Del gemelo digital al mantenimiento predictivo: lo que viene en energía solar en 2026
Informe del mercado energético de diciembre: 2025 se despide con precios estables y con señales de presión estructural
A pesar del repunte estacional típico del invierno, el mercado energético español concluye 2025 con un precio eléctrico medio moderado de 77,90 €/MWh. El gas natural se mantuvo estable en niveles históricamente bajos, y la demanda eléctrica consolidó su tendencia al alza.
A nivel estructural, el sistema sigue mostrando dependencias críticas del respaldo térmico en horas punta, mientras que la presión regulatoria y climática en Europa avanza con nuevas exigencias. El balance del año es positivo en términos de estabilidad de precios, pero deja abiertas cuestiones clave en almacenamiento, redes y gestión de la flexibilidad.
Evolución del precio de la electricidad
El precio medio del mercado diario eléctrico en España durante diciembre fue de 77,90 €/MWh, lo que representa un incremento del 32,9% respecto a noviembre (58,64 €/MWh) y una caída del 30,1% interanual frente a diciembre de 2024 (111,24 €/MWh). Esta subida mensual revierte parcialmente la fuerte bajada de noviembre, aunque el precio sigue por debajo de los niveles de hace un año.
Los precios más altos se concentraron en las horas punta vespertinas:
- 20:00 → 105,69 €/MWh
- 21:00 → 106,00 €/MWh
- 22:00 → 97,22 €/MWh
En contraste, los más bajos se dieron entre las 13:00 y las 5:00 h, con un mínimo en 58,29 €/MWh a las 14:00.
El patrón horario sigue reflejando una clara dependencia del respaldo térmico en las horas sin sol. La solar diurna contuvo precios centrales, pero la eólica no alcanzó niveles suficientes para evitar picos en la noche.
Comparativa de precios en Europa
Debido a su dependencia del gas, Italia se mantiene como el mercado más caro de Europa. Alemania y Países Bajos también reflejan una presión ascendente por baja producción renovable invernal. En cambio, España mejora su competitividad relativa gracias a una combinación de renovables y precios de gas moderados. Por otro lado, Francia destaca por su bajo precio, vinculado a una alta disponibilidad nuclear.
Evolución del precio del gas natural (MIBGAS)
El precio medio mensual en MIBGAS fue de 27,77 €/MWh, un descenso del 8% respecto a noviembre (30,18 €/MWh) y del 42,7% respecto a diciembre 2024 (48,41 €/MWh).
Factores clave que explican la tendencia bajista de todo 2025:
- Altos niveles de almacenamiento europeo.
- Demanda moderada por temperaturas suaves.
- Oferta global de GNL estable y diversificada.
Análisis del Mix Energético
La generación limpia superó el 73 % del mix energético (incluyendo la nuclear), con un 47,2 % de origen estrictamente renovable. No obstante, el peso de los ciclos combinados se mantuvo elevado, reafirmando su papel estructural como respaldo indispensable ante la variabilidad de las fuentes verdes.
Demanda eléctrica peninsular
La demanda peninsular alcanzó los 21.325 GWh en diciembre, un 4,5 % más que el año pasado y un notable 11,4 % por encima de la media de los últimos 5 años. Este repunte responde a las bajas temperaturas invernales, al avance de la electrificación y a la reactivación económica. Con estos datos, el acumulado anual cierra en 235 TWh, un 4,4 % superior al ejercicio anterior.
Derechos de emisión de CO₂ (EU ETS)
El precio medio del CO₂ alcanzó los 83,85 €/t, un incremento del 3,6 % respecto a noviembre que marca su valor máximo desde mediados de 2024. Esta tendencia al alza se explica por el aumento de la generación térmica durante el invierno y por una oferta restringida debido al menor volumen de subastas. A estos factores se suman las expectativas ante la reforma del sistema EU ETS y una presión especulativa creciente, impulsada por inversores que anticipan un endurecimiento de las restricciones futuras.
Evolución de los precios futuros
Los precios de futuros de gas natural en el mercado TTF para 2026 muestran una tendencia estable a la baja. El primer trimestre se sitúa en 28 €/MWh, seguido de valores ligeramente inferiores para los trimestres siguientes (26-27 €/MWh), lo que refleja una confianza del mercado en la continuidad del suministro de GNL y el mantenimiento de los almacenamientos en niveles altos.
Por su parte, los futuros de electricidad en OMIP muestran una ligera estabilidad con tendencia moderadamente bajista. El precio base para el primer trimestre de 2026 es de 59,6 €/MWh, mientras que para el segundo trimestre desciende a 38,6 €/MWh. Los trimestres de verano y otoño se sitúan en 60,5 y 65,9 €/MWh respectivamente. La expectativa del mercado es que una elevada penetración renovable y una menor demanda post-invernal contribuirán a mantener los precios en niveles moderados.
Tendencias Clave: Hacia un 2026 de Desafíos y Oportunidades
Impacto del CBAM y costes de importación: La entrada en vigor del Mecanismo de Ajuste en Frontera por Carbono empezará a penalizar las importaciones de productos intensivos en energía (como acero o electricidad), afectando indirectamente a los precios y a la competitividad industrial.
Adiós definitivo al gas ruso en 2027: El Parlamento Europeo ha fijado el fin de estas importaciones para antes de 2027. Este movimiento obliga a una diversificación acelerada de suministros para evitar tensiones en los mercados regionales y asegurar la resiliencia del sistema.
El reto del almacenamiento en España: Mientras Europa avanza masivamente en baterías y soluciones híbridas, España muestra un retraso que podría dificultar la integración de excedentes renovables y la gestión de la red ante eventos extremos.
Hacia un mercado de emisiones más exigente: El CO₂ mantiene su tendencia alcista y se prepara la llegada del EU ETS2 en 2027. Este nuevo sistema incluirá sectores como el transporte y la edificación, anticipando costes más elevados para la energía térmica.
Vectores de competitividad: El hidrógeno renovable, la digitalización de la demanda y la integración de mercados europeos se consolidan como las grandes oportunidades tecnológicas para garantizar la seguridad y eficiencia del sistema.
Conclusión
Diciembre cierra un año de normalización progresiva en los mercados energéticos, con precios moderados de gas y electricidad, aunque persisten retos estructurales en flexibilidad, almacenamiento y redes. La demanda crece de forma sostenida, y el CO₂ recupera presión al alza. La planificación del sistema deberá acelerar la adaptación infraestructural y regulatoria para garantizar estabilidad en la transición.
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