El precio diario del mercado mayorista (POOL) promedió en agosto los 68,45 €/MWh, un 2,23% menos que en julio (70,01 €/MWh) y un 24,8% inferior al registrado en agosto de 2024 (91,05 €/MWh).
Los costes del sistema aumentan en 5 €/MWh respecto a hace un año
Los componentes del precio final de la energía o costes del sistema (provisionales) de agosto alcanzaron los 13,38 €/MWh, ligeramente por debajo de los de julio (15,44 €/MWh) pero un 59,42% más caros que hace un año (8,39 €/MWh). De enero a julio de 2025, los costes del sistema promedian los 16,81 €/MWh, frente a los 11,53 €/MWh de 2024.
Los precios en las horas de elevada radiación se hunden un 58,84%
Según explican nuestros analistas en el Informe del mercado energético, las nuevas instalaciones de generación fotovoltaica que se están acoplado al sistema desde el verano de 2024 alcanzan ya los 7.055 MW -el equivalente a toda la potencia nuclear instalada-. En 2025 se ha acelerado el ritmo de conexión, con 5.113 MW añadidos desde enero.
Sin embargo, este ritmo de crecimiento de la generación no se está viendo acompañado por un aumento de la demanda; al contrario, en agosto la demanda durante las horas de mayor radiación se redujo un 1,9%.
Este efecto está provocando un hundimiento de los precios en las horas de mayor radiación solar (10:00–18:00). En agosto, el precio medio en ese tramo horario fue de 33,03 €/MWh, frente a los 93,98 €/MWh registrados en el resto de horas. Un año antes, los precios promediaron 60,97 €/MWh en las horas solares (+58,84%) y 109,10 €/MWh en el resto (+14,28%).
La demanda de electricidad en agosto desciende un 1,5%
La demanda en agosto cayó un 1,5% respecto al mismo mes de 2024, un dato negativo que refleja un freno al crecimiento observado previamente. En lo que va de año (enero-agosto), el aumento acumulado de la demanda se modera al 2,1%.
Por su parte, el saldo exportador de España se situó en 949 GWh, un 137% superior al registrado en el mismo mes del año pasado. Este incremento se debió principalmente a la reducción de las importaciones desde Francia en más de un 50%, pasando de 1.391 GWh en 2024 a 664 GWh en 2025. Dicha reducción permitió que la generación nacional aumentase un 1,7%. La mayor expansión correspondió a los CCG, que crecieron un 18,6% y elevaron su participación en el mix al 17,7%. Les siguió la generación fotovoltaica, que se elevó un 8,5% para liderar el mix con el 25%. Por el contrario, la producción eólica se redujo un 7,6% y la cogeneración cayó un 11%. La generación nuclear operó a plena carga durante todo agosto, sin incidentes.
Mercado de gas spot en Europa
El precio del mercado holandés de gas spot de referencia europea (TTF) cerró agosto con un promedio de 32,19 €/MWh, un 3,3% inferior al de julio (33,29 €/MWh) y un 14,5% más bajo que en el mismo mes de 2024 (37,63 €/MWh). Es la primera vez en 2025 que el precio mensual se sitúa por debajo del nivel del año anterior. Los precios del centro español de gas PVB también registraron una caída, hasta 32,63 €/MWh. La principal causa obedece a la débil demanda y la elevada oferta, impulsada por flujos estables de gasoductos —Noruega y Azerbaiyán— y el retorno de Hammerfest LNG (Noruega).
Los precios de los futuros de electricidad, indexados al gas (TTF) y al mercado de emisiones de CO₂ (EUA), también registraron fuertes descensos. El contrato Yr-26 del mercado español se redujo un 3,5%, hasta 60,90 €/MWh, mientras que su homólogo alemán cayó un 5,1%, situándose en 84,31 €/MWh.
Los valores de las emisiones de CO₂ se resisten a bajar, diluyendo un posible descenso de los precios del gas y la electricidad
Un factor que probablemente modera las expectativas de una reducción significativa de los precios de la energía en los próximos meses es la fortaleza de los precios de las emisiones de CO₂ en Europa (EUA). Desde mediados de abril, el precio de las emisiones se ha desvinculado del gas y ha encontrado resistencia para descender por debajo de los 70 €/tCO₂. Algunos informes apuntan a una perspectiva alcista para los precios del carbono en el segundo semestre de 2025, con la expectativa de alcanzar los 85-90 €/tCO₂ en el cuarto trimestre de 2025.
Análisis: ¿estamos ante un cambio de régimen de mercado energético? (Parte II)
La nueva demanda europea de GNL ha tensionado enormemente los precios a nivel mundial, debido a una oferta ajustada que ha provocado una feroz competencia entre los dos principales compradores internacionales, Asia y Europa. Pero, como comentábamos en nuestro informe de julio, una ola sin precedentes de nueva capacidad de licuefacción comenzará a aumentar durante el próximo año, con más de 200 millones de toneladas anuales de nuevo suministro previsto para 2030, en su mayor parte desde EEUU y Canadá. Se prevé que la magnitud de este nuevo suministro impulse un cambio en el régimen del mercado de GNL y una reducción de los precios.
Nuestra visión del mercado energético europeo para 2026-2030 parte de un aumento de la oferta de GNL, especialmente desde el Atlántico (EEUU y Canadá), que supone el fin de un mercado ajustado que hemos vivido en los últimos tres o cuatro años. Hemos simulado tres escenarios en función de la respuesta de la demanda, ante este aumento de la oferta de GNL, que supone un cambio estructural del mercado.
Dichos escenarios no tratan de predecir el resultado correcto, sino de afrontar la incertidumbre del mercado para convertirla en información cuantitativa sólida sobre la evolución de los precios del gas y aplicarlos a nuestros modelos de predicción de precios de electricidad (NOÛS).
Fuente: Grupo ase
