Según el informe mensual de energías renovables de enero elaborado por la Asociación de Empresas de Energías Renovables (APPA), la generación renovable alcanzó en el mes una aportación del 55,7% sobre el total del mix eléctrico, con una producción de 14.118 GWh. La tecnología con mayor contribución fue la eólica, con una participación del 31,9%, seguida de la hidráulica (12,9%) y la solar fotovoltaica (9,2%).
La demanda eléctrica nacional se incrementó un 4,9% respecto al mismo mes del año anterior, hasta situarse en 24.066 GWh, y registró además el valor máximo para un mes de enero desde 2020. Este aumento de consumo, combinado con la elevada penetración renovable, ha tenido implicaciones tanto en la operación del sistema como en la gestión de restricciones técnicas y congestiones de red.
En este contexto, la Energía Renovable No Integrable (ERNI) se situó en 126 GWh, lo que supone un incremento del 148,96% respecto al mes anterior, cuando se contabilizaron 50,6 GWh. El aumento se asocia a una mayor congestión en determinados nudos de la red. No obstante, pese al repunte mensual, el volumen registrado constituye la segunda cifra más baja desde junio, muy por debajo del máximo reciente de 918 GWh alcanzado en julio de 2025.
En el mercado mayorista, el precio medio del mercado diario fue de 71,67 €/MWh, un 24,3% inferior al del mismo mes del año anterior. El precio medio cuarto-horario mínimo se registró a las 4:15 horas, con 53,56 €/MWh, mientras que el máximo cuarto-horario se alcanzó a las 20:15 horas, con 103,52 €/MWh. Durante enero se contabilizaron 85 periodos con precios cero o negativos, lo que representa un 2,9% acumulado en 2026, así como 265 periodos con precios muy bajos (entre 0 y 5 €/MWh), equivalentes al 8,9% del total anual acumulado.
En términos de apuntamiento, la solar fotovoltaica registró un coeficiente de 0,88; la hibridación, 0,87; la eólica, 0,86; y la biomasa, 1,04.
Los servicios de ajuste se situaron en 15,2 €/MWh, un 22,6% por debajo del mismo mes del año anterior, en un entorno de elevada penetración renovable y mayor necesidad de gestión de desvíos y restricciones técnicas. En cuanto a los intercambios internacionales, el sistema eléctrico peninsular registró 2.209,8 GWh exportados y 1.142,9 GWh importados, con un saldo exportador neto de 1.066,9 GWh.
Por su parte, la demanda nacional de gas para generación eléctrica aumentó un 30% interanual, lo que apunta a una mayor utilización de ciclos combinados como respaldo. Finalmente, el índice del coste de producción de hidrógeno renovable peninsular se situó en 156,56 €/MWh.
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