En un año marcado por episodios como el apagón del 28 de abril, la alta volatilidad horaria y el aumento de la penetración de energías renovables, el mercado eléctrico español se encuentra en una fase de transformación estructural.
Para entender todas las claves sobre la evolución del mercado eléctrico y los retos que tiene por delante, hablamos con Antonio Delgado Rigal, Doctor en Inteligencia Artificial y fundador y CEO de AleaSoft Energy Forecasting, que comparte un análisis detallado sobre el comportamiento del mercado eléctrico en 2025 y sus previsiones acerca del mismo.
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La evolución del mercado eléctrico español durante los primeros nueve meses de 2025
El mercado eléctrico español ha mantenido en 2025 una dinámica marcada por la alta penetración renovable, la estabilidad del gas natural y la alta volatilidad horaria. Durante los primeros diez meses, el precio promedio del mercado mayorista OMIE se situó en torno a los 65 €/MWh, lo que representa un incremento de cerca del 20% frente al mismo período de 2024. 
El invierno comenzó con precios relativamente altos, impulsados por la tensión en los mercados internacionales de gas y por condiciones meteorológicas frías. A partir de marzo, el aumento de la producción solar fotovoltaica, junto con una demanda eléctrica moderada, llevó a registrar múltiples jornadas con precios cero e incluso negativos, especialmente en abril y mayo.
El episodio más relevante del año fue el apagón del 28 de abril, provocado por una concatenación de eventos técnicos que llevaron a la desconexión de gran parte del sistema ibérico. Este evento impulsó posteriores medidas de refuerzo en el control de tensión y en la operativa de las renovables. En el tercer trimestre, el repunte de la demanda, una ligera caída de la producción hidráulica y un gas más estable alrededor de 30‑35 €/MWh moderaron las caídas de precios, aunque sin eliminar la volatilidad estructural.
¿Qué factores han tenido mayor impacto en los precios este año?
Los factores principales han sido cuatro:
- Precio del gas TTF: sigue siendo el principal referente del coste marginal de los ciclos combinados. Su descenso desde los picos invernales (~58 €/MWh a mediados de febrero) hasta niveles justo por encima de 30 €/MWh a finales de agosto ha reducido los precios marginales en las horas de mayor demanda, pero que se ha visto contrarrestado en parte por el aumento de los precios de los derechos de emisión de CO2.
- Generación renovable récord: la alta producción solar e hidroeléctrica ha desplazado tecnologías más caras y generado más horas a precio cero. Solo en el primer semestre se registraron más de 600 horas con precios cero o negativos.
- Condiciones meteorológicas e hidráulicas: los meses primaverales húmedos favorecieron precios bajos, mientras que el verano seco tensionó ligeramente los precios en los picos de demanda.
- Efectos regulatorios y técnicos: tras el apagón del 28 de abril, el sistema ha operado bajo condiciones reforzadas que limitaron la flexibilidad temporalmente en algunos nudos.
¿Ha habido situaciones inesperadas que hayan tenido impacto en el mercado?
El evento más inesperado y de mayor impacto fue el apagón del 28 de abril de 2025, que provocó la pérdida temporal de unos 15 GW en la Península Ibérica. Este suceso puso de relieve la vulnerabilidad del sistema frente a grandes penetraciones de renovables sin unos servicios suficientes de control de tensión.
Tras el incidente, Red Eléctrica y la CNMC implementaron medidas preventivas y correctivas: revisión de control de tensión, servicios de inercia sintética y capacidad de arranque en negro, y nuevas pruebas de resistencia operativa para generadores y comercializadoras.
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Escenarios de precios y demanda previstos para el invierno 2025–2026
Según las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting, el invierno 2025–2026 estará marcado por precios moderados, con un rango medio esperado entre 60 y 80 €/MWh, dependiendo del comportamiento del gas y la meteorología.
En el escenario base, con gas TTF en torno a 30‑35 €/MWh y precios del CO₂ estables (~70 €/t), se espera una evolución de precios más baja que la del invierno anterior.
En un escenario alcista (ola de frío europea y baja producción eólica), los precios podrían superar 100 €/MWh.
En un escenario bajista (abundante viento e hidráulica), se podrían registrar promedios mensuales por debajo de 20 €/MWh.
La demanda crecerá ligeramente por la electrificación residencial e industrial.
El papel del gas en los precios durante la temporada invernal
El gas natural sigue siendo la tecnología marginal que fija el precio en muchas horas. Durante el invierno, el equilibrio entre oferta de GNL y almacenamiento europeo será determinante. Si el TTF se mantiene en 30‑40 €/MWh, el impacto será moderado. Cualquier perturbación geopolítica podría tensionar el mercado y elevar los precios de los mercados eléctricos. A medio plazo, su influencia disminuirá gracias al almacenamiento de energía y la gestión de demanda.
Impacto de la penetración de renovables y almacenamiento en los precios y la estabilidad del sistema
La creciente penetración de renovables está transformando la estructura de precios: mayor volatilidad intradiaria, incremento de horas a precio cero o negativo y riesgos de vertidos de energía. El desarrollo del almacenamiento en baterías (BESS) será clave para corregir estos desequilibrios. Aunque la potencia instalada es aún modesta, el pipeline supera los 20 GW. Las baterías permitirán absorber excedentes y aportar estabilidad de frecuencia y tensión.
Previsiones a medio plazo para el mercado eléctrico español y europeo
AleaSoft prevé que los precios europeos continúen en una tendencia descendente estructural, con mayor dispersión horaria. En España, el crecimiento renovable reducirá los precios medios anuales, aunque aumentarán las horas a cero. A nivel europeo, la convergencia de precios crecerá con interconexiones y mecanismos de capacidad y flexibilidad. Los activos flexibles —baterías, bombeos, hidrógeno verde— ganarán valor estratégico.
Episodios de precios cero: ¿se repetirán en 2025 y 2026?
Sí, con toda probabilidad se repetirán, sobre todo en primavera y otoño con alta generación fotovoltaica y baja demanda. La clave no es evitarlos, sino gestionarlos y aprovechar las oportunidades que ofrecen para el arbitraje, el almacenamiento y la industria electrointensiva.
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¿Cómo deben afrontarse los episodios de precios cero?
Las empresas deben adoptar estrategias de gestión activa: desplazar consumos, usar almacenamiento, diseñar PPAs y coberturas adaptadas, e incorporar flexibilidad operativa. A nivel macro, el objetivo debe ser transformar la abundancia renovable en valor económico, evitando vertidos y pérdidas.
Adaptación regulatoria y de mercado ante precios cero
La regulación debe incentivar la flexibilidad mediante mecanismos de capacidad, servicios de tensión y respuesta de demanda. Es necesario simplificar la conexión de proyectos híbridos, revisar peajes y reforzar la red eléctrica. Solo así se garantizará la estabilidad técnica y económica del sistema.
El panorama general del mercado eléctrico
El mercado eléctrico español de 2025 vive una transformación estructural. La volatilidad es un reflejo natural de la transición hacia un sistema más renovable y flexible. Los próximos años serán decisivos: el desarrollo del almacenamiento, los mercados de capacidad y la gestión de demanda configurarán un sistema más estable, resiliente y competitivo. España puede convertirse en referente europeo si mantiene estabilidad regulatoria y visión de largo plazo.
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