Análisis mensual del mercado eléctrico español: Junio 2025
El mes de Junio de 2025 estuvo marcado por una abrupta subida en los precios del mercado eléctrico español, influenciado principalmente por la mayor dependencia de los ciclos combinados, y una menor aportación de la energía hidráulica.
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 junio.
Precios y volúmenes en el mercado diario
Según REE, la demanda nacional, en términos brutos, se estima en 21.705 GWh, lo que representa un aumento del 12,3% en comparación con el mes anterior, y un aumento del 5,1 % respecto a junio de 2024.
En términos de volumen de energía negociada en el mercado diario, alcanzó los 19.317 GWh:
- Descenso de 70 GWh (-0,36%) en comparación con el mes anterior.
- Aumento de 1.136 GWh (+6,25%) en comparación con junio de 2024.
En cuanto a los precios, el mercado diario español experimentó una drástica subida. El precio medio se situó en 73,39€/MWh:
- Aumento de 52,03€/MWh (+243,59%) en comparación con el mes anterior.
- Aumento de 9,21€/MWh (+28,53%) en comparación con junio 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 junio de 2025:
- Representaron el 17,1% del precio medio final, añadiendo 15,14€/MWh al coste de la electricidad.
- El coste total de estos servicios fue un 46,6% mayor que en junio 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 19,7%, lo que supone un aumento del 6,5% respecto al mes anterior.
- Energía hidráulica: La energía hidráulica disminuyó su participación al 13,9%, con un descenso del 7,4% en comparación con el mes anterior.
Como se observa en el gráfico, las entregas de gas para generación eléctrica crecieron más de un 100% (+5,3 TWh) debido a una menor generación renovable. Por ello, el volumen de gas negociado en MIBGAS durante junio de 2025 fue tan alto, como puede observarse en nuestro análisis mensual del mercado organizado de gas de ese mes.
En Portugal, los mayores cambios en las cuotas de mercado se han producido en la energía renovable (52,9%), que ha aumentado en 3,7% respecto al mes anterior, y en la energía hidráulica (45,2%) que ha disminuido en 5,6%.
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 junio 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 2,1% por debajo del mercado diario, lo que representa una diferencia menos significativa que en mayo, cuando esta variación fue del 3%.
- La negociación total en el mercado intradiario de subastas europeas aumentó un 3,55%, y su participación en el volumen negociado en mercado diario aumentó un 3,7% 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 9,9% inferior al del mercado diario, una diferencia menos significativa que en mayo, cuando esta variación fue del 36,4%.
- El volumen negociado se redujo un 9,69%, y su participación en el mercado diario también se redujo ligeramente, pasando del 2,9% al 2,6%.
Fuente: OMIE
Intercambios internacionales: Rentas de congestión y precios diferenciados
Los intercambios internacionales son una pieza fundamental en la estabilidad del sistema eléctrico ibérico, y en junio se registraron importantes variaciones en las rentas de congestión, tanto con Francia como con Portugal:
La interconexión España – Francia generó 35 millones de euros.
- Un 149% superior a la renta del mes anterior.
- Un 24,2% superior en comparación con el mismo mes del año anterior.
- Durante junio, se produjeron diferencias de precios entre las dos zonas en el 95,7% de las horas..
En contraste, la interconexión con Portugal presentó una menor contribución, y supuso una caída en comparación con mayo.
La interconexión España – Portugal generó 3,4 millones de euros.
- Un 34,5% inferior a la del mes anterior.
- Un 19,0% inferior a la del mismo mes del año anterior.
- Las diferencias de precios entre España y Portugal se dieron en el 18,9% 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 1.514 millones de euros en junio.
- Aumento del 235,2% (equivalente a 1.062 millones de euros) en comparación con el mes anterior.
- Aumento del 31,8% (equivalente a 366 millones de euros) en comparación con el mismo mes del año anterior.
En junio, el incremento del valor económico del mercado eléctrico respecto a mayo se debe a la drástica subida del precio medio del mercado diario, que se situó en 73,39 €/MWh.
En comparación con junio de 2024, el aumento del valor económico se explica también por los precios más elevados, con una diferencia de 9,21 €/MWh (+28,53 %) respecto al año pasado.
Fuente: OMIE
El precio final medio de la demanda eléctrica nacional fue de 88,4€/MWh, lo que representa un aumento del 101,3% respecto al mes anterior y un aumento del 29,5% respecto a junio de 2024. Además, el mercado diario e intradiario han supuesto un 82,61% de dicho precio final (los servicios de ajuste han supuesto un 17,1% del precio).
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 posible mayor uso de gas en la generación eléctrica y el aumento de las energías renovables. El encarecimiento progresivo del gas y las altas temperaturas limitarán el impacto positivo de las renovables, manteniendo presión en los costes energéticos:
- Enagás prevé un ligero aumento en el uso de gas para generación eléctrica del 3% en agosto, en comparación con el mismo mes de 2024. En julio, se espera que la demanda de gas sea igual a la de 2024 (22,8TWh). Además, se espera que en julio y agosto de 2025 sea superior a la registrada en los meses anteriores de 2025.
- La AEMET anticipa un verano más cálido de lo habitual. Las predicciones estacionales para julio-septiembre sitúan la temperatura media en el tercil cálido en toda España, lo que podría incrementar de nuevo la demanda para refrigeración.
- El mercado del gas registró un ligero aumento de precios en junio, situándose en torno a los 38€/MWh, debido a temperaturas altas y señales de tensión geopolítica.
- Los contratos semanales del OMIP para las semanas 25 a 30 reflejan precios eléctricos en torno a los 80€/MWh, lo que refuerza las previsiones de subida de precios a corto plazo. Igualmente, los contratos para agosto preveen su precio a 74€/MWh, reflejando la presión de las temperaturas en los precios.
- Presión por la demanda asiática de GNL durante el verano. A inicios de julio, las reservas se sitúan en torno al 56,6 % en la UE, 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 altos en el corto plazo. 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: 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 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) reflejará la evolución del mercado mayorista y el aumento de precios, 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 moderados y alta volatilidad
Junio de 2025 se ha caracterizado por una fuerte subida en los precios del mercado eléctrico, impulsada por una mayor dependencia de los ciclos combinados y una menor aportación de la energía hidráulica. Esta situación ha generado un entorno más complejo para los consumidores, con factores estructurales que siguen condicionando la evolución del sistema eléctrico.
- Aumento de precios en el mercado diario: El precio medio subió un 243,59% respecto a mayo, alcanzando los 73,39 €/MWh, debido al mayor uso de ciclos combinados y a la menor generación hidráulica y renovable.
- Composición del mix energético menos favorable: La energía hidráulica redujo su participación al 13,9% (7,4% menos que en mayo), mientras que la energía nuclear aumentó hasta el 19,7% (+6,5%). Además, la generación con gas creció más de un 100% por la caída de la generación renovable.
- Intercambios internacionales mixtos: Las rentas de congestión con Francia aumentaron un 149% respecto a mayo y un 24,2% respecto a junio de 2024. En contraste, la interconexión con Portugal generó 3,4 millones de euros, un 34,5% menos que en mayo y un 19,0% menos que en junio del año anterior.
- Incremento del valor económico mensual: El valor total gestionado por OMIE subió un 235,2% (equivalente a 1.062 millones de euros) respecto a mayo, impulsado por la fuerte subida del precio medio y el volumen negociado. También fue un 31,8% (366 millones de euros) superior al de junio de 2024.
- Perspectivas para los próximos meses: Se prevé que los precios sigan elevados en verano, por el mayor uso del gas y la presión de la demanda para refrigeración. El mercado gasista global, las altas temperaturas previstas y la competencia por el GNL mantendrán la presión al alza en los costes energéticos durante el 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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