Análisis mensual del mercado eléctrico español: Noviembre 2025
El mes de noviembre de 2025 estuvo marcado por una caída en los precios del mercado eléctrico español, influenciado principalmente por unas temperaturas cálidas, el menor precio de gas, y una menor aportación de los ciclos combinados.
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 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 noviembre.
Precios y volúmenes en el mercado diario
Según REE, la demanda nacional, en términos brutos, se estima en 20.728 GWh, lo que representa un aumento del 2,7% en comparación con el mes anterior, y un aumento del 4,2% respecto a noviembre de 2024.
En términos de volumen de energía negociada en el mercado diario, alcanzó los 20.646 GWh:
- Aumento de 737 GWh (+3,7%) en comparación con el mes anterior.
- Aumento de 460 GWh (+20,13%) en comparación con noviembre de 2024.
En cuanto a los precios, el mercado diario español experimentó una caída. El precio medio se situó en 58,87€/MWh:
- Reducción de 17,2€/MWh (-22,7%) en comparación con el mes anterior.
- Reducción de 45,65€ /MWh (-43,7%) en comparación con noviembre 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 noviembre de 2025:
- Representaron el 21,2% del precio medio final, añadiendo 16,29€/MWh al coste de la electricidad.
- El coste total de estos servicios fue un 43,7% mayor que en noviembre 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 eólica: La energía eólica aumentó su participación al 39,7%, lo que supone un aumento del 12,8% respecto al mes anterior.
- Energía fotovoltaica: La energía fotovoltaica disminuyó su participación al 17,5%, con un descenso del 5,5% en comparación con el mes anterior.
Como se observa en el gráfico, las entregas de gas para generación eléctrica disminuyeron hasta representar el 1% del mix. En octubre, estas entregas tuvieron un crecimiento de +88,5% respecto a 2024. En noviembre el crecimiento fue menor, del 11,2% respecto al año anterior.
En Portugal, los mayores cambios en las cuotas de mercado se han producido en las energías renovables (57,4%), que ha aumentado un 2,4% respecto al mes anterior, y en el ciclo combinado (0,9%) que ha disminuido un 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 noviembre 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 1,9% por encima del mercado diario, un acontecimiento que no se daba desde enero.
- La negociación total en el mercado intradiario de subastas europeas disminuyó un 6,1%, y su participación en el volumen negociado en mercado diario disminuyó un 9,4% 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 1,7% superior al del mercado diario, hecho que no se producía desde febrero.
- El volumen negociado aumentó un 12,7%, y su participación en el mercado diario también se aumentó un 6,45%.
Fuente: OMIE
El precio final medio de la demanda eléctrica nacional fue de 75,16€/MWh, lo que representa una reducción del 20,76% respecto al mes anterior. Además, el mercado diario e intradiario han supuesto un 78,33% de dicho precio final (los servicios de ajuste han supuesto un 21,2% 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 noviembre 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 6,8% inferior a la renta del mes anterior.
- Un 36,2% superior en comparación con el mismo mes del año anterior.
- Durante noviembre, se produjeron diferencias de precios entre las dos zonas en el 84,5% de las horas.
En contraste, la interconexión con Portugal presentó una menor contribución.
La interconexión España – Portugal generó 1,1 millones de euros.
- Un 40,9% inferior a la renta del mes anterior.
- Un 118,8% superior en comparación con el mismo mes del año anterior.
- Las diferencias de precios entre España y Portugal se dieron en el 3,9% 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 1.336 millones de euros en noviembre.
- Reducción del 19,3% (equivalente a 319 millones de euros) en comparación con el mes anterior.
- Reducción del 36,4% (equivalente a 764 millones de euros) en comparación con el mismo mes del año anterior.
En noviembre, la caída del valor económico del mercado eléctrico respecto a octubre se debe a la reducción en el precio que se situó en 58,87€/MWh.
En comparación con noviembre de 2024, la reducción del valor económico se explica por los precios más bajos, con una diferencia de -45,65€/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 diciembre una demanda de gas para generación eléctrica en torno a 8,2 TWh en el escenario medio (-22% vs diciembre 2024). Para enero de 2026 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 trimestre diciembre-febrero, 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 noviembre, situándose en torno a los 30€/MWh, debido a temperaturas cálidas y señales de distensión geopolítica.
- Los contratos semanales del OMIP para la semana 52 y la semana 1 sitúan el precio eléctrico en torno a 60€/MWh. Esto puede indicar la contención de precios durante el fin e inicio de año. El incremento de precio es moderado gracias a unos precios del gas todavía contenidos.
- Los costes de los servicios de ajuste se han consolidado como un reto estructural: en noviembre de 2025 crecieron más de un 40% interanual, sin mecanismos de cobertura equivalentes a los de la energía, incrementa la incertidumbre de las comercializadoras.
En conclusión, se prevé una leve reducción de precios en diciembre, con un “alivio estacional” favorecido por un gas aún contenido. No obstante, los primeros meses del año podrían registrar un repunte por la bajada de temperaturas y menor aportación renovable, manteniéndose riesgos de volatilidad y presión al alza ligados al mercado gasista y a los servicios de ajuste.
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 moderados, 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 bajos 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 contenidos y retos latentes
Noviembre 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.
- Disminución de precios en el mercado diario: El precio medio se situó en 58,87€/MWh, con reducciones tanto frente a octubre (-22,7%) como en la comparación interanual (-43,7%).
- Composición del mix energético: La energía eólica elevó su peso al 39,7%, mientras que la fotovoltaica descendió al 17,5%, reflejando el efecto estacional de menor radiación solar.
- Intercambios internacionales mixtos: La interconexión con Francia generó 35 millones de euros en rentas de congestión, un 6,8% menos que en octubre y un 36,2% más que en noviembre de 2024. Con Portugal, la renta fue de 1,1 millones de euros, un 40,9% inferior al mes anterior y un 118,8% superior respecto al año pasado.
- Disminución del valor económico mensual: El total gestionado por OMIE alcanzó los 1.336 millones de euros, con una reducción del 19,3% frente a octubre y del 36,4% respecto a noviembre de 2024.
- Servicios de ajuste: Su peso en el precio final fue muy relevante (21,2%), 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 moderación de precios para el final y el comienzo del año gracias al gas en niveles moderados y 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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