En la tercera semana de julio, los precios semanales aumentaron en los principales mercados eléctricos europeos y superaron los 110 €/MWh en la mayoría. La subida del gas y del CO2, junto con el descenso de la producción solar, favoreció esta tendencia. En algunos mercados también influyeron la menor producción eólica o el aumento de la demanda. Portugal y Francia registraron récords de producción renovable, mientras los futuros de Brent y gas TTF repuntaron por las tensiones entre Estados Unidos e Irán
Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En la semana del 13 de julio, la producción solar fotovoltaica disminuyó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. Francia registró el mayor descenso, del 14 %, seguida de España, con una caída del 5,4 %. Italia y Alemania registraron descensos más moderados, del 1,6 % y el 1,0 %, respectivamente. En cambio, Portugal fue la excepción, con un aumento del 2,9 %, encadenando así su tercera semana consecutiva de incrementos.
Durante la semana, Portugal volvió a batir su récord histórico de producción solar fotovoltaica para un día de julio, tras el máximo registrado el 7 de julio. El nuevo récord se alcanzó el 16 de julio, con 34 GWh.
Para la semana del 20 de julio, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a un descenso generalizado en los principales mercados eléctricos europeos analizados.
En la tercera semana de julio, la producción eólica aumentó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. Italia registró el mayor incremento, del 22,0 %, seguida de España, con un aumento del 12 %, y Francia, con una subida del 6,5 %. En cambio, Alemania registró el mayor descenso, del 28 %, mientras que Portugal presentó una caída más moderada, del 5,4 %.
El 13 de julio, Francia alcanzó su máximo histórico de producción eólica para un día de julio, con 215 GWh.
Para la cuarta semana de julio, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting anticipan aumentos en los principales mercados eléctricos europeos, mientras que la producción eólica disminuirá en el mercado francés.
Demanda eléctrica
En la tercera semana de julio, la demanda eléctrica disminuyó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. Italia registró el mayor descenso, del 10 %, seguida de Francia, con una caída del 3,8 %, y Gran Bretaña, con un descenso del 3,7 %. Bélgica registró una caída del 3,4 %, mientras que Portugal presentó un descenso más moderado, del 2,4 %. En cambio, Alemania y España fueron las excepciones, con incrementos del 2,4 % y el 1,0 %, respectivamente.
Durante la semana, las temperaturas medias descendieron en la mayoría de los mercados analizados. Gran Bretaña registró el mayor descenso, de 2,7°C, mientras que Francia y Portugal registraron caídas de 1,2°C y 0,9°C, respectivamente. España y Bélgica presentaron un descenso más moderado, de 0,4°C. En cambio, Italia y Alemania registraron incrementos, de 1,5°C y 0,7°C, respectivamente.
Para la cuarta semana de julio, las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting anticipan aumentos en los mercados eléctricos de Italia y Portugal. Por otro lado, la demanda disminuirá en los mercados de Alemania, España, Francia, Bélgica y Gran Bretaña.
Mercados eléctricos europeos
En la tercera semana de julio, los precios promedio semanales aumentaron en los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. El mercado nórdico registró el menor incremento, del 1,2 %. En cambio, el mercado francés alcanzó la mayor subida porcentual de precios, del 25 %. Alemania registró un incremento del 21 %, mientras que en España el promedio subió un 18 %. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios subieron entre el 8,9 % del mercado neerlandés y el 12 % de los mercados italiano y portugués.
En la semana del 13 de julio, los promedios semanales fueron superiores a 110 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. La excepción fue el mercado nórdico, cuyo promedio fue de 57,36 €/MWh. En cambio, el mercado italiano alcanzó el mayor promedio semanal, de 161,23 €/MWh. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios estuvieron entre los 112,62 €/MWh del mercado neerlandés y los 131,47 €/MWh del mercado británico.
Por lo que respecta a los precios diarios, los precios del mercado nórdico se mantuvieron por debajo de 85 €/MWh durante toda la tercera semana de julio. Los mercados alemán, belga, francés y neerlandés también registraron precios inferiores a 85 €/MWh durante el fin de semana. El mercado nórdico alcanzó el menor promedio de la semana entre los mercados analizados, de 20,69 €/MWh, el domingo 19 de julio.
Por otra parte, los precios diarios superaron los 100 €/MWh desde el lunes 13 de julio hasta el viernes 17 de julio en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. En los mercados italiano y británico, los precios también fueron mayores a 100 €/MWh durante el fin de semana. El jueves 16 de julio, el mercado italiano alcanzó el promedio diario más elevado de la semana entre los mercados analizados, de 170,47 €/MWh. Este fue el precio más alto del mercado italiano desde el 13 de febrero de 2025. Sin embargo, el lunes 20 de julio, el precio fue todavía mayor, de 172,56 €/MWh, el más elevado de este mercado desde el 21 de enero de 2025. En el caso de los mercados español y portugués, el día 15 de julio registraron un precio de 138,11 €/MWh, el cual fue su precio más alto desde el 18 de febrero de 2025.
En la semana del 13 de julio, el aumento de los precios del gas y de los derechos de emisión de CO2, así como el descenso de la producción solar en la mayoría de los mercados, propiciaron la subida de los precios de los mercados eléctricos europeos. El descenso de la producción eólica también favoreció este comportamiento en los mercados alemán y portugués. Además, en los mercados alemán, español e italiano aumentó la demanda.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la cuarta semana de julio, los precios descenderán en mercados como el alemán, el belga o el francés influenciados por el descenso de la demanda. Además, la producción eólica aumentará considerablemente en Alemania. Los precios de los mercados eléctricos europeos también continuarán condicionados por la evolución de los precios del gas TTF.
Brent, combustibles y CO2
Los precios de los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE aumentaron durante la tercera semana de julio. El lunes 13 de julio, estos futuros cerraron en su nivel mínimo semanal, de 83,30 $/bbl. Los precios subieron en las siguientes sesiones, hasta alcanzar el viernes 17 de julio su cierre máximo semanal, de 88,10 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 16 % mayor al del viernes anterior y el más alto desde el 12 de junio.
El incremento de las hostilidades entre Estados Unidos e Irán y el cierre del estrecho de Ormuz propiciaron la subida de los precios de los futuros de petróleo Brent durante la tercera semana de julio.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, los precios de cierre también aumentaron durante la tercera semana de julio. El lunes 13 de julio, estos futuros cerraron en su nivel mínimo semanal, de 51,36 €/MWh. Los precios subieron cada sesión hasta el viernes 17 de julio, cuando alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 57,44 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 18 % mayor al del viernes anterior y el más alto desde el 21 de marzo.
Las amenazas sobre el suministro de gas natural licuado procedente del golfo Pérsico, en un contexto de tensión creciente entre Estados Unidos e Irán, impulsaron el aumento de los precios del gas TTF durante la semana.
Por lo que respecta a los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2026, el martes 14 de julio, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 81,39 €/t. Los precios de cierre descendieron en las últimas sesiones de la semana, hasta el viernes 17 de julio, cuando registraron su nivel mínimo semanal, de 79,12 €/t. Sin embargo, según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue tan solo un 0,1 % menor al del viernes anterior.
Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa
El jueves 9 de julio AleaSoft Energy Forecasting celebró la edición número 68 de su serie de webinars mensuales. En esta edición se analizaron la evolución y las perspectivas de los mercados de energía europeos, así como la situación actual y las perspectivas de los PPA, la financiación de proyectos de energías renovables y almacenamiento, y las oportunidades de hibridación con energías renovables y autoconsumo. La mesa de análisis del webinar en español contó con la participación de Pedro González, director general de AEGE, y Roger Font, Managing Director Project Finance Energy en Banco Sabadell, quienes aportaron la perspectiva de la industria electrointensiva y de la financiación de proyectos, respectivamente.
