Los costes asociados al sistema eléctrico alcanzaron en marzo los 28,52 euros por megavatio hora (MWh), frente a los 15,36 euros/MWh registrados en el mismo mes del año anterior, lo que supone un repunte del 86% y se traduce en un encarecimiento cercano al 3% del precio medio final de la electricidad, de acuerdo con los datos de grupo ASE.
Desde el apagón del 28 de abril de 2025, estos componentes del sistema -restricciones PBF, restricciones TR, reserva de potencia, banda secundaria y coste de desvíos- han aumentado de forma muy notable debido a la estrategia operativa del operador del sistema, que busca reforzar la estabilidad de la red incrementando la generación síncrona, principalmente a través de ciclos combinados de gas.
Así, los analistas de grupo ASE explican que, aunque el precio del mercado mayorista descendió en términos interanuales, “el fuerte incremento” de estos costes del sistema redujo ese abaratamiento y elevó el precio medio final provisional -resultado de sumar el importe del mercado mayorista ('pool') y estos conceptos regulados del precio final de la energía- hasta 70,42 euro/MWh, por encima de los 68,45 euro/MWh registrados en marzo de 2025.
En detalle, el precio diario del mercado mayorista español promedió en marzo 41,77 euros/MWh, un 21,2% menos que los 53,03 euros/MWh de hace un año, aunque se situó un 155,3% por encima de los 16,41 euros/MWh de febrero, que fue el segundo valor más bajo de la serie histórica.
RENOVABLES Y NUCLEAR CONTIENEN EL IMPACTO EN EL 'POOL'
Este comportamiento se explica porque, pese al contexto de crisis energética, el precio de la electricidad en España se moderó en marzo gracias al fuerte avance de las renovables y a una elevada producción nuclear de base.
En concreto, los analistas de grupo ASE subrayaron que las renovables generaron el 63,2% de la electricidad, con un notable incremento de la fotovoltaica (+37%), mientras que la generación térmica (gas) se mantuvo en torno al 15% del mix. Esta combinación, sumada al descenso de la demanda, “limitó el impacto del conflicto sobre el mercado diario”.
La consultora remarcó además que la evolución del mercado eléctrico español difiere de la de otros países europeos, más dependientes de la generación térmica (gas y carbón), donde los precios superaron los 100 euros/MWh. Solo Francia, con 68,35 euros/MWh, logró contener mejor la subida gracias a su amplio parque nuclear.
“En este contexto, el precio de la electricidad en España fue aproximadamente la mitad que el del conjunto de la UE, dando una ventaja competitiva a la industria”, añadieron los analistas.
Pese a ello, los expertos advierten de que una intensificación del conflicto en Oriente Próximo y su efecto sobre las materias primas energéticas podría llevar el precio de la electricidad hasta el entorno de los 100 euros/MWh.
Como referencia de riesgo, los modelos de previsión de Grupo ASE contemplan un escenario en el que, si el conflicto se prolonga más allá del verano y el gas se sitúa en la horquilla de 90-100 euros/MWh, el precio de la electricidad en España podría moverse entre 97,50 y 104,34 euro/MWh a partir de julio.
FUERTE VOLATILIDAD ELEVAN LOS DIFERENCIALES HORARIOS
El informe de la consultora también apunta que la crisis en Oriente Medio, unida a la configuración del mix de generación, acentuó en marzo la volatilidad intradía y amplió la brecha entre las horas con precios más bajos (tramo solar, entre las 10:00 y las 19:00) y los picos de demanda (entre las 20:00 y las 23:00). En varias jornadas, estos diferenciales llegaron a superar los 200 euros/MWh.
Asimismo, durante el mes se incrementó el número de horas con precios cero o negativos, que sumaron 141 (127 con valores negativos y 14 a cero), el doble que en el mismo periodo del ejercicio anterior. En lo que va de 2026, se han contabilizado 347 horas con precios nulos o negativos, lo que representa el 16% del total.