El mercado eléctrico español cerró mayo con una media de 16,93 €/MWh, el valor más bajo desde 2008. Este dato, que marca un nuevo hito histórico, refleja una distorsión estructural en el sistema de precios que afecta directamente la viabilidad económica de las tecnologías renovables.
Según el analista de mercados energéticos, Francisco Valverde, la presión sobre los precios responde a una convergencia de factores ya conocidos: generación masiva de energía fotovoltaica en horarios concentrados, escasa flexibilidad del sistema y debilidad de la demanda.
Durante mayo se registraron 8 horas con precios negativos, más del doble que en abril, alcanzando un mínimo de –15 €/MWh en cuatro ocasiones. La generación solar, que lideró junto a la hidroeléctrica y la eólica, estuvo ligeramente por debajo de los máximos de 2023.
Buena parte de la energía no despachada no fue consecuencia de limitaciones técnicas, sino de vertidos económicos: ofertas que no casan en el mercado diario.
La baja demanda también amplifica el efecto depresor sobre el precio. Aunque a finales de mayo comenzó un leve repunte, no alcanza para compensar el desequilibrio estructural.
REE estimó una demanda de 103.067 GWh entre enero y mayo de 2025, apenas un 0,3 % más que el mismo periodo de 2024 si se ajusta por temperatura y calendario, lo que confirma una recuperación muy moderada del consumo eléctrico.
A esto se suma la falta de incentivos para el almacenamiento. Pese a contar con 26 GW de baterías en tramitación, España apenas tiene 50 a 56 MW en operación. Sin regulación que favorezca su bancabilidad ni señales claras en el mercado de capacidad, la instalación de sistemas de acumulación sigue relegada.
El otro actor central en la fijación de precios sigue siendo el gas. Los ciclos combinados generaron 2,8 TWh en mayo, superando los valores normales del mismo mes en los últimos cinco años. Esta participación, combinada con el coste elevado del gas en Europa (TTF), explica por qué, a pesar del peso renovable, el precio medio anual continúa en niveles altos. De mantenerse la tendencia, 2025 podría cerrar como el cuarto año más caro de la serie histórica, con un promedio estimado de 67,4 €/MWh.
El comportamiento del agua, en cambio, fue extraordinario. Con 4,2 TWh, no se registraba un mayo con tanta producción desde 2016. Las reservas hidráulicas se mantuvieron en niveles récord durante todo el mes, y el refuerzo del sistema tras el apagón impulsó su despacho.
La combinación de hidráulica, solar y eólica elevó la cuota renovable peninsular al 64%, con una media anual acumulada del 61%, niveles similares a 2024.
Pero, tal como indica Valverde en diálogo con Energía Estratégica España, las señales de mercado no reflejan necesariamente esta participación. Las estrategias de ofertas no aceptantes por parte de grandes generadores distorsionan aún más el valor marginal.
Endesa ha mantenido su “escalón” a 35 €/MWh, mientras que Iberdrola ajustó los suyos: la eólica pasó de 3,2 a 3,5 €/MWh y la fotovoltaica de 0,43 a 0,65 €/MWh. Aunque estos peldaños se han reducido en volumen, han incrementado su precio, influyendo sobre la curva final del mercado.
Este tipo de posicionamiento evidencia el poder de mercado de ciertos actores. “Una sola empresa tiene el 50% de la potencia hidráulica”, señala el analista.
La falta de competencia real en ciertos segmentos permite a estas compañías fijar niveles de precio que no corresponden con su coste marginal, afectando el conjunto del sistema.
Pese a estas distorsiones, en comparación con sus pares europeos, España sigue presentando precios más bajos en todos los tramos. “Somos los que salimos ganando en todos los rangos de precios”, afirma el consultor, en referencia a los extremos observados en mercados como el alemán, donde se registran mínimos por debajo de –500 €/MWh y picos que superan los 1.000 €/MWh.
En este contexto, Valverde es claro: en adelante la hibridación es ineludible. La incorporación de almacenamiento y la gestión activa de la energía producida se vuelven imprescindibles para sostener la rentabilidad.
La lógica de inversión debe evolucionar hacia modelos que integren producción renovable y flexibilidad operativa.
“Ya no basta con el precio aceptante: hay que operar en intradiarios, continuos y con garantías de origen”, afirma. El cambio requiere conocimiento técnico y estrategia comercial activa.
Una nueva etapa: el mercado a cuarto horario
Desde junio de 2025, el sistema eléctrico español adopta plenamente la operación en intervalos de 15 minutos, cumpliendo con el Reglamento (UE) 2019/943, que obliga a alinear la liquidación del mercado con esta granularidad temporal.
Este cambio estructural implica la reorganización completa de los mercados diario e intradiario en 96 bloques cuarto-horarios por día, y la eliminación definitiva de las ofertas complejas, una herramienta históricamente utilizada por los agentes españoles para modelar sus ofertas según condiciones técnicas y económicas.
A partir de ahora, las casaciones del mercado diario se realizarán exclusivamente a través del algoritmo único paneuropeo Euphemia, que no contempla la lógica de las ofertas complejas utilizadas hasta ahora en España.
Esto obliga a todos los actores del sistema a adaptar sus estrategias comerciales, herramientas operativas y sistemas de previsión.
Si bien la medida busca mejorar la precisión en la representación horaria de las renovables, también supone un aumento en la exposición a desvíos económicos para quienes no actualicen su operativa con rapidez.
“Va a ser interesante ver cómo impacta realmente esta medida en la casación diaria. Puede mejorar la representación de las renovables y darnos señales más precisas de precio”, concluye Valverde.
