El mercado mayorista de la electricidad, una de las referencias para los consumidores con tarifa regulada, cierra 2025 con un precio medio anual de 65,28 euros/megavatio hora (MWh), similar al del pasado ejercicio pese a haber recurrido más a los ciclos combinados, una tecnología de mayor coste.
Por tercer año consecutivo, la media acumulada del ‘pool’ se sitúa por debajo de los 100 euros/MWh, de acuerdo con el histórico elaborado por EFE a partir de los datos del Operador del Mercado Ibérico de la Electricidad (OMIE), que muestran cómo el precio para esta Nochevieja será de 97,82 euros.
Será el último precio de un 2025 en el que el mercado mayorista de la electricidad ha rondado los niveles del ejercicio anterior, cuando la media anual fue de 63,19 euros/MWh, esta vez en un contexto marcado por la operación reforzada del sistema eléctrico español tras el apagón peninsular del pasado 28 de abril.
También ha sido un año de transformación para el ‘pool’, que abandonó en octubre los precios horarios para calcularlos cada cuarto de hora, un paso más en su transición hacia un modelo más flexible y transparente que ya existe en países como Alemania desde hace más de una década.
Por sesiones, el mercado mayorista alcanzó el precio medio diario más alto de 2025 el lunes 20 de enero, en pleno invierno (144,92 euros/MWh), y se anotó su mínimo anual el sábado 19 de abril (1,72 euros/MWh), coincidiendo con la elevada generación renovable de la primavera y una demanda -baja- propia de un fin de semana.
La evolución del ‘mix’, clave
Los valores del ‘pool’ se encuentran ligados al rendimiento de las tecnologías del ‘mix’, es decir, las fuentes de generación eléctrica. Según las estadísticas del operador, Red Eléctrica, el 57,6% de la electricidad producida en la España peninsular desde el 1 de enero al 29 de diciembre es de origen renovable.
Por tanto, el peso de las energías de procedencia natural, como el viento, el sol o el agua, consideradas de menor coste, se ha reducido ligeramente respecto al 59% con el que terminó 2024.
Una evolución a la baja que también evidencian los datos del conjunto del país -sistemas extrapeninsulares incluidos-, que pasan del 56,8% del anterior ejercicio al 55,5% de este año.
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Por el contrario, los ciclos combinados -vistos, tradicionalmente, como una tecnología de apoyo en momentos de alta demanda y que se caracterizan por su mayor precio al emplear gas para generar electricidad- han reforzado su aportación, que ha subido cerca de un 34% en comparativa interanual.
Sólo en noviembre, su producción se mantuvo por encima del promedio histórico para este mes, impulsada por la menor disponibilidad hidráulica, la reducción temporal de la generación nuclear y el aumento de las exportaciones, apuntan expertos del Grupo ASE.
Sea como fuere, los ciclos han sido la cuarta fuente de generación eléctrica en el sistema peninsular, con un 15%, por detrás de la eólica, líder con un 22,3%; la nuclear, segunda con un 20,1%, y la solar fotovoltaica, con el 19,1%.
De hecho, la solar fotovoltaica ha sido la única de las tecnologías de cabeza -junto con los ciclos- que ha experimentado un incremento interanual (un 12,5% más).
Previsiones de precios, a la baja
De cara a 2026, los futuros de la electricidad de OMIP, operador de mercado regulado que ofrece una plataforma de negociación para derivados de energía, reflejan un precio medio de 73 euros/MWh para enero (un 24 menos que en las mismas fechas de este año), y de 59,95 euros/MWh para el primer trimestre (un 30% menos).
Una marcha que los analistas atribuyen al efecto cada vez más profundo de la creciente potencia renovable, especialmente la fotovoltaica, que mantiene muy bajos los precios durante las horas solares incluso en los meses invernales.