El precio diario del mercado mayorista (POOL) en noviembre promedió 58,65 €/MWh, lo que supone una bajada del 22,55% respecto al mes de octubre (75,73 €/MWh). En comparación con hace un año, el precio registra una brusca caída del 43,8% (104,43 €/MWh), según el Grupo ASE, gracias al fuerte incremento de la generación eólica (+43,4%) y fotovoltaica (+35,4%). Esto se debe a una presencia excepcional de viento asociada a la sucesión de borrascas, y el efecto cada vez más profundo de la creciente potencia fotovoltaica instalada, que mantiene muy bajos los precios durante las horas solares incluso en los meses invernales.
Por su parte, los componentes del precio final de la energía —Restricciones PBF, Restricciones TR, Reserva de potencia, Banda Secundaria y Coste de Desvíos— sumaron en noviembre 16,98 €/MWh, lo que supone un incremento del 33,78% respecto al mismo mes del año anterior. Desde el apagón del 28 de abril, estos costes se han incrementado de forma muy significativa por la política operativa de Red Eléctrica de España (REE), orientada a reforzar la estabilidad del sistema mediante una mayor presencia de generación síncrona —principalmente ciclos combinados de gas (CCG) —. Todo indica que esta política se mantendrá durante bastante tiempo, por lo que es previsible que los costes continúen situándose en niveles elevados. En el periodo de enero a noviembre de 2025, los costes del sistema promedian 16,74 €/MWh, frente a los 11,53 €/MWh registrados en 2024.
Por lo que respecta al parque nuclear, tres de las siete centrales españolas estuvieron en algún momento desacopladas por paradas programadas, lo que redujo temporalmente la disponibilidad de esta tecnología. No obstante, en la última semana del mes la generación nuclear alcanzó el 85% de su capacidad, a falta únicamente de la reincorporación de Vandellós II.
La demanda eléctrica y la generación
Las temperaturas inusualmente bajas de la última semana de noviembre impulsaron la demanda de electricidad hasta un crecimiento mensual del 4,2%, situando la variación acumulada del año en el 2,4%. Pese a ello, la generación aumentó aún más —un 9,2%— debido al fuerte incremento del saldo exportador con Portugal y, especialmente, con Francia. España ha pasado de importar 632 GWh de Francia en noviembre de 2024 a exportar 43 GWh en noviembre de 2025, gracias al aumento de la generación renovable y a un notable excedente eólico y fotovoltaico..
La electricidad por debajo de los 60 €/MWh
Los mercados de futuros de electricidad en Europa continúan estrechamente vinculados a la evolución de los precios del gas y de las emisiones de CO₂. El Yr-26 en España ha roto a la baja la barrera de los 60 €/MWh, situándose en 57 €/MWh, lo que supone un descenso del 5,7% respecto al cierre de octubre. La prima de descuento del mercado español sobre el mercado alemán, referencia en Europa, se ha ampliado hasta los 30 €/MWh, con el Yr-26 alemán en 89,26 €/MWh. Los países cuyo mix de generación depende en gran medida del carbón —como Alemania— o del gas —como Italia, donde el precio en 2025 alcanza los 115,36 €/MWh— corren el riesgo de que su industria pierda competitividad. Solo Francia, con un precio medio de 60,72 €/MWh en 2025, se aproxima al nivel del mercado español, gracias a su parque nuclear.
