Texto: Juan Antonio MartÍnez y Leonardo Gago (Grupo ASE) •
Se ha acelerado el ritmo de conexión de fotovoltaica, con 5.113 MW añadidos desde enero. En 12 meses son 7.055 MW, el equivalente a la potencia nuclear instalada
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 unos 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. Tal como avanzamos en el informe anterior, los componentes del precio final de la energía –Restricciones PBF, Restricciones TR, Reserva de potencia, Banda Secundaria y Coste de Desvíos– han experimentado un incremento extraordinario desde el “apagón” del 28 de abril, como consecuencia de la política de seguridad aplicada por Red Eléctrica de España (REE) para reforzar la estabilidad del sistema ante una mayor participación de los ciclos combinados (CCG).
“La generación fotovoltaica alcanza el 50% a las 10 h y se mantiene en ese nivel durante las horas siguientes, sin apenas incrementos a pesar del aumento de la radiación solar. Es probable que a partir de ese momento se haya alcanzado el pico de saturación, de modo que el sistema eléctrico ya no puede asimilar más energía renovable -lo que podría derivar en vertidos- y se vuelve ineficiente”
Los precios en las horas de elevada radiación se hunden un 58,84%. 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 generación fotovoltaica alcanza el 50% a las 10:00h y se mantiene en ese nivel durante las horas siguientes, sin apenas incrementos a pesar del aumento de la radiación solar. Es probable que a partir de ese momento se haya alcanzado el pico de saturación, de modo que el sistema eléctrico ya no puede asimilar más energía renovable –lo que podría derivar en vertidos– y se vuelve ineficiente. Los datos de rendimiento de la potencia fotovoltaica –la relación entre generación producida y potencia instalada– así lo corroboran. En agosto, el rendimiento cayó al 21,53%, frente al promedio de los últimos 5 años, que asciende al 24,20%. Otro dato determinante es el publicado por REE sobre el porcentaje de energía renovable no integrable, que refleja el volumen de energía renovable redespachada debido a restricciones técnicas en la red de transporte (RTT) o en la red de distribución (RTD) respecto al programa negociado. En agosto, la generación renovable no integrable alcanzó el 10,70%, el nivel más alto registrado hasta la fecha.
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.
“Desde abril, el precio de las emisiones se ha desvinculado del gas y ha encontrado resistencia para descender por debajo de los 70€/tCO2 en Europa, con expectativa de llegar a 85/90 en el último trimestre”
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.♦
