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Informe del mercado energético de noviembre: precios a la baja, renovables al alza y desafíos persistentes
El mercado energético de noviembre en España cerró con una notable moderación de precios, impulsada por una mayor aportación de las renovables, especialmente la eólica, y un contexto gasista favorable. Pese a este alivio coyuntural, persisten importantes debilidades estructurales en el sistema, visibles durante las horas punta. Además, los mercados de futuros reflejan posibles tensiones para los meses de invierno. En este informe del mercado energético de noviembre, se analizan en profundidad la evolución del mix eléctrico, la demanda, los precios internacionales y las tendencias estratégicas que marcarán el comportamiento del sector en el corto y medio plazo, tanto en España como en Europa.
Evolución del precio de la electricidad
El precio medio del mercado diario en España durante noviembre de 2025 fue de 58,64 €/MWh, una caída del 22,6% respecto a octubre y un descenso del 43,8% frente a noviembre de 2024. Este abaratamiento contrasta con la tendencia alcista de meses anteriores y se explica por una mayor generación eólica y condiciones meteorológicas suaves que redujeron la presión sobre la demanda y el recurso al respaldo térmico.
La distribución horaria del precio muestra:
- Precio máximo: 104,92 €/MWh (20h)
- Precio mínimo: 19,80 €/MWh (14h)
- Franja barata: 11h-15h (alta solar)
- Franja cara: 19h-22h (pico de demanda + ausencia solar)
Esto confirma el patrón estructural del sistema: energías renovables desplazan al gas en horas solares, pero el respaldo térmico sigue marcando precios en las puntas vespertinas.
Comparativa de precios de noviembre en Europa
España se sitúa como uno de los mercados más competitivos del mes, solo por detrás de Francia. Alemania y Países Bajos mantienen precios altos debido a una mayor dependencia del gas, mientras que Italia sigue siendo el sistema más caro, condicionado por una baja penetración renovable y costes elevados del respaldo.
Evolución del precio del gas natural (MIBGAS)
El precio medio del gas en MIBGAS en noviembre fue de 30,18 €/MWh, manteniéndose estable respecto a octubre (31,25 €/MWh), y cayendo un 32% respecto a noviembre de 2024 (44,50 €/MWh).
Este descenso se explica por:
- Alto nivel de reservas en Europa (>95%).
- Demanda contenida por temperaturas suaves.
- Oferta de GNL estable.
Análisis del Mix Energético
La generación renovable supera el 54,9% (eólica + solar + hidro), y la generación limpia (incluyendo nuclear) alcanza el 71,3%. La eólica lidera el mix, desplazando al gas en muchas franjas horarias.
Demanda eléctrica peninsular
Aunque la demanda registró un ligero descenso interanual, se mantiene en niveles elevados, reflejando una dinámica estructural de fondo que apunta a una estabilización creciente. Las temperaturas suaves durante octubre redujeron la necesidad de calefacción eléctrica, lo que moderó el consumo sin alterar la tendencia ascendente a medio plazo.
Evolución del precio del petróleo (Brent)
El precio medio del crudo Brent durante noviembre de 2025 fue de 63,80 €/barril, una ligera caída respecto a octubre (64,54 €/barril) y un retroceso del 14,3% interanual frente a noviembre de 2024 (74,37 €/barril). Este descenso se enmarca en un contexto de debilidad de la demanda global, especialmente en Asia, combinada con una producción estable por parte de la OPEP+ y EE. UU. Además, el fortalecimiento del dólar y la competencia entre exportadores de crudo están contribuyendo a mantener la presión bajista en el mercado internacional.
A pesar de ello, los niveles actuales siguen siendo relativamente estables desde el verano y reflejan un equilibrio temporal entre oferta abundante y demanda moderada.
Derechos de emisión de CO₂ (EU ETS)
El precio medio del CO₂ en el sistema EU ETS fue de 80,93 €/t, un aumento del 3,5% respecto a octubre. La subida está vinculada a:
- Mayor previsión de uso térmico en invierno.
- Expectativas de reforma del sistema y recorte de derechos disponibles.
Evolución de los precios futuros
Electricidad:
Durante noviembre, los mercados de futuros energéticos reflejaron una evolución divergente entre el gas y la electricidad:
Gas Natural:
el precio para el primer trimestre de 2026 subió de 22 a 29 €/MWh (+32%), impulsado por previsiones de temperaturas bajas y uso intensivo en generación. Sin embargo, los futuros para el resto del año y 2027 descendieron entre un 8-9%, lo que denota confianza en una normalización post-invernal.
- En contraste, los futuros de electricidad en España cayeron entre un 8-10% para los próximos trimestres:
- Q1-26: de 64,5 €/MWh a 59,2 €/MWh
- Q3-26: de 67,2 a 60,8 €/MWh
- Cal-2026 se sitúa en torno a 60,3 €/MWh
Esta caída de los futuros eléctricos, pese al alza del gas, apunta a una expectativa de mayor generación renovable, menor tensión en la demanda y una mejora en la capacidad operativa del sistema.
Tendencias del mercado
Durante el mes de noviembre se han reforzado varias tendencias estructurales que marcarán el futuro del sector energético en Europa. Aunque los precios se han contenido gracias al empuje renovable y a un contexto internacional más favorable, persisten retos fundamentales en almacenamiento, respaldo térmico y capacidad de red. Estos elementos condicionarán la evolución del sistema eléctrico, especialmente en mercados como el español, donde aún existen barreras estructurales por superar.
El almacenamiento acelera en Europa, pero España se queda atrás
La UE superará los 100 GW de capacidad en 2026, liderado por baterías y bombeo. La falta de inversión en España puede limitar la integración de renovables y la gestión de excedentes.El gas natural mantiene su papel clave, con riesgos latentes
Aunque los precios se estabilizan, la dependencia del gas como respaldo sigue siendo crítica. Las tensiones geopolíticas, la volatilidad del CO₂ y el invierno añaden incertidumbre.
Redes eléctricas al límite: se agrava la saturación
Cuellos de botella en transporte y distribución amenazan con vertidos renovables, bloqueos a nueva capacidad y aumento de costes. Urge impulsar inversión en redes y mercados de flexibilidad.
Conclusión
Noviembre se cierra con una corrección significativa de los precios eléctricos, gracias al buen comportamiento renovable y un gas barato. El sistema ha operado sin incidencias mayores, con una penetración renovable elevada y una demanda que consolida su tendencia estructural al alza.
Sin embargo, persisten retos fundamentales: la dependencia del gas en momentos clave, la falta de almacenamiento efectivo y la necesidad de una regulación que retribuya adecuadamente la flexibilidad y el respaldo. Además, el alza de los derechos de emisión introduce presiones adicionales sobre los costes marginales de generación.
