Análisis mensual del mercado eléctrico español: Enero 2026
El mes de enero de 2026 estuvo marcado por una caída en los precios del mercado eléctrico español, influenciado principalmente una mayor aportación de la energía eólica.
En este artículo, analizamos los factores clave que influyeron en el comportamiento del mercado: desde el aumento de la demanda eléctrica hasta la participación de las distintas tecnologías de generación, y cómo los intercambios internacionales impactaron en la dinámica general del sistema.
Este análisis del Informe de Evolución del Mercado de Electricidad de OMIE tiene como objetivo ofrecer una visión clara y comprensible del panorama energético durante enero.
Precios y volúmenes en el mercado diario
Según REE, la demanda nacional, en términos brutos, se estima en 23.778 GWh, lo que representa un aumento del 2% en comparación con el mes anterior, y un aumento del 3,7% respecto a enero de 2025.
En términos de volumen de energía negociada en el mercado diario, alcanzó los 22.917 GWh:
- Aumento de 2.406 GWh (+11,7%) en comparación con el mes anterior.
- Aumento de 1.764 GWh (+8,3%) en comparación con enero de 2025.
En cuanto a los precios, el mercado diario español experimentó leve bajada. El precio medio se situó en 71,43€/MWh:
- Reducción de 6,48€/MWh (-8,3%) en comparación con el mes anterior.
- Reducción de 25,28€ /MWh (-26,1%) en comparación con enero de 2025.
Fuente: OMIE
Impacto de los servicios de ajuste en el precio de la electricidad
El coste de los servicios de ajuste ha influido de manera significativa en el precio de la electricidad en enero de 2026:
- Representaron el 16,6% del precio medio final, añadiendo 14,64€/MWh al coste de la electricidad.
- El coste total de estos servicios fue un 40,7% mayor que en enero de 2025.
Composición de la generación: El rol de las tecnologías en el mix energético
La composición del mix de generación mostró dos variaciones importantes entre las tecnologías que alimentan el sistema eléctrico español:
- Energía eólica: La energía eólica aumentó su participación al 40,4%, lo que supone un aumento del 9,1% respecto al mes anterior.
- Energía nuclear: La energía nuclear disminuyó su participación al 20,3%, con un descenso del 2,1% en comparación con el mes anterior.
Como se observa en el gráfico, las entregas de gas para generación eléctrica aumentaron hasta los 9 TWh (+29% vs enero de 2025) y representaron el 6,4% del mix.
En Portugal, los mayores cambios en las cuotas de mercado se han producido en la energía eólica (36,4%), que ha aumentado un 5,4% respecto al mes anterior, y en las congeneración y biomasa (6,8%) que han disminuido un 2,6%.
Mercado intradiario: Flexibilidad y ajuste en tiempo real
El mercado intradiario, clave para equilibrar oferta y demanda en plazos cortos, mostró una actividad y una fluctuación considerable de precios durante enero de 2026.
Mercado intradiario de subastas europeas
El mercado intradiario permite realizar ajustes a un coste relativamente bajo y este mes destaca por los siguientes aspectos:
- El precio medio volvió a situarse por debajo del mercado diario, concretamente un 5,3%.
- La negociación total en el mercado intradiario de subastas europeas se redujo un 1,5%, y su participación en el volumen negociado en mercado diario se redujo un 11,88% respecto al mes anterior.
Fuente: OMIE
Mercado intradiario continuo
El mercado continuo facilita una mayor flexibilidad, mejorando así la eficiencia de los recursos disponibles. Este mes destaca por los siguientes aspectos:
- El precio medio volvió a ser un 6,7% inferior al del mercado diario.
- El volumen negociado aumentó un 8%, y su participación en el mercado diario se redujo un 2,8%.
Fuente: OMIE
El precio final medio de la demanda eléctrica nacional fue de 88,3€/MWh, lo que representa una bajada del 2,13% respecto al mes anterior. Además, el mercado diario e intradiario han supuesto un 83,2% de dicho precio final (los servicios de ajuste han supuesto un 16,6% del precio).
A continuación, mostramos un gráfico en el que se presenta el peso del coste de los servicios de ajuste en el precio final.
Intercambios internacionales: Rentas de congestión y precios diferenciados
Los intercambios internacionales son una pieza fundamental en la estabilidad del sistema eléctrico ibérico, y en enero se registraron importantes variaciones en las rentas de congestión, tanto con Francia como con Portugal:
La interconexión España – Francia generó 62 millones de euros.
- Un 131% superior a la renta del mes anterior.
- Un 71,6% superior en comparación con el mismo mes del año anterior.
- Durante enero, se produjeron diferencias de precios entre las dos zonas en el 95% de las horas.
En contraste, la interconexión con Portugal presentó una menor contribución.
La interconexión España – Portugal generó 1 millón de euros.
- Un 2.462,7% superior a la renta del mes anterior.
- Un 30,5% inferior en comparación con el mismo mes del año anterior.
- Las diferencias de precios entre España y Portugal se dieron en el 5,3% de las horas.
Fuente: OMIE
Resultados económicos: Un mercado de alto valor, pero con fluctuaciones
El valor económico de las compras en los mercados gestionados por OMIE alcanzó 1.838 millones de euros en enero.
- Reducción del 1,2% (equivalente a 23 millones de euros) en comparación con el mes anterior.
- Reducción del 20,8% (equivalente a 484 millones de euros) en comparación con el mismo mes del año anterior.
En enero, la reducción del valor económico del mercado eléctrico respecto a diciembre de 2025 se debe al descenso en el precio que se situó en 71,43€/MWh.
En comparación con enero de 2025, la reducción del valor económico se explica por los precios más bajos, con una diferencia de -25,28€/MWh respecto al año pasado.
Fuente: OMIE
¿Cómo evolucionarán los precios del mercado eléctrico en los próximos meses?
Los precios de la electricidad en los próximos meses estarán marcados por la evolución del mercado gasista, la aportación renovable y el peso creciente de los servicios de ajuste.
- Enagás prevé para febrero una demanda de gas para generación eléctrica en torno a 6,7 TWh en el escenario medio (+3% frente a febrero 2025) y en marzo una demanda de 6,5 TWh en el escenario medio (+22% frente a marzo 2025).
- La AEMET anticipa temperaturas por encima de la media en el primer trimestre de 2026, lo que puede desincentivar la demanda de calefacción y podría generar un cierto alivio estacional en los precios eléctricos.
- El mercado del gas registró un ligero incremento de precios en enero, situándose en torno a los 37€/MWh, debido a temperaturas frías y unos niveles de almacenamiento de gas europeos más bajos.
- Los contratos semanales del OMIP para la semana 9 sitúan el precio eléctrico en torno a 32,5€/MWh. Esto puede indicar que el precio continuará bajando de manera más pronunciada durante los próximos meses del año.
- Los costes de los servicios de ajuste se han consolidado como un reto estructural: se prevé que, en 2026, los costes de los servicios de ajuste representen el 17% del precio eléctrico, sin mecanismos de cobertura equivalentes a los de la energía, incrementa la incertidumbre de las comercializadoras.
En conclusión, se prevé una bajada de precios durante los próximos meses, debido a la estabilidad en los precios del gas y una mayor generación renovable, pese a las temperaturas moderadas y un precio del gas contenido.
Impacto financiero y operativo en el negocio de las comercializadoras
La evolución de los precios del mercado eléctrico en los próximos meses presenta un escenario de posible volatilidad, lo que tendrá implicaciones directas en el modelo de negocio de las comercializadoras, dependiendo de su estructura tarifaria y su capacidad de gestión del riesgo.
Comercializadoras con tarifas indexadas: Volatilidad y adaptación
Las tarifas indexadas seguirán expuestas a la variabilidad del mercado mayorista, con precios más bajos en horas de alta producción solar, pero más elevados en momentos de menor generación renovable. El escenario previsto para los próximos meses apunta a precios contenidos, aunque con repuntes que exigirán una gestión horaria eficiente.
Estrategia recomendada: En un entorno de precios más bajos, las comercializadoras pueden ofrecer tarifas híbridas que combinen indexación con techos máximos. Además, mejorar la capacidad de predicción de precios y consumo para minimizar compras en horas caras. Y, por último, explorar servicios adicionales como almacenamiento y agregación de demanda.
Comercializadoras con tarifas fijas: Riesgos y oportunidades en la contratación
Para las comercializadoras que ofrecen precios fijos, la evolución hacia un escenario de precios más bajos en el mercado mayorista y la evolución de las renovables presentan tanto ventajas estratégicas como desafíos:
Estrategia recomendada: Las comercializadoras deberán aprovechar el contexto de precios bajos para contratar coberturas a futuro más favorables, revisar la oferta comercial incluyendo opciones de tarifas mixtas o flexibles, y reforzar la propuesta de valor mediante servicios adicionales como eficiencia energética, autoconsumo o asesoramiento personalizado, con el objetivo de fidelizar a los clientes y mantener la competitividad.
Comercializadoras en el mercado regulado: Posibles ajustes en la PVPC
Para las comercializadoras del mercado regulado, la bajada de precios en el mercado mayorista y la reforma del PVPC suponen un entorno más estable, pero también un reto competitivo frente al mercado libre.
Estrategia recomendada: Para competir con el PVPC, las comercializadoras deberán ofrecer servicios adicionales que vayan más allá del precio, como atención personalizada u opciones de energía verde, y posicionarse en segmentos de clientes que valoren soluciones energéticas adaptadas a sus necesidades.
Conclusión: Un mercado eléctrico con precios más bajos y retos latentes
Enero de 2026 estuvo caracterizado por una reducción en los precios del mercado eléctrico, favorecido por una mayor aportación de la energía renovable.
- Descenso en los precios en el mercado diario: El precio medio se situó en 77,91€/MWh, con una reducción frente a diciembre (-8,3%) y una reducción en la comparación interanual (-26,1%).
- Composición del mix energético: La energía eólica elevó su peso al 40,4%, mientras que la nuclear descendió al 20,3%.
- Intercambios internacionales en aumento: La interconexión con Francia generó 62 millones de euros en rentas de congestión, un 131,1% más que en diciembre y un 71,6% más que en enero de 2025. Con Portugal, la renta fue de 1 millón de euros, un 2.462,7% superior al mes anterior y un 30,5% inferior respecto al año pasado.
- Descenso del valor económico mensual: El total gestionado por OMIE alcanzó los 1.838 millones de euros, un descenso del 1,2% frente a diciembre y una reducción del 20,8% respecto a enero de 2025.
- Servicios de ajuste: Su peso en el precio final fue muy relevante (16,6%), añadiendo complejidad a la gestión de costes de las comercializadoras y aumentando la incertidumbre en su operativa.
- Perspectivas para los próximos meses: Se prevé una bajada de precios para los próximos meses del año, debido a una mayor aportación renovable pese a unas temperaturas aun frías. Los servicios de ajuste continuarán siendo un factor clave en la evolución de los precios y la rentabilidad de las comercializadoras.
En un entorno de precios dinámicos, la capacidad de adaptación y la optimización de la gestión serán clave para la rentabilidad del negocio. Ante estas fluctuaciones en el mercado, contar con herramientas que permitan mayor flexibilidad y automatización en la gestión de tarifas es clave. Con Globalsyde Argentia, las comercializadoras pueden optimizar sus estrategias y adaptarse rápidamente a la evolución y condiciones cambiantes del sector. Descubre cómo en este enlace.
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