Análisis mensual del mercado eléctrico español: Mayo 2025
Mayo de 2025 fue un mes marcado por un ligero descenso en los precios del mercado eléctrico español, influenciado principalmente por la mayor generación renovable, especialmente la solar fotovoltaica, en el mix de generación.
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 mayo.
Precios y volúmenes en el mercado diario
Según REE, la demanda nacional, en términos brutos, se estima en 19.328 GWh, lo que representa un aumento del 3,6% en comparación con el mes anterior, y una reducción del 0,8% respecto a mayo de 2024.
En términos de volumen de energía negociada en el mercado diario, alcanzó los 19.387 GWh:
- Descenso de 186 GWh (-0,95%) en comparación con el mes anterior.
- Descenso de 646 GWh (-3,22%) en comparación con mayo de 2024.
En cuanto a los precios, el mercado diario español experimentó una drástica bajada. El precio medio se situó en 21,36€/MWh:
- Descenso de 5€/MWh (-19%) en comparación con el mes anterior.
- Descenso de 9,21€/MWh (-30,13%) en comparación con mayo 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 solar fotovoltaica: La energía solar fotovoltaica aumentó su participación al 28,8%, lo que supone un aumento del 4,9% respecto al mes anterior.
- Energía eólica: La energía eólica disminuyó su participación al 20,6%, con un descenso del 5,8% en comparación con el mes anterior.
Como se observa en el gráfico, la demanda del ciclo combinado para la generación eléctrica ha bajado durante mayo hasta el 0,1%, además, los precios de gas se han mantenido estáticos durante mayo, situándose en torno a los 30-35€/MWh. Esto, junto al incremento de la generación solar fotovoltaica han reducido los precios de la electricidad.
En Portugal, los mayores cambios en las cuotas de mercado se han producido en la energía hidráulica (50,8%), que ha aumentado en 1,6% respecto al mes anterior,y en la energía renovable (49,2%) que ha disminuido en 1,6%.
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 mayo 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% por debajo del mercado diario, lo que representa una diferencia menos significativa que en abril, cuando esta variación superó el 9%.
- La negociación total en el mercado intradiario de subastas europeas aumentó un 6,22%, y su participación en el volumen negociado en mercado diario aumentó un 7,3% 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 36,4% inferior al del mercado diario, en línea con lo experimentado en marzo y abril tras la implementación del MTU15.
- El volumen negociado aumentó un 6%, y su participación en el mercado diario también aumentó ligeramente, pasando del 2,7% al 2,9%.
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 mayo de 2025:
- Representaron el 59,2% del precio medio final, añadiendo 26€/MWh al coste de la electricidad.
- El coste total de estos servicios fue un 79,6% mayor que en mayo de 2024.
Intercambios internacionales: Rentas de congestión y precios diferenciados
Los intercambios internacionales son una pieza fundamental en la estabilidad del sistema eléctrico ibérico, y en abril se registraron importantes variaciones en las rentas de congestión, tanto con Francia como con Portugal:
La interconexión España – Francia generó 14 millones de euros.
- Un 56% inferior a la renta del mes anterior.
- Un 30% inferior en comparación con el mismo mes del año anterior.
- Durante mayo, se produjeron diferencias de precios entre las dos zonas en el 96% de las horas.
En contraste, la interconexión con Portugal presentó una menor contribución, pero supuso un incremento mayor en comparación con abril.
La interconexión España – Portugal generó 5,1 millones de euros.
- Un 222,8% superior a la del mes anterior.
- Un 505,1% superior a la del mismo mes del año anterior.
- Las diferencias de precios entre España y Portugal se dieron en el 52,3% 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 452 millones de euros en mayo.
- Disminución del 20,9% (equivalente a 119 millones de euros) en comparación con el mes anterior.
- Disminución del 31,1% (equivalente a 201 millones de euros) en comparación con el mismo mes del año anterior.
En mayo, la reducción del valor económico del mercado eléctrico respecto a abril se debe a la caída del precio medio del mercado diario, que descendió un 19%.
En comparación con mayo de 2024, la disminución del valor económico se debe, igualmente, a que los precios, aunque bajos, fueron superiores gurante año pasado, cuando se situaban en torno a los 30€/MWh.
Fuente: OMIE
El precio final medio de la demanda eléctrica nacional fue de 43,92€/MWh, lo que representa un descenso del 7,05% respecto al mes anterior (-3,33€).
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 una reducción en el uso de gas para generación eléctrica del 5% en julio y un 10% en agosto, en comparación con los mismos meses de 2024. Aun así, aunque la demanda sea menor que la del año pasado, 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, lo que favorecerá la producción solar. Sin embargo, las altas temperaturas podrían incrementar la demanda para aires acondicionados, lo que podría suponer un aumento de los precios eléctricos.
- El mercado del gas registró un estancamiento de precios en mayo, situándose en torno a los 30-35€/MWh, debido a temperaturas suaves, menor demanda asiática y señales de distensión geopolítica.
- Los contratos semanales del OMIP para las semanas 25 a 26 reflejan precios eléctricos en torno a los 74€/MWh, lo que refuerza las previsiones de subida de precios a corto plazo. Igualmente, los contratos para junio aumentan su precio a 76€/MWh, reflejando la presión de las temperaturas en los precios.
- Presión por la demanda asiática de GNL durante el verano. 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 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
Mayo de 2025 se ha caracterizado por una bajada en los precios del mercado eléctrico, impulsada por el aumento de la generación solar fotovoltaica. 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 19% respecto a abril, alcanzando los 21,36€/MWh, debido a una menor demanda de ciclo combinado, el estancamiento del precio del gas y un incremento notable en la producción solar fotovoltaica.
- Composición del mix energético más favorable: La generación solar fotovoltaica alcanzó el 28,8% del mix energético, mientras que el ciclo combinado quedó prácticamente fuera del mix. Esta evolución contribuyó de forma directa a la contención de precios.
- Intercambios internacionales mixtos: Las rentas de congestión con Francia se redujeron un 56% respecto a abril y un 30% respecto a las de mayo de 2024. En cambio, la interconexión con Portugal, pese a su menor volumen, generó 5,1 millones de euros: un 222,8% más que en abril y un 505,1% más que en mayo del año anterior.
- Reducción del valor económico mensual: El valor total gestionado por OMIE descendió un 20,9% respecto a abril, debido a la caída del precio medio y al menor volumen negociado. Igualmente, fue un 31,1% inferior al de mayo de 2024, cuando los precios eran 9€ más caros.
- Perspectivas para los próximos meses: Para junio, julio y agosto se espera que los precios experimenten una subida, en línea con las previsiones de mayor uso del gas y una mayor producción renovable. El comportamiento del mercado gasista y las temperaturas veraniegas serán determinantes en la evolución del segundo semestre del año.
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