Texto: Juan Antonio MartÍnez y Leonardo Gago (Grupo ASE) •
La demanda eléctrica española cayó un 0,5% en octubre, mientras que la generación creció un 2,1% impulsada por el aumento de exportaciones a Portugal.
El precio diario del mercado mayorista (POOL) promedió los 75,73 €/MWh en octubre. Se anota así una subida del 24,07% sobre el mes anterior (61,04 €/MWh) y del 10,5% respecto al precio de hace un año (68,54 €/MWh). Los precios de la electricidad interrumpieron su tendencia bajista en octubre, principalmente debido a las paradas programadas por recarga de varias centrales nucleares y a la disminución de la generación hidráulica y eólica. Este déficit fue compensado por los ciclos combinados de gas (CCG), cuya aportación se disparó un 80,4% y que podría haber sido mayor de no ser por el notable incremento de la generación fotovoltaica (+45,4%). Con todo, la generación con gas se convirtió así en la principal fuente del mix eléctrico (23,5%), algo que no ocurría desde septiembre de 2023.
La generación nuclear se redujo un 20,3% en octubre respecto a octubre 24 y operó al 70% de su máxima capacidad. Las centrales de Cofrentes, Almaraz II y Vandellós II permanecieron desacopladas durante octubre por paradas programadas (las dos últimas aún siguen indisponibles). A estos eventos hay que añadir el significativo descenso de la generación hidráulica (-20,3%) y eólica (-21,9%), estrechamente vinculadas a la entrada de borrascas. Ni siquiera el notable aumento de la generación solar fue suficiente para compensar dicho descenso, resultando en una disminución global de la generación renovable del 8% en octubre. La generación eólica se situó un 18,6% por debajo del promedio de los último cinco años y acumula en lo que va de año un descenso del 9,4%. Esta contracción obedece a factores climatológicos, pero también a limitaciones derivadas de las restricciones del sistema eléctrico y de los bajos precios registrados en las horas centrales del día. En determinadas situaciones, algunas centrales eólicas optan por detener su producción cuando los costes operativos y de mantenimiento superan los ingresos, algo que puede producirse cuando los precios caen por debajo de los 10 €/MWh.Como resultado de la caída de la generación nuclear (20,2%) y de la producción renovable (8%), la generación de los CCG se incrementó un extraordinario 80,4%, convirtiéndose en octubre en la primera fuente del mix eléctrico, con una participación del 23,5% por delante de la eólica (20,3%). En lo que va de 2025, los ciclos combinados han incrementado su producción un 33%, un crecimiento que se ha intensificado especialmente a partir de abril, coincidiendo con el apagón.
“Los costes del sistema son un 58% más caros que hace un año. Los componentes del precio final (restricciones PBF y TR, reserva de potencia, banda secundaria y coste de desvíos) ven un aumento extraordinario desde el 28 de abril”
El incremento de la fotovoltaica instalada está reduciendo progresivamente el papel de las centrales de gas durante un número cada vez mayor de horas, lo que debilita su influencia en los precios de la electricidad en España durante gran parte del año. Esto, que antes esto solo ocurría en primavera, podría generalizarse a lo largo de 2026, arrojando precios “cero” o ligeramente negativos, por la sobreoferta que generan los más de 40.000 MW de fotovoltaica instalada. En octubre, la generación fotovoltaica aumentó un 45,4% respecto al mismo mes del año anterior. Los precios en las horas centrales del día (10 a18h), promediaron solo 38,57 €/MWh, lo que demuestra una total desvinculación de la evolución de los precios del gas.
Los costes del sistema se mantienen un 58% más caros que hace un año. Los componentes del precio final de la energía –o costes del sistema (provisionales)– se situaron en octubre en 17,89 €/MWh, lo que supone un incremento del 31,4% respecto al mismo mes del año anterior (13,59 €/MWh). En el periodo comprendido entre enero y octubre de 2025, los costes del sistema promedian 16,59 €/MWh, frente a los 11,53 €/MWh registrados en 2024. Como venimos contando en notas anteriores, 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 28 de abril, día del “apagón”, como consecuencia de la política de seguridad adoptada por Red Eléctrica de España (REE) para reforzar la estabilidad del sistema con una mayor participación de los ciclos combinados. Todo apunta a que esta política operativa de REE se mantendrá en los próximos meses, e incluso en los próximos años.♦
