Durante la tercera semana de marzo, los precios de la mayoría de mercados eléctricos europeos registraron una tendencia alcista al principio de la semana, aunque el promedio semanal descendió en la mayoría por caídas al final de la semana. La producción fotovoltaica aumentó y la eólica creció en la península ibérica e Italia, mientras la demanda bajó. Los futuros de Brent alcanzaron su nivel más alto desde julio de 2022, los de gas TTF desde enero de 2023 y los de CO2 su nivel más bajo desde abril de 2025
Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En la semana del 16 de marzo, la producción solar fotovoltaica aumentó en la mayoría de los principales mercados europeos en comparación con la semana anterior. Los mercados de Francia y Alemania registraron el mayor incremento, del 35 % en ambos casos, y revirtieron la tendencia a la baja de la semana anterior. Los mercados italiano y español mantuvieron la tendencia alcista por segunda semana consecutiva. En esta ocasión, la producción aumentó un 6,1 % y un 6,3 %, respectivamente. Por otro lado, en el mercado portugués la producción con esta tecnología disminuyó un 26 %.
Durante la semana, los mercados de Alemania y Francia registraron récords de producción solar fotovoltaica para un día de marzo. El 19 de marzo, el mercado alemán alcanzó su segunda mayor generación diaria para este mes, con 341 GWh. Un día después, el 20 de marzo, el mercado francés registró su récord histórico de producción diaria para marzo, con 141 GWh.
Para la semana del 23 de marzo, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting indican que la producción aumentará en los mercados italiano y español. En cambio, la producción disminuirá en el mercado alemán.
Durante la tercera semana de marzo, la producción eólica aumentó en los mercados de la península ibérica e Italia tras los descensos de la semana anterior. El mercado italiano registró el mayor incremento, del 113 %, mientras que el mercado español presentó la menor subida, del 6,2 %. En el mercado portugués, la producción aumentó un 14 %. Por otro lado, los mercados de Alemania y Francia cambiaron la tendencia en la generación eólica tras los incrementos de la semana anterior. El mercado alemán registró la mayor bajada, del 27 %, mientras que el mercado francés registró la menor caída, del 14 %.
En la última semana de marzo, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican que la producción aumentará en los mercados de la península ibérica, Italia y Alemania. En cambio, el mercado francés registrará descensos en la generación eólica.
Demanda eléctrica
En la semana del 16 de marzo, la demanda eléctrica disminuyó en la mayoría de los principales mercados europeos respecto a la semana anterior. El mercado portugués registró el mayor descenso, del 5,9 %, seguido por la caída del 5,0 % en el mercado español y del 4,5 % en el mercado francés. Los mercados belga, alemán y británico registraron bajadas del 1,4 %, 1,5 % y 3,8 %, respectivamente. Los mercados de España y Gran Bretaña mantuvieron la tendencia decreciente por segunda semana consecutiva. Sin embargo, en el mercado italiano la demanda subió un 0,2 % tras seis semanas de descensos.
Durante la semana, las temperaturas medias fueron menos frías que en la semana anterior en la mayoría de los mercados analizados. Portugal y Gran Bretaña registraron los mayores incrementos de temperatura, de 1,5°C y 1,4°C, respectivamente. Bélgica registró la menor subida, de 0,2°C, mientras Francia y España registraron aumentos de 0,7°C y 1,0°C, respectivamente. Por otro lado, Italia y Alemania registraron temperaturas medias inferiores a las de la semana anterior, con descensos de 0,9°C y 1,9°C, respectivamente.
Para la última semana de marzo, las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting indican que la demanda aumentará en los mercados de España, Bélgica, Gran Bretaña y Francia. En cambio, la demanda disminuirá en los mercados de Portugal, Italia y Alemania.
Mercados eléctricos europeos
En la tercera semana de marzo, los precios de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos registraron con una tendencia ascendente, pero con descensos el 19 o el 20 de marzo y durante el fin de semana. Como resultado, el precio promedio semanal descendió en la mayoría de los casos. Las excepciones fueron los mercados italiano, alemán y británico, con incrementos del 1,0 %, el 7,1 % y el 20 %, respectivamente. En cambio, los mercados portugués y español alcanzaron las mayores caídas porcentuales de precios, del 49 % y el 50 %, respectivamente. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios bajaron entre el 2,3 % del mercado neerlandés y el 42 % del mercado francés.
En la semana del 16 de marzo, los promedios semanales superaron los 90 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron los mercados portugués, español, francés y nórdico, cuyos promedios fueron de 34,83 €/MWh, 35,32 €/MWh, 46,90 €/MWh y 55,39 €/MWh, respectivamente. El mercado italiano registró el mayor promedio semanal, de 149,04 €/MWh. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios estuvieron entre los 93,49 €/MWh del mercado belga y los 126,57 €/MWh del mercado británico.
Por lo que respecta a los precios diarios, el jueves 19 de marzo, los mercados español y portugués alcanzaron el menor promedio de la semana entre los mercados analizados, de 24,95 €/MWh. Estos mercados también registraron precios diarios inferiores a 30 €/MWh el 18 y el 22 de marzo. El mercado francés también alcanzó un precio diario por debajo de 30 €/MWh el 18 de marzo, mientras que el mercado nórdico lo hizo el domingo 22 de marzo.
Por otra parte, durante la tercera semana de marzo, los precios diarios se mantuvieron por encima de 135 €/MWh en el mercado italiano. Los mercados alemán, belga, británico y neerlandés también registraron precios superiores a 100 €/MWh en algunas sesiones de esa semana. El domingo 22 de marzo, el mercado italiano alcanzó el promedio diario más elevado de la semana entre los mercados analizados, de 161,89 €/MWh. Por su parte, el viernes 20 de marzo, el mercado británico alcanzó su precio más alto desde el 3 de febrero de 2025, de 157,88 €/MWh.
En la semana del 16 de marzo, el incremento de los precios semanales del gas ejerció su influencia al alza sobre los precios de los mercados eléctricos europeos. Sin embargo, la caída de los precios semanales de los derechos de emisión de CO2, el descenso de la demanda eléctrica y el incremento de la producción solar en la mayoría de los mercados favorecieron el descenso de los precios en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. El incremento de la producción eólica en la península ibérica también contribuyó a la caída de los precios en los mercados español y portugués.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la cuarta semana de marzo, los precios podrían aumentar en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos, influenciados por los elevados precios del gas y el incremento de la demanda en la mayoría de los mercados. La caída de la producción solar en Alemania y el descenso de la producción eólica en Francia podrían contribuir al incremento de los precios en estos mercados. En cambio, el incremento de la producción eólica en la península ibérica y de la producción solar en España ejercerán su influencia a la baja sobre los precios de los mercados español y portugués.
Brent, combustibles y CO2
Los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE superaron los 100 $/bbl durante la tercera semana de marzo. El lunes 16 de marzo estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 100,21 $/bbl. Posteriormente, registraron una tendencia ascendente. Como resultado, el viernes 20 de marzo, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 112,19 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 8,8 % mayor al del viernes anterior y el más alto desde el 5 de julio de 2022.
Durante la tercera semana de marzo, a pesar de los intentos para frenar la subida de los precios, estos continuaron aumentando. En este sentido, el acuerdo alcanzado por Irak para exportar su petróleo a través del puerto turco de Ceyhan ejerció su influencia a la baja sobre los precios a mediados de semana. Sin embargo, los problemas de suministro causados por el conflicto entre Estados unidos e Irán y el cierre del estrecho de Ormuz continuaron propiciando el incremento de los precios de los futuros de petróleo Brent.
En cuanto a los precios de cierre de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, aumentaron en las cuatro primeras sesiones de la tercera semana de marzo. El lunes 16 de marzo, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 50,89 €/MWh. En cambio, a consecuencia de las subidas, el jueves 19 de marzo, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 61,85 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más alto desde el 24 de enero de 2023. El viernes 20 de marzo, el precio de cierre bajó un 4,2 % respecto al jueves, quedándose en 59,26 €/MWh. Este precio todavía fue un 18 % mayor al del viernes anterior.
Los efectos sobre el suministro del conflicto en Oriente Medio continuaron ejerciendo su influencia al alza sobre los precios de los futuros de gas TTF en la tercera semana de marzo. Los bajos niveles de las reservas europeas también contribuyeron al incremento de los precios. Actualmente, las reservas europeas se encuentran en promedio por debajo de 30 %, con algunos países con niveles inferiores al 25 %.
Por lo que respecta a los precios de cierre de los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2026, registraron una tendencia descendente durante casi toda la tercera semana de marzo. El lunes 16 de marzo, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 69,02 €/t. Los precios bajaron hasta el jueves 19 de marzo. Ese día, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 63,67 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más bajo desde el 10 de abril de 2025. El viernes 20 de marzo, tras un incremento del 6,3 % respecto al día anterior, el precio de cierre fue de 67,68 €/t. Sin embargo, este precio todavía fue un 2,2 % menor al del viernes anterior.
Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa, el almacenamiento y la financiación de proyectos
El jueves 12 de marzo tuvo lugar la edición número 64 de la serie de webinars mensuales de AleaSoft Energy Forecasting. En el webinar participaron ponentes de EY por sexto año consecutivo. En esta ocasión, el análisis se centró en la evolución de los mercados de energía europeos y las perspectivas para la primavera de 2026, los principales hitos para 2026 en el sector de la energía, la regulación y las perspectivas del almacenamiento de energía y los mercados de capacidad, la financiación de proyectos de energías renovables y de almacenamiento, la importancia de los PPA y el autoconsumo, así como las principales consideraciones a tener en cuenta en la valoración de carteras.
La grabación de la mesa de análisis del webinar está disponible en YouTube, Spotify e iVoox. En las cuentas de AleaSoft Energy Forecasting de estas plataformas también se encuentran extractos de las mesas de análisis de webinars anteriores.
