Durante junio de 2025, el sistema eléctrico español continuó consolidando la presencia de energías renovables en el mix de generación, con una participación del 54,1% y un total de 12.461 GWh generados, según revela el último informe mensual publicado por la Dirección Técnica de APPA Renovables. La fuente con mayor protagonismo fue la solar fotovoltaica, que representó un 26% de la generación, seguida de la eólica con un 13,9% y la hidráulica con un 10,4%, manteniendo su relevancia en la cobertura de la demanda nacional.
El comportamiento del mercado eléctrico mostró una fuerte volatilidad: el precio medio diario alcanzó los 72,60 €/MWh, un 29,46% más alto que en junio de 2024, aunque se registraron extremos significativos, con un mínimo de 15,99 €/MWh a las 15h y un máximo de 135,28 €/MWh a las 21h. En este contexto, se contabilizaron 86 horas con precios cero o negativos, lo que representa un 13,99% del total de horas del año, a las que se suman otras 127 horas con precios entre 0 y 30 €/MWh, reflejando el impacto de la alta generación renovable en determinados momentos del día.
La demanda nacional aumentó un 10,5% interanual, alcanzando los 21.705 GWh, lo que tensionó el sistema en horas pico, aunque favoreció la valorización de tecnologías con mayor capacidad de ajuste. El servicio de ajuste cerró con un precio promedio de 18,98 €/MWh, registrando una suba del 28,97% respecto a junio del año anterior.
A nivel de infraestructura, se reportaron 386 nudos reservados para concursos de generación y Tribunal Supremo de Justicia (TSJ), que totalizan una capacidad de acceso de 162.315 MW. En paralelo, los nudos reservados para demanda aumentaron a 57, distribuidos mayoritariamente en Andalucía, Aragón, Castilla y León y Cataluña. En cuanto al acceso a red, se mantiene estable la potencia concedida, con 135.991 MW habilitados, y una ligera subida del 2,3% en las solicitudes, que totalizaron 53.119 MW.
Los indicadores de apuntamiento revelan una presión sobre los ingresos de la solar fotovoltaica, que marca un valor de 0,50, mientras que la eólica y la biomasa alcanzan un 1,06 y 1,04 respectivamente, lo que evidencia una mejor valorización de estas tecnologías en el mercado diario. Este diferencial es reflejo de la fuerte penetración solar en horas de baja demanda y precios deprimidos.
En el ámbito hídrico, el mes cerró con reservas hidroeléctricas al 78%, lo que representa un aumento del 7,7% interanual y refuerza la capacidad del sistema para responder a posibles tensiones futuras. Por su parte, los intercambios internacionales mostraron un saldo exportador de 1.002,5 GWh, impulsado principalmente por ventas a Portugal (1.333 GWh) y Marruecos (402,2 GWh), mientras que las importaciones desde Francia y Andorra fueron marginales.
Respecto al sistema gasista, se observó un incremento del 118,9% en la demanda de gas para generación eléctrica, contrastando con una reducción del 4,7% en el consumo convencional. La producción de biometano alcanzó los 38,4 GWh, cubriendo apenas el 0,150% de la demanda nacional, aunque con un crecimiento del 38,6% respecto a junio de 2024.
El coste de producción del hidrógeno renovable en la península ibérica se situó en 151,11 €/MWh, por encima del valor de lanzamiento del índice registrado en diciembre de 2024 (148,36 €/MWh), lo que evidencia los desafíos aún existentes para la competitividad de esta tecnología emergente.
