Introducción
El mercado energético español ha experimentado cambios drásticos en los últimos años. Tras la crisis de precios de 2022, desencadenada por factores como la invasión de Ucrania y el encarecimiento del gas, 2023 y 2024 trajeron una relativa estabilización de los costes de la energía. El precio medio de la electricidad en el mercado mayorista cayó desde niveles máximos históricos (en 2022 se registraron picos de hasta 160 €/MWh) para cerrar en 60,26 €/MWh en 2023 . En 2024 el promedio anual se mantuvo en torno a 61,9 €/MWh , muy por debajo de los valores de 2022. Esta tendencia a la baja respondió, principalmente, al aumento de la producción renovable y a la relajación de los mercados internacionales de gas tras la emergencia energética inicial.
A pesar de esta normalización, los precios continúan por encima de la media histórica previa a la crisis. Las empresas españolas —especialmente las grandes consumidoras de energía— siguen destinando una parte importante de sus costes a electricidad y gas. En este contexto, ofrecer información actualizada y rigurosa resulta fundamental para la toma de decisiones de directivos preocupados por el gasto energético de sus compañías. A continuación, analizamos la situación actual del mercado eléctrico y gasista en España, su evolución durante 2025 y las perspectivas de cara a final de año, incorporando la interrelación con los mercados europeos de luz y gas. Se abordan las principales tecnologías de generación y factores clave (demanda, precios, regulaciones y clima) con un enfoque profesional orientado a la gestión empresarial.
Evolución Reciente de los Precios Eléctricos en España
Tras la volatilidad extrema de 2022, el precio de la electricidad en España mostró una clara moderación. Durante 2023 y 2024, los promedios mensuales oscilaron generalmente entre 50 y 70 €/MWh, con un cierre anual en torno a 60-62 €/MWh. Esta moderación contrasta con la situación de 2022, año en el que el precio medio anual superó los 111 €/MWh y alcanzó máximos nunca visto. La corrección a la baja obedeció en parte a la aplicación del “mecanismo ibérico” (tope al gas) hasta 2023, y posteriormente al abaratamiento global del gas natural y al incremento de la oferta renovable.
Sin embargo, 2025 está registrando ciertas oscilaciones. En el primer trimestre de 2025, coincidiendo con una demanda invernal al alza y encarecimiento puntual del gas y derechos de CO₂, los precios eléctricos repuntaron. En muchos mercados europeos el promedio trimestral superó los 85 €/MWh , y España no fue ajena a esa tendencia (aunque logró mitigarla mejor que otros países). Posteriormente, con la llegada de la primavera, España vivió precios excepcionalmente bajos gracias a la abundante generación renovable. Mayo de 2025 fue especialmente notable: el precio medio del mercado diario cayó a solo 16,9 €/MWh, marcando un mínimo histórico mensual. Este desplome –un 36,9% menos que abril– se atribuye a la menor demanda residual (por temperaturas suaves y más autoconsumo solar) y a la sobreoferta renovable en determinadas horas. Como contrapartida, en junio de 2025 el precio rebotó hasta 72,6 €/MWh, normalizándose con el incremento estacional de la demanda . Estos vaivenes evidencian la volatilidad inherente a un mix cada vez más dependiente de fuentes intermitentes: periodos de energía barata (incluso precios horarios cero o negativos) durante picos de sol o viento, seguidos de encarecimientos cuando baja la producción verde.
De cara a la segunda mitad de 2025, las proyecciones apuntan a una continuidad de precios moderados. Analistas del sector estiman un precio medio anual en torno a 75 €/MWh , significativamente por debajo de los picos de 2022, aunque sujeto a incertidumbres. Es importante destacar que España mantiene uno de los precios mayoristas más bajos de Europa gracias a su potente parque renovable. No obstante, episodios inesperados (ola de frío, sequía prolongada o tensiones geopolíticas) podrían provocar repuntes transitorios. En cualquier caso, en la actualidad el escenario es de relativa estabilidad y alejamiento de las tensiones extremas recientes, aunque sin regresar aún a los niveles de la década anterior. Las empresas deben seguir de cerca esta evolución para gestionar sus contratos eléctricos con precaución, aprovechando los tramos de precios bajos para cerrar coberturas o acuerdos bilaterales.
Demanda Eléctrica y Consumo Energético
El consumo eléctrico en España ha mostrado signos de recuperación tras los descensos ocasionados por la pandemia y la crisis energética. En 2024, la demanda eléctrica nacional creció un 0,9% respecto al año anterior, alcanzando 248.811 GWh . Este incremento moderado rompió la tendencia de contracción de 2022-2023, reflejando una mejora económica y cierta normalización tras las medidas de ahorro adoptadas en la crisis. Ajustada por factores de laboralidad y temperatura, la demanda de 2024 aumentó alrededor del 1,4% , indicando un repunte genuino del consumo subyacente.
En la primera mitad de 2025 la demanda ha seguido al alza. De enero a junio, España consumió 124.901 GWh, un 2,5% más que en el mismo periodo de 2024 . Incluso corrigiendo efectos de calendario y clima, el aumento ronda el 1,2%. Este crecimiento se explica por varios factores: la reactivación industrial, una menor sensibilidad a los precios (al haberse abarato respecto a 2022) y condiciones meteorológicas extremas. Por ejemplo, junio de 2025 fue el mes de junio más cálido jamás registrado en España desde 1961. Las altas temperaturas (3,5 °C por encima de la media histórica) dispararon la demanda eléctrica por climatización, elevando el uso de aire acondicionado y, con ello, la generación térmica para cubrir los picos de consumo. Este fenómeno subraya cómo el cambio climático puede tensionar puntualmente el sistema eléctrico, aumentando el consumo en olas de calor (y reduciéndolo en inviernos benignos).
Otro elemento relevante es el auge del autoconsumo fotovoltaico y la eficiencia energética, especialmente en el sector empresarial. La “demanda residual” (energía requerida a la red tras descontar la autoproducción) está creciendo menos que la demanda bruta, gracias a miles de instalaciones solares en tejados industriales y comerciales. Este efecto quedó patente en la bajada de precios de mayo de 2025: parte de la reducción de la demanda convencional se atribuye a la mayor generación distribuida solar. Para las empresas, invertir en autoconsumo y medidas de eficiencia no solo reduce su factura y huella de carbono, sino que colectivamente contribuye a contener los precios mayoristas al reducir la carga sobre el sistema en horas pico.
Mirando adelante, la demanda eléctrica podría seguir una senda ascendente suave hacia final de 2025, sujeta a la evolución económica. La electrificación de procesos (vehículo eléctrico, bombas de calor en edificios, etc.) aún tiene recorrido, pero su impacto se verá sobre todo a medio plazo. A corto plazo, las variaciones anuales del consumo dependerán más del clima y del pulso industrial. Para finales de 2025, si la actividad económica se mantiene sólida y el invierno llega temprano, podríamos ver un ligero aumento adicional de la demanda respecto a 2024. Con todo, las políticas de ahorro y la conciencia energética adquirida tras la crisis probablemente seguirán moderando el crecimiento del consumo. Un dato ilustrativo: en 2024, a pesar del repunte económico, las emisiones de CO₂ del sector eléctrico cayeron casi un 17%, hasta 27 millones de toneladas, señal de una mejora estructural en la eficiencia y en la descarbonización del suministro.
Mix de Generación: Renovables al Frente del Mercado
El mix de generación eléctrica español ha dado un vuelco hacia tecnologías limpias, modificando profundamente la dinámica del mercado. 2024 marcó un hito histórico: las energías renovables produjeron 56,8% de toda la electricidad del año, el porcentaje más alto jamás registrado. Por segunda vez en la historia, la generación renovable superó a la no renovable, reflejando el acelerado avance de la transición ecológica. Este logro se sustentó en un incremento anual del 10,3% en la producción renovable, alcanzando casi 149.000 GWh generados con fuentes limpias gracias a condiciones meteorológicas favorables y a nueva capacidad instalada.
La estructura del mix español en 2024 quedó liderada por la eólica, que aportó el 23,2% de la generación, seguida muy de cerca por la nuclear (20%) . La solar fotovoltaica escaló a la tercera posición con un 17% del total , batiendo su propio récord por sexto año consecutivo gracias a la conexión de 6 GW solares nuevos solo en 2024. A continuación se situaron las centrales de ciclo combinado de gas (13,6%) y la hidráulica (13,3%) . Cabe destacar el resurgimiento hidráulico: tras la sequía de 2022-2023, en 2024 las lluvias permitieron aumentar un 35,5% la producción hidroeléctrica , devolviendo a los embalses un papel significativo (14% del mix peninsular). Este mayor aporte hídrico, junto con un crecimiento del 18-19% en la generación solar, fueron fundamentales para lograr la mayor cuota renovable de la historia.
Por el contrario, las fuentes fósiles tradicionales continuaron retrocediendo. El carbón, en franco camino de desaparición, representó aproximadamente solo el 1% de la generación en 2024 . De hecho, el año pasado se produjo el cierre definitivo de la central de carbón de As Pontes (1,4 GW), la penúltima de gran tamaño en España. Asimismo, la cogeneración (plantas que producen electricidad y calor principalmente con gas para uso industrial) redujo su aporte por los altos precios del gas, quedando en torno al 4-5% del mix. Las centrales nucleares, si bien aún aportan estabilidad con su 20% de cuota, comienzan a transitar hacia un futuro cierre programado (el plan nacional prevé el apagón nuclear escalonado entre 2027 y 2035). Su participación en 2025 se ha visto ocasionalmente desplazada al cuarto puesto mensual debido al auge solar, un hecho impensable hace pocos años.
En 2025, la tendencia se afianza. La energía solar fotovoltaica está rompiendo récords mes tras mes. En junio de 2025, por primera vez la solar fue la principal fuente de generación en un mes completo, aportando el 26% de la electricidad nacional. Ese mes produjo 5.997 GWh (+25% interanual) y logró una cuota diaria máxima de 30,7% el 6 de junio. Tras la solar, las mayores contribuciones en junio fueron las de los ciclos combinados (19,7%) y la nuclear (17,8%) , reflejando cómo el patrón estacional eleva la solar al liderazgo en verano. En otros meses ventosos, la eólica sigue siendo protagonista, pero en 2025 ambas tecnologías (viento y sol) se alternan en la cúspide del mix. La generación eólica, aunque variable, continúa siendo esencial: a falta de datos anuales completos, previsiblemente volverá a rondar 23-25% del total en 2025, dependiendo de las rachas de viento.
El sistema eléctrico español se encamina así a cerrar 2025 con un mix más limpio que nunca. Gracias a las nuevas instalaciones, la potencia instalada renovable ya equivale al 66% del total (de 129 GW a finales de 2024), y sigue creciendo en 2025. En términos de producción, es probable que la cuota renovable anual de 2025 se mantenga en niveles similares o superiores al 57% de 2024, incluso si las condiciones hidro-eólicas fueran menos favorables. Esto implica que aproximadamente tres cuartas partes de la electricidad española en 2025 será libre de emisiones (sumando renovables y nuclear), consolidando a España entre los líderes europeos en descarbonización. Para las empresas, este cambio estructural es una buena noticia a medio plazo: una mayor penetración renovable tiende a reducir el coste marginal de generación y, por tanto, a abaratar el precio de la luz en horas valle, además de reducir la huella de carbono de su consumo energético.
No obstante, la creciente dependencia de renovables intermitentes también supone retos operativos. Para mantener la seguridad de suministro, Red Eléctrica ha reforzado mecanismos de gestión y almacenamiento. En 2024 se incluyeron por primera vez indicadores de baterías y bombeos en los informes oficiales, y solo en junio de 2025 se integraron 779 GWh de electricidad mediante almacenamiento (p.ej. bombeo hidráulico), evitando vertidos de excedentes renovables. Asimismo, España sigue necesitando respaldo de gas en momentos de baja producción verde: por ejemplo, en mayo de 2025 –un mes muy soleado pero con menos viento– los ciclos combinados tuvieron que aumentar su generación un +67,9% respecto al año anterior para cubrir demanda nocturna. Esto demuestra que, aunque las renovables dominen el mix, la gestión de la variabilidad (vía turbinas de gas flexibles, interconexiones europeas y almacenamiento) seguirá siendo crítica. En este sentido, el Gobierno y el operador del sistema están desarrollando mercados de capacidad y mecanismos de respuesta de la demanda para garantizar que haya potencia firme suficiente en todo momento, sin incurrir en costes excesivos.
El Mercado del Gas Natural: Situación y Perspectivas
El gas natural juega un papel doble en el panorama energético empresarial: es combustible clave para la generación eléctrica de respaldo y a la vez insumo directo para industrias y calefacción. La evolución de su mercado en Europa tras la crisis ha sido un factor determinante para los costos energéticos en España. Durante 2022, el precio del gas alcanzó cotas sin precedentes (el índice TTF en Países Bajos superó los 300 €/MWh en agosto de ese año). Esto se trasladó a costes eléctricos altísimos, dada la dependencia del gas en el precio marginal. Sin embargo, desde mediados de 2023 el mercado gasista entró en una fase de distensión. Gracias a la rápida adaptación europea –reducción de la demanda, diversificación de suministros y llenado de reservas–, los precios del gas se desplomaron. A lo largo de 2024 promediaron por debajo de 50 €/MWh, lejos de los picos de la crisis.
2024 cerró con Europa logrando superar el invierno sin sobresaltos y almacenamientos de gas excepcionalmente altos. De hecho, el consumo de gas en Europa se estabilizó en 2024 tras dos años de desplome inducido por la guerra . En España, la menor demanda eléctrica de gas (por más renovables) y un invierno suave hicieron que la importación de GNL se redujera un 24% en 2024 (dato de El Economista, citado por Asena) y que finalizáramos el año con reservas confortables. Sin embargo, el invierno 2024-2025 resultó algo más frío y desafiante. Al 1 de abril de 2025, las existencias de gas europeas habían bajado al 34% de capacidad (388 TWh), muy por debajo del ~60% del año anterior . Esta caída se atribuye a un invierno más exigente, al fin de ciertas rutas de suministro (vencimiento del contrato de tránsito de gas ruso vía Ucrania en diciembre de 2024) y a un precio del gas más elevado que incentivó el uso de inventarios.
En respuesta, Europa afrontó el verano de 2025 con el reto de rellenar sus almacenamientos desde un nivel de partida menor. El objetivo acordado es alcanzar al menos 90% de llenado antes del 1 de noviembre (umbral de seguridad invernal). Para ello se deben inyectar unos 57 bcm de gas durante el verano, un volumen récord . Afortunadamente, la capacidad de importación se ha ampliado: en los dos últimos años entraron en operación nuevas terminales de GNL en Alemania, Italia, Francia, etc., varias interconexiones internas y España mantiene su posición como potencia regasificadora (con 6 plantas de GNL capaces de abastecer ~1/3 de la demanda gasista de la UE). Con condiciones normales de mercado, los expertos (ENTSOG) confían en que la infraestructura actual permita lograr el 90% de almacenamiento a tiempo. De hecho, en este inicio de verano, la fuerte llegada de metaneros y la menor competencia asiática por el GNL han mantenido los inventarios subiendo a buen ritmo.
En cuanto a precios gasistas en 2025, la situación es holgadamente mejor que en la crisis, aunque persisten incertidumbres. Durante los primeros meses de 2025, el gas europeo experimentó episodios de volatilidad. En febrero de 2025, impulsado por olas de frío y alguna interrupción puntual de suministro, el índice TTF repuntó hasta niveles máximos de dos años. No obstante, en abril y mayo retrocedió nuevamente, perdiendo las subidas acumuladas a finales de 2024 y comienzos de 2025. Esta reciente bajada primaveral se debió a la resolución de cuellos de botella en la oferta (reparación de infraestructuras, llegada masiva de GNL) y a una demanda asiática más débil de lo previsto. En consecuencia, a mediados de 2025 el gas en Europa cotiza en torno a 30-35 €/MWh, con convergencia de precios entre hubs (Mibgas español en alineamiento con TTF alrededor de 36 €/MWh) . De hecho, en mayo de 2025 el hub ibérico MIBGAS promedió 34,1 €/MWh, prácticamente plano respecto al mes anterior. Este nivel, aunque muy superior a los ~15-20 €/MWh de la década pasada, está a años luz de los precios de crisis y proporciona un alivio considerable a las industrias gasintensivas.
De cara a finales de 2025, las perspectivas del gas apuntan a una estabilidad frágil. El Banco Mundial proyecta un ligero incremento promedio del +6% en el precio del gas europeo en 2025 (frente a 2024), seguido de una posible caída en 2026 . Es decir, se espera que el gas se mantenga en una banda moderada, salvo eventos inesperados. Los riesgos a la baja incluyen una demanda más débil de lo previsto (especialmente en Asia) o aumentos adicionales de producción (por ejemplo, EE. UU. está elevando exportaciones, y Rusia podría colocar más GNL en mercado). Por otro lado, existen riesgos al alza que las empresas deben tener presentes: un invierno excepcionalmente frío en Europa agotaría rápidamente las reservas, obligando a competir por cargamentos de GNL y encareciendo el gas. Asimismo, cualquier escalada geopolítica (por ejemplo, interrupción total del gas ruso remanente vía Turkía , o tensiones en Oriente Medio que afecten rutas de GNL) podría impulsar subidas repentinas . Un ejemplo reciente ocurrió en junio de 2025, cuando el enfrentamiento entre Irán e Israel y la amenaza de un cierre del Estrecho de Ormuz generaron nerviosismo en el mercado gasista europeo; solo tras el alto el fuego el 24 de junio los precios volvieron a relajarse.
En suma, todo indica que España y Europa transitarán el final de 2025 con precios de gas moderados, siempre que se cumplan los supuestos de normalidad (llenado de almacenes al 90%, flujos estables de GNL y demanda contenida). Para las empresas españolas, esto supone un respiro importante frente a los costes de 2022: muchas industrias electro-intensivas y gas-intensivas han visto reducirse sus facturas de combustible y electricidad, recuperando competitividad. No obstante, no es momento de complacencia. La seguridad de suministro invernal dependerá de mantener el delicado equilibrio entre oferta y demanda. Europa necesitará importar más GNL que en años previos para garantizar el aprovisionamiento del invierno 2025-26, y cualquier contratiempo podría reflejarse en los mercados energéticos. Las empresas harían bien en diversificar sus fuentes (contratos indexados a hubs internacionales, contratos a plazo fijo, biogás, etc.) y en continuar invirtiendo en eficiencia para limitar su exposición a esta volatilidad.
Conclusiones y Recomendaciones para Final de 2025
El panorama energético español a finales de 2025 se presenta notablemente más favorable que el de hace un par de años, aunque sigue marcado por la incertidumbre característica de un entorno global convulso. En el sector eléctrico, España ha logrado contener los precios mayoristas gracias a un mix cada vez más verde, situándose en niveles de ~60-80 €/MWh que, sin ser bajos en términos absolutos, resultan asumibles comparados con la época de crisis. La apuesta renovable ha dado frutos: no solo se reducen las emisiones y la dependencia de combustibles importados, sino que también se ha moderado la factura eléctrica promedio de las empresas respecto a 2021-2022. De hecho, como recordaba WindEurope, cada nuevo aerogenerador o planta solar instalado en Europa ayuda a abaratar el precio de la electricidad para familias y empresas, al desplazar generación más cara. España encarna este efecto, liderando en 2025 varios rankings de integración renovable.
Por su parte, el mercado del gas ha pasado de ser el principal quebradero de cabeza a una variable más predecible, aunque no exenta de sobresaltos. Los precios del gas natural rondan valores que permiten a muchas industrias retomar producción con costes razonables, y a las comercializadoras ofrecer tarifas más competitivas que en la crisis. Sin embargo, conviene recordar que nos movemos en un nuevo nivel de precios estructuralmente más alto que en la década anterior a 2021. Factores como el precio del CO₂ (actualmente en torno a 70-80 €/tCO₂ y con tendencia al alza por las políticas climáticas) seguirán ejerciendo presión sobre las tecnologías fósiles. Asimismo, la ruptura definitiva con el gas ruso por gasoducto ha cambiado el mapa de suministros de Europa: la mayor dependencia del GNL implica costes logísticos mayores y exposición a la competencia global. En resumen, es poco probable volver a ver el gas a 10-15 €/MWh a corto plazo, por lo que las estrategias empresariales deben contar con un gas moderadamente caro (aunque lejos de los extremos de 2022).
De cara al cierre de 2025, anticipamos un equilibrio delicado pero manejable. En el mercado eléctrico, la entrada del otoño e invierno podría conllevar ligeras subidas de precio respecto al verano, sobre todo en escenarios de menor producción eólica o hídrica. Aun así, con los embalses en niveles aceptables tras las lluvias de 2024-2025 y con miles de MW solares y eólicos añadidos, España afronta el invierno en buena posición para evitar precios desbocados. Las interconexiones eléctricas con Francia y Portugal también aportan colchón, permitiendo exportar excedentes (como los ~998 GWh exportados en junio) o importar en picos de escasez. No se esperan tensiones de oferta severas salvo situaciones extremas de frío prolongado en toda Europa. En el mercado del gas, el foco estará puesto en el nivel de las reservas hacia fin de año. Si Europa logra el objetivo de llenar al 90% sus almacenes para noviembre, el invierno podrá afrontarse con relativa tranquilidad y con precios del gas contenidos posiblemente en la horquilla de 40-60 €/MWh. En tal escenario base, las tarifas eléctricas y de gas para clientes empresariales podrían incluso bajar ligeramente en 2025 respecto a 2024, consolidando la tendencia de alivio de costes.
Ahora bien, las empresas deben preparar planes de contingencia ante los riesgos residuales. Un invierno anormalmente frío o una interrupción de suministros energéticos podrían llevar las reservas de gas a mínimos (en un caso extremo, ciertos modelos sitúan la reserva europea por debajo del 15% a final de invierno bajo escenarios adversos). Esto forzaría medidas de emergencia, desde subastas de demanda interrumpible para industria hasta incrementos súbitos de precios que tensionarían los costes operativos. Por ello, es recomendable que los grandes consumidores diversifiquen contratos y coberturas: combinando compras en mercado spot con coberturas a plazo, considerando acuerdos de suministro indexados a hubs internacionales o fórmulas mixtas que aíslen parcialmente de los picos. Asimismo, inversiones en energías renovables propias (fotovoltaica, minieólica) y mejoras de eficiencia siguen siendo estratégicas, pues actúan como seguros ante la volatilidad y además encajan con los objetivos ESG cada vez más valorados por los inversores.
En conclusión, el mercado energético español en 2025 muestra un significativo avance hacia la sostenibilidad y la estabilidad. España se beneficia de un parque de generación más limpio y competitivo, con más del 56% de energía renovable en su mix y reducción récord de emisiones . Los precios de la electricidad y del gas se han moderado sustancialmente respecto a los máximos recientes, proporcionando un respiro a las empresas electro-intensivas y gas-intensivas. No obstante, el entorno europeo interconectado nos recuerda que no hay cabida para la complacencia: la geopolítica, el clima y la evolución de la oferta global seguirán marcando el pulso de los mercados energéticos. Los directivos y responsables de energía deberán permanecer atentos a estos factores externos, apoyándose en información actualizada y en instrumentos de gestión de riesgos. Solo así podrán garantizar para sus empresas un suministro energético seguro, sostenible y al menor coste posible, en línea con los objetivos tanto económicos como medioambientales que exige la nueva realidad energética.
Fuentes: Red Eléctrica de España (REE), OMIE, Aege (Barómetro Energético ), Boletín ACOGEN , informes de la IEA/Banco Mundial, prensa especializada (El Economista, Expansión, Energías Renovables), entre otras.
