Análisis mensual del mercado eléctrico español: Febrero 2025
Febrero de 2025 fue un mes marcado por un aumento en los precios del mercado eléctrico español, influenciado principalmente por la dependencia del gas y una menor participación de la energía eólica en el mix de generación.
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, especialmente con Portugal, 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 febrero.
Precios y volúmenes en el mercado diario
Según REE, la demanda nacional, en términos brutos, se estima en 19.871GWh, lo que representa un descenso del 0,9% en comparación con el mismo mes del año anterior, y un descenso del 12,4% respecto a enero.
Este descenso también se refleja en el volumen de energía negociada en el mercado diario, que alcanzó los 17.964 GWh:
- Descenso de 3.189 GWh (-15,08%) en comparación con el mes anterior.
- Descenso de 1.346 GWh (-6,97%) en comparación con febrero de 2024.
En cuanto a los precios, el mercado diario español experimentó un nuevo incremento. El precio medio se situó en 108,27€/MWh:
- Incremento de 11,56€/MWh (+11,95%) en comparación con el mes anterior.
- Incremento de 68,34€/MWh (+171,15%) en comparación con febrero 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 eólica: La energía eólica redujo su participación al 21,6%, lo que supone una disminución del 13,9% respecto al mes anterior.
- Energía hidráulica: La energía hidráulica aumentó su participación al 21,5%, con un aumento del 8,3% en comparación con el mes anterior.
Como se observa en el gráfico, aunque la demanda del ciclo combinado para la generación eléctrica ha bajado durante febrero, los precios de gas han vuelto a subir, situándose en torno a los 50€/MWh. Esto, junto a la reducción de la generación eólica han encarecido los precios de la electricidad.
En Portugal, los mayores cambios en las cuotas de mercado se han producido en la energía hidráulica (57,7%), que ha aumentado un 18,8% respecto al mes anterior, y en la energía eólica (20,7%) que ha disminuido un 18,8%.
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 febrero 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 ser ligeramente inferior al del mercado diario, aunque con una diferencia mínima.
- La negociación total en el mercado intradiario de subastas europeas se redujo un 15,1%, pero mantuvo su participación en el mercado diario igual que el 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 ha vuelto a ser superior al del mercado diario, reflejando el impacto de la dependencia de fuentes de gas.
- La negociación total disminuyó un 24,66%, y su participación en el mercado diario se redujo un 10,87% en comparación con enero.
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 febrero de 2025:
- Representaron el 12,7% del precio medio final, añadiendo 16,23 €/MWh al coste de la electricidad.
- El coste total de estos servicios fue un 71,3% mayor que en febrero de 2024, lo que contribuyó directamente al encarecimiento del mercado.
Uno de los factores que ha impulsado este incremento es el aumento en los costes de desvíos, que han sido más altos de lo habitual debido al desfase temporal entre la implementación del ISP15 y la puesta en marcha del MTU15 en el mercado intradiario y continuo, prevista para marzo. Se espera que estos costes comiencen a reducirse a partir de ese momento, aunque el desfase persistirá hasta junio de 2025, cuando el MTU15 se aplique también al mercado diario.
Intercambios internacionales: Rentas de congestión y precios diferenciados
Los intercambios internacionales son una pieza fundamental en la estabilidad del sistema eléctrico ibérico, y en febrero 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 10,3% inferior a la renta del mes anterior.
- Un 34,6% inferior en comparación con el mismo mes del año anterior.
- Durante febrero, se produjeron diferencias de precios entre las dos zonas en el 94,5% de las horas.
- La interconexión Francia-España (F-E) estuvo congestionada solo en el 9,2% de las horas.
En contraste, la interconexión con Portugal presentó una menor contribución:
La interconexión España – Portugal alcanzó 248.879€
- Un 82,7% inferior a la del mes anterior.
- Un 29,8% inferior a la del mismo mes del año anterior.
- Las diferencias de precios entre España y Portugal se dieron en el 0,9% de las horas.
- La interconexión Portugal-España (P-E) tuvo congestión en apenas el 0,9% de las horas.
Resultados económicos: Un mercado de alto valor, pero con fluctuaciones
El valor económico de las compras en los mercados gestionados por OMIE alcanzó 2.215 millones de euros en febrero.
- Disminución del 4,6% (equivalente a 107 millones de euros) en comparación con el mes anterior.
- Aumento del 161,5% (equivalente a 1.368 millones de euros) en comparación con el mismo mes del año anterior.
La disminución en el valor económico del mercado eléctrico en febrero se debe, en gran medida, a la reducción del volumen negociado en comparación con el mes anterior, pese al aumento de los precios. Por otro lado, en comparación con 2024, el valor económico ha registrado un crecimiento muy significativo, superando ampliamente el doble del año anterior, ya que los precios han sido un 171,15% más altos que en febrero de 2024, lo que ha tenido un impacto notable en el volumen económico total.
Fuente: OMIE
El precio final medio de la demanda eléctrica nacional fue de 127,44€/MWh, lo que representa un aumento del15,1% respecto al mes anterior (+16,72€).
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 limitará 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 en abril y mayo (-0,6 TWh y -1,2 TWh respecto a 2024).
- Sin embargo, los precios del gas seguirán aumentando de manera moderada, lo que evitará que la menor demanda se traduzca en una bajada significativa del coste de la electricidad.
- El almacenamiento de GNL en España está aproximadamente al 70% de su capacidad, tras una reducción del 28% en las importaciones durante 2024. Si la demanda de gas aumentara por encima de lo previsto, podría generarse un desajuste entre oferta y demanda, impulsando los precios al alza.
- AEMET prevé una primavera más cálida de lo habitual, lo que podría aumentar la generación solar en el mix energético, reduciendo la dependencia del ciclo combinado.
- Se prevé menos precipitación en el noroeste, lo que podría reducir la generación hidroeléctrica, mientras que en el este y sureste podría aumentar, favoreciendo su producción en esas regiones.
En conclusión, según las predicciones, los precios se mantendrán elevados, con descensos en horas de alta generación renovable, pero sin una bajada significativa debido al encarecimiento del gas.
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 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, el mantenimiento de precios elevados 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) seguirá reflejando la evolución del mercado mayorista, sin beneficiarse de una bajada significativa de precios en los próximos meses.
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 elevados y alta volatilidad
Febrero de 2025 estuvo marcado por una subida en los precios del mercado eléctrico, impulsada por el encarecimiento del gas y el incremento en los costes de los servicios de ajuste. Aunque la generación hidráulica aumentó su participación, la menor aportación eólica y la volatilidad en los mercados intradiarios limitaron su efecto en la contención de precios.
- Subida de precios en el mercado eléctrico: A pesar de la reducción del ciclo combinado en el mix energético, los precios aumentaron debido al encarecimiento del gas y una menor generación eólica.
- Mayor peso de los servicios de ajuste: Los costes de estos servicios tuvieron un impacto notable en el precio final, con un incremento significativo respecto al año anterior.
- Tendencia similar en el mix energético portugués: Se registró un aumento en la generación hidráulica y una menor cuota energía eólica, siguiendo la misma tendencia que en España.
- Divergencias en los mercados intradiarios: En las subastas europeas, el precio medio se mantuvo cercano al del mercado diario, mientras que en el mercado continuo la fluctuación fue mayor debido a la dependencia de fuentes fósiles en determinados momentos.
- Menores ingresos en la interconexión con Francia: La electricidad exportada hacia Francia generó menos ingresos respecto al mes anterior.
- Menor rentabilidad en la conexión con Portugal:La rentabilidad de las exportaciones a Portugal se redujo significativamente, reflejando una disminución en los flujos de electricidad hacia este mercado.
- Perspectivas para los próximos meses: La evolución de los precios dependerá del comportamiento del gas, la generación renovable y la implementación del MTU15, que podría reducir los costes de desvíos a partir de marzo.
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