Análisis mensual del mercado eléctrico español: Octubre 2025
El mes de octubre de 2025 estuvo marcado por un aumento en los precios del mercado eléctrico español, influenciado principalmente por unas temperaturas más frías, aunque cálidas para la estación, y una mayor 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 octubre.
Precios y volúmenes en el mercado diario
Según REE, la demanda nacional, en términos brutos, se estima en 20.218 GWh, lo que representa un descenso del 2,13% en comparación con el mes anterior, y un descenso del 0,6% respecto a octubre de 2024.
En términos de volumen de energía negociada en el mercado diario, alcanzó los 19.909 GWh:
- Aumento de 161 GWh (+0,82%) en comparación con el mes anterior.
- Aumento de 1.140 GWh (+6,07%) en comparación con octubre de 2024.
En cuanto a los precios, el mercado diario español experimentó un incremento. El precio medio se situó en 76,14€/MWh:
- Aumento de 15,02€/MWh (+24,62%) en comparación con el mes anterior.
- Aumento de 7,06€/MWh (+10,22%) en comparación con octubre 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 octubre de 2025:
- Representaron el 18,7% del precio medio final, añadiendo 17,76€/MWh al coste de la electricidad.
- El coste total de estos servicios fue un 23,7% mayor que en octubre 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:
- Ciclos combinados: Los ciclos combinados aumentaron su participación al 7,2%, lo que supone un aumento del 5,3% respecto al mes anterior.
- Energía fotovoltaica: La energía fotovoltaica disminuyó su participación al 23%, con un descenso del 4,8% en comparación con el mes anterior.
Como se observa en el gráfico, las entregas de gas para generación eléctrica aumentaron hasta representar el 7,2% del mix. En octubre, estas entregas tuvieron un crecimiento de +88,5% (+5,3 TWh) debido a una menor aportación de generación solar y nuclear en el mix energético.
En Portugal, los mayores cambios en las cuotas de mercado se han producido en la energía hidráulica (42,5%), que ha aumentado un 2,5% respecto al mes anterior, y en las energías renovables (55%) que ha disminuido un 3,8%.
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 octubre 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 3,8% por debajo del mercado diario, una reducción del 35,71% en comparación con el mes anterior.
- La negociación total en el mercado intradiario de subastas europeas disminuyó un 3,55%, y su participación en el volumen negociado en mercado diario disminuyó un 4,22% 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 11,5% inferior al del mercado diario, una diferencia menos significativa que en septiembre, cuando esta variación fue del 15,9%.
- El volumen negociado aumentó un 26,8%, y su participación en el mercado diario también se aumentó un 29,17%.
Fuente: OMIE
El precio final medio de la demanda eléctrica nacional fue de 94,84€/MWh, lo que representa un aumento del 20,94% respecto al mes anterior. Además, el mercado diario e intradiario han supuesto un 81,1% de dicho precio final (los servicios de ajuste han supuesto un 18,7% 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 octubre se registraron importantes variaciones en las rentas de congestión, tanto con Francia como con Portugal:
La interconexión España – Francia generó 38 millones de euros.
- Un 16% inferior a la renta del mes anterior.
- Un 61,1% superior en comparación con el mismo mes del año anterior.
- Durante octubre, se produjeron diferencias de precios entre las dos zonas en el 86,5% de las horas.
En contraste, la interconexión con Portugal presentó una mayor contribución.
La interconexión España – Portugal generó 1,97 millones de euros.
- Un 222,9% superior a la renta del mes anterior.
- Un 34,6% inferior en comparación con el mismo mes del año anterior.
- Las diferencias de precios entre España y Portugal se dieron en el 8,9% 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 1.655 millones de euros en octubre.
- Aumento del 27,1% (equivalente a 353 millones de euros) en comparación con el mes anterior.
- Aumento del 13,3% (equivalente a 194 millones de euros) en comparación con el mismo mes del año anterior.
En octubre, el incremento del valor económico del mercado eléctrico respecto a septiembre se debe al mayor volumen negociado en el mercado eléctrico, junto a el aumento en el precio que se situó en 76,14€/MWh.
En comparación con octubre de 2024, el aumento del valor económico se explica por los precios más altos, con una diferencia de +7,06€/MWh, y el aumento en el volumen negociado (+6,07%) 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 noviembre de 2025 una demanda de gas para generación eléctrica en torno a 7,0 TWh en el escenario medio (-8% frente a noviembre 2024). Para diciembre prevé unos 8,2 TWh en el escenario medio (-22% vs diciembre 2024).
- La AEMET anticipa temperaturas por encima de la media en el trimestre noviembre-enero, 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 octubre, situándose en torno a los 30€/MWh, debido a temperaturas inusualmente cálidas y señales de distensión geopolítica.
- Los contratos semanales del OMIP para la semana 48 sitúan el precio eléctrico en torno a 72 €/MWh. Esto respalda nuestra previsión de una subida ligera en el último trimestre, motivada por el descenso de temperaturas y una menor producción renovable. Aun así, el repunte 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 octubre de 2025 crecieron más de un 23% interanual, sin mecanismos de cobertura equivalentes a los de la energía, incrementa la incertidumbre de las comercializadoras.
En conclusión, se prevé un leve incremento de precios en noviembre, con un “alivio estacional” favorecido por un gas aún contenido. No obstante, los últimos meses del año podrían registrar un repunte leve 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 altos, 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 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), 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
Octubre 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.
- Aumento de precios en el mercado diario: El precio medio se situó en 76,14€/MWh, con aumentos tanto frente a septiembre (+24,6%) como en la comparación interanual (+10,2%).
- Composición del mix energético: Los ciclos combinados elevaron su peso al 7,2%, mientras que la fotovoltaica descendió al 23%, reflejando el efecto estacional de menor radiación solar.
- Intercambios internacionales mixtos: La interconexión con Francia generó 38 millones de euros en rentas de congestión, un 16% menos que en septiembre y un 61,1% más que en octubre de 2024. Con Portugal, la renta fue de 1,97 millones de euros, un 222,9% superior al mes anterior y un 34,6% inferior respecto al año pasado.
- Aumento del valor económico mensual: El total gestionado por OMIE alcanzó los 1.655 millones de euros, con un aumento del 27,1% frente a septiembre y del 13,3% respecto a octubre de 2024.
- Servicios de ajuste: Su peso en el precio final fue muy relevante (18,7%), añadiendo complejidad a la gestión de costes de las comercializadoras y aumentando la incertidumbre en su operativa.
- Perspectivas para los próximos meses: Se prevé un leve incremento de precios en los últimos meses del año, impulsado por una menor aportación renovable y el descenso de temperaturas. Aun así, los precios se mantendrán contenidos 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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