Mercado diario

La energía en el mercado diario se situó en 291 TWh en 2025 (185 TWh en el mercado spot sin bilaterales), lo que supone un ascenso del 6,5 % respecto a 2024. El 63,6 % de la energía se negoció en el mercado spot y el 36,4 % restante a través de bilaterales, un porcentaje algo inferior del mercado spot que en años anteriores.

Porcentaje de energía adquirida en el mercado diario y mediante contratación de bilaterales

El precio promedio del mercado diario de electricidad en el año 2025 ha sido de 65,29 €/MWh, un 3,6 % superior al registrado el pasado año y el cuarto más alto de la historia tras los del año 2022 (167,52 €/MWh), 2021 (111,93 €/MWh) y 2023 (87,10 €/MWh). La menor participación de las renovables y el ligero ascenso del precio medio anual del gas son los causantes de la subida.

El año 2025 comenzó con precios más altos que en 2024, cambiado después la tendencia salvo en junio y octubre. A pesar de partir de valores más altos a primeros de año, la senda ha sido menos alcista que el año 2024. Los precios aumentaron en los dos primeros meses, para luego ir bajando fuertemente hasta mayo. En junio subieron y descendieron poco a poco hasta septiembre, en octubre volvieron a repuntar, para noviembre bajar y diciembre subir a niveles similares a los de octubre. El precio de mayo (16,93 €/MWh) es el segundo precio más bajo de la historia, tras el de abril de 2024 (13,67 €/MWh).

Los precios mensuales más elevados se registraron en febrero (108,31 €/MWh) y en enero (96,69 €/MWh), mientras que los más bajos se han registrado en mayo (16,93 €/MWh) y abril (26,81 €/MWh), meses con muy poca participación de carbón y ciclo combinado.

Evolución de los precios del mercado diario

El 20 de enero se registra el precio diario máximo anual, con 144,92 €/MWh y el 19 de abril el precio más bajo del año, 1,72 €/MWh. El 11, 18 y 25 de mayo se registran los valores históricos mínimos horarios (- 15 €/MWh).

Si se consideran valores promedios horarios en 2025 se han registrado 798 horas con precios iguales o inferiores a 0 €/MWh, frente a las 784 horas de 2024, y casi el 70% de las horas son negativas, frente al 32% del año anterior. Si se tienen en cuenta los valores cuarto horarios en el último trimestre, contabilizando horas equivalentes (0,25 h por cada cuarto horario), se han registrado casi 805 horas con valores iguales o inferiores a 0 €/MWh, 502 de ellas negativas. En mayo se registraron 269 horas con precios negativos ó 0, valor máximo histórico mensual, al superar a los 263 h de abril de 2024. Este mes también se registraron el mayor número de horas con precios negativos: 239 horas, frente a las 107 h negativas de abril de 2024.

Los precios mensuales más elevados se registraron en febrero (108,31 €/MWh) y en enero (96,69 €/MWh), mientras que los más bajos se han registrado en mayo (16,93 €/MWh) y abril (26,81 €/MWh), meses con muy poca participación de carbón y ciclo combinado.

Si se tiene en cuenta la estructura de la generación en el mercado diario, factor importante en la formación del precio, se aprecia cómo una mayor participación de las renovables en la estructura de la casación influye en un menor precio y, al contrario, una menor participación, incrementa el precio mayorista.

El año arranca con un precio muy alto en enero y febrero, en que la cuota eólica + solar en ese arranque es de las más bajas del año (febrero 54 %, mínimo anual), lo que incrementa la probabilidad de que el marginal lo terminen marcando tecnologías más caras. Después, se observa un desplome del precio en primavera: marzo, abril y el mínimo anual en mayo. En esos meses se ve claramente la combinación que “abarata”: ciclo combinado casi ausente (marzo 0,2%; abril 0,1%; mayo 0,1%) con eólica + solar sosteniendo cuotas alrededor del 60% o más (marzo 62,2%). En la segunda mitad del año, el precio del mercado se mantiene relativamente estable y repunta en octubre, debido al aumento del ciclo combinado hasta su máximo anual y una menor aportación eólica y solar explican el encarecimiento del mercado.

Estructura de generación en la casación y precio del mercado diario y del gas

La participación de las energías renovables en la estructura de generación para la casación se ha situado cerca del 73 %, lo que supone un valor ligeramente inferior (en torno a un punto porcentual) al registrado el año anterior. A pesar de esta leve reducción, las renovables continúan siendo el principal factor estructural de contención de precios.

La generación nuclear ha incrementado notablemente su peso en la casación, debido a que una mayor parte de su producción ha acudido al mercado, y no a contratos bilaterales como en ejercicios anteriores. En paralelo, la generación con ciclo combinado se ha reducido en algo más de un 11 %, mientras que la generación con carbón ha disminuido en torno a un 54 %, reforzando el proceso de descarbonización del mix.

En cuanto a las renovables, la generación eólica se ha reducido ligeramente, con un descenso del 3 %, mientras que la generación solar ha experimentado un crecimiento notable, del 21,6 % en conjunto, con un aumento del 17 % en la fotovoltaica. Este crecimiento ha tenido un impacto especialmente relevante en las horas centrales del día, favoreciendo precios bajos o incluso nulos en determinados periodos.

Otro factor que influye en el precio son las reservas. Este año, la hidraulicidad ha registrado un valor ligeramente inferior al del pasado año (1,18 frente al 1,25 del año anterior). Marzo es el mes con mayor producible hidráulico, seguido de abril y mayo (meses con los menores precios). Las reservas, quedan con valores similares a los del pasado año (52,5 % frente al 52,3% de 2024) y han estado, de forma similar al año anterior; todos los meses por encima del valor medio histórico, llegando incluso a alcanzar el máximo histórico en abril a junio, y muy próximo en los meses contiguos (marzo y septiembre). La influencia en los precios, por lo tanto, es similar al pasado año.

Otro factor que influye es el precio de los combustibles. El precio del gas comenzó 2025 en niveles elevados, tras los repuntes registrados a comienzos de año, alcanzando máximos en los meses de enero y febrero. A partir de ese momento, los precios iniciaron una fase de corrección, con un descenso acusado durante marzo y abril, que llevó a los mínimos del año en torno al mes de mayo. Desde entonces, y a lo largo de los meses de primavera y verano, el precio del gas se mantuvo en una banda relativamente estable, con repuntes puntuales —especialmente en junio— y descensos moderados, sin una tendencia clara. En el último tramo del año, los precios continuaron mostrando un comportamiento contenido, con una ligera debilidad en noviembre, y es a finales de diciembre y comienzos de 2026 cuando se observa un repunte más intenso, coincidiendo con el inicio del periodo invernal. Esta evolución estuvo condicionada por un entorno de incertidumbre geopolítica persistente, especialmente en Oriente Medio, que elevó la prima de riesgo sobre el gas europeo, así como por el nivel relativamente más ajustado de las reservas europeas al final del verano, lo que incrementó la sensibilidad del mercado ante episodios de mayor demanda. En promedio anual, el precio del gas europeo en 2025 se sitúa ligeramente por encima del registrado en 2024, mientras que el MIBGAS también presenta un leve incremento interanual, manteniéndose ambos en niveles claramente inferiores a los observados durante la crisis energética. El precio del Brent cerró el año con un valor medio en torno a los 69 $/barril, inferior a los algo más de 80 $/barril registrados en 2024, lo que supone un descenso interanual significativo. La incertidumbre geopolítica, las decisiones de producción de la OPEP+, la desaceleración del crecimiento económico global, parcialmente compensada por la fortaleza de la demanda en China, así como la incertidumbre en torno a la política monetaria de Estados Unidos, contribuyeron a un contexto de elevada volatilidad a lo largo del año. En este marco, los precios oscilaron entre valores próximos a los 79 $/barril a comienzos de año y mínimos en torno a los 62–63 $/barril en el mes de diciembre, reflejando un mercado caracterizado por un exceso de oferta global pese a los episodios de tensión geopolítica.

En cuanto al precio de las emisiones de CO₂, estos fueron inferiores a los del año anterior, registrándose un descenso significativo en términos interanuales. A lo largo de 2025, los precios mostraron una tendencia descendente durante los primeros meses del año, alcanzando mínimos en primavera, para invertir dicha tendencia a partir del segundo semestre, con un repunte progresivo hasta el cierre del ejercicio. En este contexto, los precios oscilaron entre valores próximos a los 64 €/tCO₂ en abril, mínimo anual, y máximos en torno a los 83 €/tCO₂ en diciembre, reflejando una elevada volatilidad y un cambio claro de tendencia en la segunda mitad del año.

Si se representan las estructuras de la generación casada en las horas en las que el precio del mercado diario marcó el mínimo y el máximo anual, se aprecia cómo estas son muy diferentes. En las horas en que se da el precio mínimo se advierte como la solar fotovoltaica representa casi el 50 % de la estructura, alcanzando casi el 80 % el peso de las renovables y sin presencia del ciclo combinado. Si se observa la estructura en las horas en la que se registra el precio máximo, se aprecia como es el ciclo combinado el que mayor porcentaje tienen en la estructura (36,5 %). En esa hora las renovables representan algo menos del 33 % de la estructura de la generación.

Estructura de la generación en las horas de precio mínimo y máximo del mercado diario

Los precios europeos han marcado precios ligeramente superiores a los del pasado año. Los de España han sido los terceros más bajos de Europa en el año 2025, por detrás de Nord Pool y Francia. España ha marcado el precio más bajo en los meses de abril, mayo y noviembre.

En enero se registraron, salvo en Nord Pool, los precios diarios más altos del año (el 20 de enero el de España –144,92 €/MWh–, Francia –196,71 €/MWh–, Países Bajos –224,79 €/MWh–, Alemania –231,36 €/MWh– e Italia – 192,84 €/MWh–; el 22 de enero en Reino Unido, con 309,01 €/MWh).

Los precios mínimos se han registrado en meses diferentes: España (1,72 €/MWh el 19 de abril); Francia (-5,84 €/MWh el 11 de mayo); el 4 de octubre en Países Bajos (-1,11 €/MWh), Alemania (-0,29 €/MWh) y Reino Unido (0,48 €/MWh); NordPool (0,79 €/MWh el 29 de junio) e Italia (47,74 €/MWh el 25 de mayo).

Precios de mercados europeos