertidumbre de las comercializadoras.
En conclusión, se prevé una subida de precios durante los primeros meses de 2026, debido a la mayor demanda de gas y menor aportación de la generación renovable, pese a las temperaturas moderadas y un precio del gas contenido.
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 más elevados en momentos de menor generación renovable. El escenario previsto para los próximos meses apunta a precios más altos, 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: 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 prevista subida 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 más altos y retos latentes
Diciembre de 2025 estuvo caracterizado por un aumento en los precios del mercado eléctrico, favorecido por la mayor de los ciclos combinados y una menor aportación renovable.
- Aumento de precios en el mercado diario: El precio medio se situó en 77,91€/MWh, con un aumento frente a noviembre (+32,3%) y una reducción en la comparación interanual (-30%).
- Composición del mix energético: La energía nuclear elevó su peso al 22,5%, mientras que la eólica descendió al 31,4%.
- Intercambios internacionales en caída: La interconexión con Francia generó 27 millones de euros en rentas de congestión, un 23,8% menos que en noviembre y un 50,6% menos que en diciembre de 2024. Con Portugal, la renta fue de 39.086 euros, un 96,6% inferior al mes anterior y un 94,5% inferior respecto al año pasado.
- Aumento del valor económico mensual: El total gestionado por OMIE alcanzó los 1.861 millones de euros, un aumento del 39,3% frente a noviembre y una reducción del 26,7% respecto a diciembre de 2024.
- Servicios de ajuste: Su peso en el precio final fue muy relevante (14,7%), añadiendo complejidad a la gestión de costes de las comercializadoras y aumentando la incertidumbre en su operativa.
- Perspectivas para los próximos meses: Se prevé una subida de precios para el primer mes del año, debido a una menor aportación renovable pese a unas temperaturas superiores a la media. Los servicios de ajuste continuarán siendo un factor clave en la evolución de los precios y la rentabilidad de las comercializadoras.
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