El precio diario del mercado mayorista (pool) promedió los 75,73 €/MWh en octubre, lo que implica 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, como adelantó pv magazine.
Dos centrales nucleares paradas y una generación renovable débil disparan los ciclos combinados
La generación nuclear se redujo un 20,3% en octubre respecto al mismo mes del año anterior 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 sin estar disponibles).
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 (8,0%), 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.
La fotovoltaica reduce el papel de los CCG
El incremento de la potencia 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. Este hecho, 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 potencia fotovoltaica instalada.
El octubre, la generación fotovoltaica aumentó un 45,4% respecto al mismo mes del año anterior. Los precios en las horas centrales del día (de 10:00h a las 18:00h), coincidiendo con la mayor radiación solar, promediaron tan 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 informes 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.
La demanda cae un ligero 0,5% en octubre, mientras que la generación crece un 2,1%
La demanda en octubre se redujo un 0,5%, situando el crecimiento acumulado del año en un exiguo 2,1%. La débil demanda, junto con los bajos precios, configura un panorama complejo para la inversión en nuevos proyectos de generación renovable y compromete su rentabilidad. Sin embargo, pese a la caída de la demanda, la generación eléctrica se incrementó un 2,1% en octubre, impulsada por el aumento de las exportaciones de electricidad de España a Portugal.
El país luso tiene una elevada dependencia de su mix hidráulico y eólico, lo que incrementa su necesidad de importaciones desde España cuando las condiciones meteorológicas no son favorables para estas tecnologías. En octubre, las exportaciones hacia Portugal promediaron 45.885 MWh/día, el valor más alto en lo que va de año y un 47,1% superior al registrado en el mismo mes de 2024.
Por Grupo ASE
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