Análisis mensual del mercado eléctrico español: Marzo 2025
Marzo 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 eólica en el mix de generación.
En este artículo, analizamos los factores clave que influyeron en el comportamiento del mercado: desde el incremento 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 marzo.
Precios y volúmenes en el mercado diario
Según REE, la demanda nacional, en términos brutos, se estima en 21.539 GWh, lo que representa un aumento del 0,4% en comparación con el mismo mes del año anterior, y un aumento del 8,39% respecto a febrero.
Este descenso también se refleja en el volumen de energía negociada en el mercado diario, que alcanzó los 21.183 GWh:
- Aumento de 3.219 GWh (+17,92%) en comparación con el mes anterior.
- Descenso de 336 GWh (-1,56%) en comparación con marzo de 2024.
En cuanto a los precios, el mercado diario español experimentó una drástica bajada. El precio medio se situó en 52,78€/MWh:
- Descenso de 55,52€/MWh (-51,27%) en comparación con el mes anterior.
- Incremento de 27,61€/MWh (+109,69%) en comparación con marzo 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 aumentó su participación al 33,4%, lo que supone un aumento del 11,8% respecto al mes anterior.
- Energía nuclear: La energía hidráulica disminuyó su participación al 19,8%, con un descenso del 3,7% en comparación con el mes anterior.
Como se observa en el gráfico, la demanda del ciclo combinado para la generación eléctrica ha bajado durante marzo hasta el 0,1%, además, los precios de gas han bajado durante marzo, situándose en torno a los 40€/MWh. Esto, junto al incremento de la generación eólica 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 (18,3%), que ha aumentado un 5,7% respecto al mes anterior, y en la energía hidráulica (51,1%) que ha disminuido un 6,6%.
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 marzo 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 32,7% por debajo del mercado diario, lo que representa una diferencia mucho más significativa que en meses anteriores.
- La negociación total en el mercado intradiario de subastas europeas aumentó un 15,3%, aunque su participación en el mercado diario se mantuvo prácticamente 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 fue un 27,3% inferior al del mercado diario, lo que representa un cambio notable respecto al mes anterior, cuando se situó por encima.
- La negociación total se redujo un 13,1%, y su participación en el mercado diario también disminuyó ligeramente, pasando del 4,1% al 3%.
Fuente: OMIE
Este cambio de tendencia en los precios podría estar vinculado a la entrada en vigor de la negociación cuarto-horaria. Sin embargo, es importante tener en cuenta que los primeros días tras la implementación de un cambio de este tipo suelen presentar comportamientos atípicos e inestables, ya que los agentes necesitan tiempo para adaptar sus estrategias y herramientas. Esto puede provocar desviaciones puntuales en los precios, como que algunas ofertas no lleguen a participar correctamente en el mercado. Habrá que observar si la diferencia significativa entre los precios intradiarios y el mercado diario se mantiene en el tiempo o si ha sido una consecuencia temporal del periodo de ajuste.
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 marzo de 2025:
- Representaron el 22% del precio medio final, añadiendo 15,76€/MWh al coste de la electricidad.
- El coste total de estos servicios fue un 31,7% mayor que en marzo de 2024, lo que contribuyó directamente al encarecimiento del mercado.
Intercambios internacionales: Rentas de congestión y precios diferenciados
Los intercambios internacionales son una pieza fundamental en la estabilidad del sistema eléctrico ibérico, y en marzo se registraron importantes variaciones en las rentas de congestión, tanto con Francia como con Portugal:
La interconexión España – Francia generó 47 millones de euros.
- Un 46,88% superior a la renta del mes anterior.
- Un 0,6% superior en comparación con el mismo mes del año anterior.
- Durante marzo, se produjeron diferencias de precios entre las dos zonas en el 90,9% de las horas.
- La interconexión Francia-España (F-E) estuvo congestionada solo en el 3,1% de las horas. La interconexión España-Francia (E-F) estuvo congestionada en el 68,9% de las horas, y las horas sin congestión representaron un 28%.
En contraste, la interconexión con Portugal presentó una menor contribución, pero supuso un incremento mucho mayor en comparación con febrero.
La interconexión España – Portugal generó 1,5 millones de euros.
- Un 512,2% superior a la del mes anterior.
- Un 34,3% inferior a la del mismo mes del año anterior.
- Las diferencias de precios entre España y Portugal se dieron en el 8,1% de las horas.
- La interconexión Portugal-España (P-E) tuvo congestión en apenas el 1,9% de las horas. La interconexión España- Portugal (E-P) tuvo congestión en el 6,2% de las horas y y las horas sin congestión representaron un 91,9%.
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 1.231 millones de euros en marzo.
- Disminución del 44,4% (equivalente a 984 millones de euros) en comparación con el mes anterior.
- Aumento del 149,8% (equivalente a 738,28 millones de euros) en comparación con el mismo mes del año anterior.
En marzo, la reducción del valor económico del mercado eléctrico respecto a febrero se debe a la fuerte caída del precio medio del mercado diario, que descendió más de un 51%. Aunque el volumen de energía negociada aumentó un 17,92% frente al mes anterior, este repunte no logró compensar el impacto de unos precios considerablemente más bajos.
En comparación con marzo 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 25 €/MWh.
Fuente: OMIE
El precio final medio de la demanda eléctrica nacional fue de 71,74€/MWh, lo que representa un descenso del 43,71% respecto al mes anterior (-55,7€).
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 del 24% en mayo y del 17% en junio, 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 una primavera más cálida de lo habitual, lo que favorecerá la producción solar. En cuanto a la precipitación, se espera un comportamiento dentro de la media, sin grandes expectativas para la hidráulica.
- El mercado del gas registró una bajada notable en marzo, situándose por debajo de los 40 €/MWh, debido a temperaturas suaves, menor demanda asiática y señales de distensión geopolítica.
- Los contratos semanales del OMIP para las semanas 18 a 25 reflejan precios eléctricos en torno a los 20–30 €/MWh, lo que refuerza las previsiones de precios moderados a corto plazo.
- 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
Marzo 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 eólica. 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 51,27% respecto a febrero, alcanzando los 52,78 €/MWh, debido a una menor demanda de ciclo combinado, la bajada del gas y un incremento notable en la producción eólica.
- Composición del mix energético más favorable: La generación eólica representó el 33,4% del total, 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: A pesar de la caída de precios, los servicios de ajuste representaron el 22% del precio medio final, y su coste aumentó un 31,7% respecto a marzo de 2024, reflejando la complejidad de operar con alta penetración renovable.
- Intercambios internacionales mixtos: Mientras que las rentas de congestión con Francia se incrementaron ligeramente (+0,6% interanual), las interconexiones con Portugal, aunque menos relevantes en volumen, multiplicaron por seis su valor respecto a febrero, reflejando una mayor actividad y valor económico.
- Reducción del valor económico mensual: El valor total gestionado por OMIE descendió un 44,4% respecto a febrero, debido a la caída del precio medio, pese al aumento del volumen negociado. No obstante, fue un 149,8% superior al de marzo de 2024, cuando los precios eran excepcionalmente bajos.
- Perspectivas para los próximos meses: Se espera que los precios se mantengan bajos en el corto plazo, gracias a una menor demanda de gas para generación y una primavera más cálida. Sin embargo, el comportamiento del gas en verano y la implementación del MTU15 en el mercado diario prevista para junio, serán claves para determinar la evolución de los precios en 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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