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Octubre cierra con una subida de precios eléctricos pese a un gas estable
La subida de precios eléctricos en octubre marca un nuevo máximo desde marzo, con un precio medio de 75,76 €/MWh en el mercado eléctrico español. Pese a la estabilidad del gas, el sistema muestra tensiones estructurales en las horas punta, motivadas por la menor producción solar estacional y una creciente dependencia del gas en los tramos críticos. Las reformas regulatorias en curso avanzan en la dirección adecuada, pero su correcta aplicación será esencial para mantener la competitividad y sostenibilidad del sistema energético a medio plazo.
Evolución del precio de la electricidad
El precio medio del mercado diario en España durante octubre fue de 75,76 €/MWh, un 24,1% superior al registrado en septiembre (61,04 €/MWh) y un 10,5% más alto que en octubre de 2024 (68,54 €/MWh). Este repunte mensual rompe con la tendencia de contención observada en el trimestre anterior.
Distribución horaria:
- Precio máximo: 132,02 €/MWh (20h)
- Precio mínimo: 26,84 €/MWh (14h)
- Franja barata: 12h-16h (solar)
- Franja cara: 19h-22h (desaparición solar + alta demanda)
El perfil horario continúa mostrando una fuerte presencia de generación solar durante las horas centrales del día, pero también evidencia una dependencia estructural del respaldo térmico en las horas punta vespertinas, factor clave en el incremento del precio medio mensual.
Comparativa de precios en octubre en Europa
Francia sigue siendo el mercado más competitivo gracias a su parque nuclear, mientras que Italia se mantiene como el más caro. España queda en una posición intermedia, aunque su subida mensual es la más significativa tras la de Francia, lo que refleja una pérdida de competitividad relativa.
Evolución del precio del gas natural (MIBGAS)
Ambos mercados muestran una ligera caída mensual (~2%) y una reducción interanual del 23%. El diferencial negativo de MIBGAS respecto a TTF se mantiene (-0,76 €/MWh).
Análisis del Mix Energético
El ciclo combinado alcanza su máxima cuota anual, presionando al alza los precios marginales. La solar cae estacionalmente y la hidroeléctrica sigue en niveles muy bajos.
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)
En octubre de 2025, el precio medio del Brent se situó en 64,54 $/barril, lo que supone una caída mensual del 5,1 % respecto a septiembre (67,99 $/barril) y una reducción interanual del 13,4 % frente a octubre de 2024 (75,63 $/barril). La corrección responde a un contexto de desaceleración económica global y a un mercado menos tensionado de lo previsto.
Factores determinantes:
Desaceleración económica internacional, con señales de debilidad en China y tensiones financieras en mercados emergentes.
Producción estable o creciente en EE. UU. y la OPEP+, generando una situación de sobreoferta relativa.
Apreciación del dólar estadounidense, que encarece las importaciones y reduce la demanda global de crudo.
Expectativas de equilibrio menos ajustado en el mercado, lo que ha favorecido la bajada de las cotizaciones.
Derechos de emisión de CO₂ (EU ETS)
El mercado de emisiones se mantiene estable, aunque con ligeras presiones al alza por la mayor demanda térmica prevista para el invierno y posibles ajustes regulatorios. El precio continúa afectando al coste de generación en ciclos combinados, mientras que el limitado almacenamiento operativo y la baja respuesta de la demanda amplifican las tensiones.
Evolución de los precios futuros
Electricidad:
Todos los futuros trimestrales de gas siguen mostrando bajas ligeras (–1% a –2%), confirmando una tendencia estable y ligeramente a la baja. El mercado anticipa ausencia de shocks de suministro y un entorno de gas estructuralmente más barato, apoyado en:
- Alto almacenamiento europeo
- Buen flujo de GNL
- Demanda contenida
Gas Natural:
Todos los trimestres muestran subidas, lo que confirma una tendencia alcista sostenida en las expectativas del mercado eléctrico. La subida más notable se da en el Q2-2026 (+5,9%), posiblemente por:
- Anticipación de menor generación solar (variabilidad estacional)
- Dudas sobre estabilidad del mix en primavera
- Potenciales parados en nuclear o menor hídrica
La electricidad sube a pesar de la estabilidad del gas, lo que apunta a expectativas de tensión operativa, costes de respaldo y presión regulatoria creciente.
Tendencias del mercado
En octubre de 2025, el mercado eléctrico español y europeo atraviesa una fase de transición clave, marcada por nuevas normas, tensiones estructurales y una creciente necesidad de flexibilidad. El Gobierno refuerza el papel del almacenamiento y las instalaciones híbridas, mientras el debate sobre la extensión del parque nuclear y la dependencia del gas evidencian los retos pendientes. Las decisiones de los próximos meses serán determinantes para lograr un sistema competitivo y sostenible.
Claves del contexto:
Normativa: El RD-L 7/2025 impulsa el almacenamiento y la flexibilidad; el RD 917/2025 prioriza el despacho de instalaciones híbridas con batería.
Debate energético: Las eléctricas proponen prolongar la vida útil nuclear hasta 2035, sin consenso claro.
Riesgos estructurales: Persiste la dependencia del gas en horas punta y la falta de almacenamiento operativo.
Desafío inmediato: España necesita más red, respaldo y gestión flexible para estabilizar precios y avanzar en la transición energética.
Conclusión
Octubre ha estado marcado por una tensión creciente en los mercados eléctricos, con subidas generalizadas de precios pese a un contexto gasista estable. Esta desconexión entre el coste de los combustibles y el precio mayorista revela las limitaciones estructurales del modelo actual y la vulnerabilidad del sistema en horas punta, agravada por la falta de almacenamiento y la saturación de la red. Las recientes medidas regulatorias, centradas en el almacenamiento y el despacho prioritario, son un paso en la buena dirección, pero su efecto dependerá de la inversión y de la velocidad de su despliegue. La transición energética requiere no solo más potencia renovable, sino un sistema con capacidad real de gestión, planificación y flexibilidad operativa.
