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Renocicla 2025: La nueva apuesta pública por una transición energética circular
Evolución del precio de la electricidad
Precio medio mensual: 16,93 €/MWh
El precio medio del mercado diario en mayo fue notablemente bajo. Este valor refleja una fuerte presión a la baja por el peso creciente de las renovables (43% eólica + solar), una demanda moderada, y un contexto internacional de precios de combustibles relativamente estables. Además, hay un claro descenso frente a mayo de 2024 (30€/MWh)
Factores principales:
- Alta generación renovable: la solar total (26%) y la eólica (17%) contribuyeron fuertemente a la oferta.
- Situación hidráulica favorable (17%), posiblemente por aportes de primavera.
- Demanda contenida (18,11 TWh, estimado).
- Precios internacionales del gas (MIBGAS) relativamente bajos (34,23 €/MWh).
Servicios de ajuste — mayo 2025
El coste de los servicios de ajuste del sistema eléctrico (mercados de restricciones, regulación secundaria y terciaria, gestión de desvíos) se ha disparado en mayo, como consecuencia directa del gran apagón del 28 de abril.
En la primera semana de mayo, el coste medio diario de estos servicios alcanzó 30 €/MWh, frente a los valores habituales de 2-4 €/MWh en años anteriores.
Este aumento ha tenido un impacto directo en la factura de los consumidores, con subidas estimadas de +3 a +4 euros en las tarifas reguladas (PVPC).
Entre las causas:
- Necesidad de operar ciclos combinados e hidráulicos en régimen de respaldo reforzado.
- Incremento de la activación de servicios complementarios para garantizar la estabilidad del sistema.
Perspectiva: el episodio ha puesto de relieve la necesidad de acelerar:
- La incorporación de almacenamiento energético.
- El desarrollo de respuesta de la demanda.
- La revisión del marco normativo para una mejor gestión y reparto de los costes de ajuste.
Comparativa de precios en Europa
Observaciones:
- España y Francia se desmarcan con precios muy bajos en mercado mayorista, por la alta penetración renovable.
- Este año en España ha habido una producción eólica muy elevada durante el mes, una fuerte aportación solar fotovoltaica en horas diurnas, buena generación hidráulica por acumulación de reservas tras lluvias de primavera y una demanda contenida.
- Para Francia, el parque nuclear ha operado con muy alta disponibilidad tras los mantenimientos invernales, aportando mucha base.
- Alemania y Países Bajos con precios elevados. Debido principalmente al uso de gas y carbón y congestiones en la red que limitan plenamente la integración de renovables en determinados momentos.
- Italia, el sistema más caro de los representados. Alta dependencia del gas natural y generación mediante ciclos combinados, limitada interconexión y sequia.
Evolución del precio del gas natural
Precio medio MIBGAS mayo: 34,23 €/MWh
Factores:
- Stock de gas en Europa en niveles elevados.
- Escasa demanda industrial.
- Contratos GNL competitivos.
Tendencia de ligera recuperación de precios a futuro.
Análisis del mix energético
Composición del mix
- Generación renovable: 47,7 %
(eólica, solar fotovoltaica, solar térmica, hidráulica, hidroeléctrica, otras renovables) - Generación limpia (renovable + nuclear + hidráulica): 74,9 %
Tendencias observadas
- Máximos históricos en solar fotovoltaica:
Se han generado 4867 GWh, lo que supone un incremento del +23,5 % respecto a abril 2024 (3940 GWh) y confirma el liderazgo solar en horas diurnas. - Generación hidráulica sólida aunque ligeramente inferior a abril:
3587 GWh vs 4112 GWh en abril 2024, debido a un perfil de aportaciones más estabilizado tras el deshielo de primavera. - Eólica en retroceso estacional:
La generación eólica cae a 3455 GWh (-25,6 % respecto a abril), típica transición hacia los meses menos ventosos. - Uso de ciclos combinados en rol estructuralmente más marginal:
Aunque ha crecido frente a abril (3246 GWh vs 1935 GWh, +67 %), su función ha sido claramente de respaldo tras el reciente apagón y para cubrir huecos renovables.
Se aprecia un cambio de tendencia respecto a meses anteriores, donde los ciclos combinados habían sostenido precios altos y cubierto huecos estructurales; ahora operan de forma más intermitente y adaptativa. - Generación nuclear contenida:
3065 GWh, inferior a abril 2024 (3516 GWh), en línea con el calendario de paradas programadas.
Reflexión adicional sobre la tendencia post-apagón
El incremento relativo del uso de ciclos combinados en mayo, tras el apagón, refleja una adaptación operativa:
- No estamos ante un repunte estructural del gas en el mix, sino ante una respuesta táctica para reforzar la garantía de suministro en las semanas posteriores al incidente.
- La tendencia de fondo sigue siendo de desplazamiento progresivo de los ciclos combinados hacia un papel de respaldo flexible y no de base.
Demanda eléctrica
Demanda peninsular mayo 2025: ~18,11 TWh.
- Los factores han sido una primavera templada, con temperaturas suaves que redujeron el uso de climatización.
- Estabilidad laboral, sin festivos adicionales que afectaran la demanda.
- Eficiencia energética y autoconsumo, que continúan moderando el crecimiento de la demanda.
Comparación interanual: estable respecto a mayo 2024.
Acumulado en enero–mayo 2025: 103.067 GWh, un 0,8% más que en el mismo periodo de 2024
Evolución del precio del petróleo (Brent)
Precio medio mayo: 64,45 $/bbl
Factores:
- Estabilidad oferta OPEP+.
- Demanda global moderada, con un crecimiento más lento en economías desarrolladas y una adopción de vehículos eléctricos inferior a lo esperado.
- Escenario geopolítico sin grandes disrupciones, sin disrupciones significativas que afecten la oferta.
Evolución de los derechos de emisión de CO₂ (EU ETS)
Rango estimado: 70,94€/tCO₂, con una ligera disminución del 3,12% desde principios de año
Ha habido un aumento en la demanda industrial, impulsando la necesidad de derechos de emisión, además del efecto especulativo, con inversores anticipando futuras restricciones en la oferta de derechos. Existen expectativas de endurecimiento regulatorio, que podrían reducir la cantidad de derechos disponibles en el mercado
Evolución de los precios futuros
Analizando la evolución de electricidad en el mercado de futuros ibérico observamos que:
Q3 2025: Aumento de precios debido a expectativas de menor producción renovable y mayor demanda estacional.
Q4 2025: Ligera subida anticipando un invierno con posibles tensiones en el suministro.
Q1 y Q2 2026: Descenso de precios reflejando una previsión de mayor capacidad renovable y menor demanda post-invernal.
Durante el mes de mayo se observa un repunte en las cotizaciones de gas natural en el mercado de futuros, entre el 5-6% para los próximos trimestres.
Algunas de las causas es una demanda estacional elevada. El verano conlleva un aumento en la demanda de electricidad para climatización, incrementando el consumo de gas en centrales térmicas.
Obligaciones de almacenamiento: La normativa de la UE exige que los países miembros llenen sus reservas de gas al 90% antes de noviembre, lo que está generando una presión adicional sobre la demanda en los meses de verano.
Disminución de suministros rusos: La reducción de las importaciones de gas ruso ha aumentado la competencia por el GNL en el mercado global, elevando los precios.
Especulación y volatilidad: La incertidumbre geopolítica y las expectativas de mercado están fomentando movimientos especulativos que contribuyen a la volatilidad de los precios.
¿Te interesa saber qué ocurrió en meses anteriores? Consulta aquí nuestro informe de abril de 2025.
