Editorial
Destacar que hemos finalizado septiembre con un OMIE medio de 61,04 €/MWh: la cotización más baja desde 2020.
El pasado 16 de septiembre, se celebró el Comité de Agentes del Mercado, (tenéis a vuestra disposición las presentaciones aquí). Igualmente, el 18 de septiembre, se celebró un seminario de OMIE sobre la “Puesta en operación de la negociación del mercado diario en resolución cuarto-horaria”. En este sentido, desde el 1 de octubre los precios del mercado diario son quinceminutales en vez de horarios y en breve os enviaremos información sobre su posible impacto en la evolución de los precios.
Pero si algo está teniendo especial relevancia en estos momentos es el tema de la capacidad de las redes. La instalación de nuevas renovables crece año a año, especialmente la fotovoltaica, pero la demanda no se recupera más allá de la influencia de los fenómenos atmosféricos, (puntas de verano e invierno). El autoconsumo, en cifras del año 2024, está en torno a los 9.000 MW, lo que supondría, prácticamente el 25% de la punta de demanda.
Se habla de solicitudes de demanda superiores a los 40.000 MW que, lógicamente, no pueden ser atendidos con la capacidad de la red actual. ¿Pero cuantas de esas solicitudes son reales? Teniendo en cuenta que el consumo doméstico no se está electrificando como estaba previsto, el coche eléctrico no termina de arrancar, y la industria sigue un camino lento de descarbonización. La respuesta parece que se debe a una “burbuja” de solicitudes de los famoso Centros de Procesos de Datos. Pero ¿cuántas de esas solicitudes de acceso son reales?
El pasado 09 de septiembre los gestores de red de distribución publicaron en sus páginas web, siguiendo los criterios validados con la CNMC, los mapas de capacidad de la red para conectar demanda. Aparentemente, hay un porcentaje de saturación de nudos del 83,4%. Si bien, hay que matizar las diferentes características de esa saturación.
En palabras del operador del sistema el problema real actual no es de falta de redes sino de crecimiento de demanda. Hay una realidad y es que aunque haya capacidad, si el consumo no crece, es imposible absorber el previsto crecimiento de nueva generación renovable.
Entre tanto, y como siempre, volvemos a nuestro “mantra”, impulsemos la flexibilidad para resolver problemas de saturación actuales, mientras se desarrollan nuevas redes y se concretan las solicitudes de demanda. Igualmente hay que incentivar el almacenamiento a través de baterías detrás del contador que permitan modular demanda y el aprovechamiento de los excedentes de la producción fotovoltaica.
Mercados
| Mercado diario | Mercados de futuros |
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| El mes de septiembre finaliza con un promedio OMIE total situado en un valor de 61’04 €/MWh. El promedio de casación OMIE vuelve a reducirse, quedando un 10’82% por debajo del mes de agosto 2025, y situándose el cierre del mes de septiembre 2025 un 15’95% bajo el cierre del mismo periodo del año anterior. En lo relativo a la generación, la aportación de la solar (26’21%) se mantiene en la primera posición del ranking de tecnologías. Le siguen el conjunto de los ciclos combinados y cogeneración (21’68%), y la nuclear (21’68%), reduciendo ambas muy ligeramente su peso situándose en el mismo nivel del ranking con el mismo porcentaje de aportación. El peso de la eólica aumenta respecto al mes anterior (19’31%) situándose como cuarta tecnología, seguida por la hidráulica, que mantiene un nivel de aportación muy similar al del mes previo (8’40%); mientras que las otras renovables (2’22%) y la hibridación (0’48%) se mantienen en niveles similares a los de meses anteriores.El carbón recupera un porcentaje de producción muy residual (0’03%) tras su desaparición durante el mes de agosto. Los precios spot de gas han seguido han continuado con tendencia a la baja un mes más, terminando ambos índices en niveles similares: MIBGAS finaliza septiembre con una media de 31’84 €/MWh, aproximadamente un 13,2% por debajo del mismo periodo del año anterior y un 2’3% bajo el promedio de agosto 2025, mientras que el TTF promedia 31’96 €/MWh, situándose alrededor de un 0,73% por debajo del mes anterior, y suponiendo un 11’9% menos que la media de septiembre 2024. Al finalizar el mes de septiembre, se invierte el diferencial y el MIBGAS se sitúa por debajo del TTF, por 0’11 €/MWh. | La realización prevista para 2025 en electricidad repunta durante el mes de septiembre, situándose la previsión de cierre en este momento en 66’67 €/MWh, manteniendo una distancia con la barrera de los 65 €/MWh similar a la del mes anterior.No ocurre lo mismo con el MIBGAS, cuya previsión de cierre para este año vuelve a corregir durante el mes de septiembre, marcando actualmente los 36’26 €/MWh, acercándose un poco más al límite de los 35 €/MWh. Respecto a los largos plazos, durante septiembre se aprecia un repunte en OMIP para 2026, que finaliza el mes con el promedio de cotización de electricidad en 61’24 €/MWh, y ocurre lo mismo para 2027, que termina su cotización promediando en 59’17 €/MWh. MIBGAS registra leves correcciones durante el mes de septiembre en su previsión para el próximo año, terminando con una cotización para 2026 que se sitúa en 30’25 €/MWh. En el caso del TTF, ocurre lo mismo en un nivel ligeramente superior, finalizando el mes con una cotización para 2026 que queda en 31’112 €/MWh. |
Cursos y Convocatorias
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Noticias
| OMIE implementa con éxito la negociación en intervalos de 15 minutos en el mercado diario. INTERVALOS DE 15 MINUTOS EN EL MERCADO DIARIO |
Fundación Naturgy presenta dos nuevos informes, elaborados por Liken Carbon Hub:
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