Editorial
Enero ha cerrado a 71,7 €, pero el año apunta a valores que nos pueden hacer regresar a niveles de precios anteriores a la crisis del gas. Y aunque quedan muchos meses todavía, la producción eólica y la situación de los embalses de estos primeros días de febrero, nos hace ser moderadamente optimistas, ya que, computaríamos dos trimestres de precios bajos.
El mercado de futuros para 2027 ha empezado dando señales de precio más cercanas a los 50 € que a los 60 €. Creemos que en niveles de 52 € o inferiores sería una cifra aceptable para ejecutar cierres parciales
Por otro lado, parece que el incremento de la demanda del 2,9% en 2025, supone una senda de crecimiento no vinculada exclusivamente a fenómenos atmosféricos. Igualmente hay que tener en cuenta el peso de los aproximadamente 9 GW de autoconsumo instalados en la actualidad.
Y finalmente, nuestra reflexión este mes de febrero es saber si 2026 será finalmente el año del almacenamiento de energía a través de baterías. El tema es de gran calado, ya que tradicionalmente, por concepto, una de las características de la energía eléctrica era la imposibilidad de su almacenamiento. Por ello, en esta coyuntura de un gran porcentaje de producción con tecnologías renovables, ¿Qué supone exactamente este cambio de paradigma?
- La posibilidad de firmar PPAs fotovoltaicos o eólicos con una curva plana a modo de carga base, al menos un porcentaje de horas al día.
- Maximizar el aprovechamiento de las instalaciones de autoconsumo fotovoltaico. Incluso plantear el aumento de estos proyectos sin el riesgo mercado de la venta de excedentes.
- Participar activamente en los mercados de flexibilidad, tanto el SRAD actual, como en los futuros mercados locales de distribución.
- Aplanar nuestra curva de demanda y evitar los picos de precio de primera y última hora del día.
- Aprovechar las coyunturas de precios bajos, en 2025 tuvimos 804 horas de precios 0 o negativos.
- Evitar la dependencia de una materia prima de la que no disponemos como es el gas natural a la que está sometido este mercado marginalista.
Pero cuáles son los riesgos, porque este proceso también conlleva incertidumbres.
- ¿Cómo afectará al precio final del mercado el coste de las inversiones en estas tecnologías?
- ¿Careemos en manos de una tecnología externa, no europea que, nos haga seguir siendo dependientes de terceros países?
Hasta tal punto consideramos esencial este asunto que, será el tema que trataremos en nuestro X Encuentro ACE a celebrar el próximo 30 de abril y como siempre en Caixa Fórum Madrid. El almacenamiento de energía. Un nuevo reto para el cliente
Mercados
| Mercado diario | Mercados de futuros |
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| El mes de enero termina con un promedio OMIE que corrigió los últimos días del mes, terminando en un valor de 71’67 €/MWh. El promedio de casación OMIE continúa en valores altos, aunque se sitúa un 8% por debajo del mes de diciembre 2025, siendo el cierre del mes de enero 2026 un 25’87% más bajo que el cierre del mismo periodo del año anterior. En lo relativo a la generación, en el mes de enero la energía eólica recupera la primera posición del ranking de tecnologías (34’10%), seguida de la nuclear, que mantiene una aportación similar a la del mes anterior (21’01%). Los ciclos combinados y cogeneración conjuntamente se sitúan en tercera posición reduciendo su porcentaje de forma notable (19’38%). Les sigue la energía hidráulica, que experimenta un leve descenso respecto al mes de diciembre (13’25%), mientras que la energía solar (9’73%) también disminuye su participación. Las otras renovables (1’92%) y la hibridación (0’54%) se mantienen en niveles similares a los de meses anteriores reduciéndose unas, y aumentando la otra, levemente.El carbón supone en el mes de enero un porcentaje de producción muy residual (0’08%). Los precios spot de gas incrementan la tendencia alcista que arrastraban desde el mes anterior, terminando ambos índices en niveles similares: MIBGAS finaliza enero con una media de 35’40 €/MWh, un 26’61% por encima de diciembre 2025, pero casi un 27% más bajo que el mismo periodo del año anterior, mientras que el TTF promedia 34’22 €/MWh, situándose un 23’74% por encima del mes anterior, aunque suponiendo un 29’3% menos que la media de enero 2025.Al finalizar el mes de enero, el TTF aumenta su distancia con el MIBGAS, quedando por debajo del mismo con un diferencial de 1’19 €/MWh. | La realización prevista para 2026 en electricidad baja durante el mes de enero, arrastrada por los precios bajos de los últimos días del mes, situándose en este momento la previsión de cierre del año que comenzamos en 52’97 €/MWh.En el caso de MIBGAS, la previsión de cierre para este año se incrementa durante el mes de enero, aunque corrigiendo también en los últimos días, marcando actualmente los 29’73 €/MWh, por debajo de la barrera de los 30 €/MWh. Respecto a los largos plazos, la cotización en OMIP para 2027 finaliza el mes con el promedio de cotización de electricidad en 54’10 €/MWh mientras que para 2028, el promedio final en el mes de enero que se sitúa en un valor de 54’39 €/MWh. MIBGAS registra subidas más moderadas durante el mes de enero en su previsión para el próximo año, terminando con una cotización para 2027 que se sitúa en 26’94 €/MWh, al igual que ocurre en un nivel ligeramente superior con el TTF, que finaliza el mes con una cotización para 2027 de 27’695 €/MWh. |
Cursos y convocatorias
| RENMAD Biometano 2026. III Edición del evento de Biometano en España. 11 y 12 de febrero. Más información y registro |  |
| Financiación renovables y almacenamiento. 26 y 27 de febrero. Más información y registro |  |
Noticias
| Europa. Previsión de la transición energética en la región hasta 2060, basada en los resultados de la ETO 2025. Informe de resultados de DNV. |
| Euroelectric. Los datos de Eurelectric muestran que 2025 marca un punto de inflexión para el sector energético. Informe de resultados de 2025. |