En la última semana de julio, los precios subieron en los principales mercados eléctricos europeos, salvo en el nórdico, y superaron los 100 €/MWh en la mayoría. La caída de la producción eólica y el aumento de la demanda favorecieron esta tendencia. Los mercados registraron récords de producción fotovoltaica para un día de agosto. La reducción de las hostilidades entre Estados Unidos e Irán favoreció el descenso de los futuros de Brent y gas TTF, mientras los de CO₂ también bajaron
Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En la semana del 27 de julio, la producción solar fotovoltaica aumentó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. España registró el mayor incremento, con un 7,8%, seguida de Portugal, con un 7,2%. La producción también aumentó en Alemania e Italia, un 5,2% y un 3,3%, respectivamente. En cambio, Francia registró un descenso del 2,9%.
Durante la semana, los mercados alcanzaron récords de producción solar fotovoltaica para un día de agosto. El 1 de agosto, España, Francia, Italia y Portugal alcanzaron sus producciones más altas para un día de ese mes, con 259 GWh, 172 GWh, 161 GWh y 28 GWh, respectivamente. Alemania alcanzó este récord el 2 de agosto, con una producción de 450 GWh.
Para la semana del 3 de agosto, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting indican descensos en los mercados alemán, español e italiano.
En la última semana de julio, la producción eólica disminuyó en todos los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. Francia e Italia registraron las mayores caídas, ambas del 47%. En Alemania, la producción eólica descendió un 28%. En la península ibérica, disminuyó un 24% en Portugal y un 22% en España.
Para la semana del 3 de agosto, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a aumentos en los mercados alemán, portugués y francés. En cambio, la producción eólica disminuirá en los mercados español e italiano.
Demanda eléctrica
En la última semana de julio, la demanda eléctrica aumentó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. Bélgica registró el mayor incremento, con un 4,7%, seguida de Italia, con un 3,8%. La demanda también aumentó un 1,4% en Portugal, un 1,2% en Alemania y un 1,1% en Francia. Gran Bretaña presentó la menor subida, con un 0,9%. Portugal y Gran Bretaña encadenaron su segunda semana consecutiva de aumentos. En cambio, España registró un descenso del 1,2% y encadenó su segunda semana consecutiva de caídas.
Durante la semana, las temperaturas medias aumentaron en todos los mercados analizados. Alemania registró el mayor incremento, de 4,5°C, y España, el menor, de 0,1°C. En el resto de los mercados, los aumentos oscilaron entre los 2,5°C de Francia y los 0,3°C de Gran Bretaña.
El aumento de las temperaturas impulsó la demanda eléctrica en varios de los mercados analizados. En Bélgica, la recuperación de la actividad laboral tras el festivo del 21 de julio, Fiesta Nacional de Bélgica, también favoreció el incremento de la demanda.
Para la semana del 3 de agosto, las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting indican aumentos en los mercados de Bélgica, Francia y Gran Bretaña. En cambio, prevén descensos en los mercados de Italia, Alemania, España y Portugal.
Mercados eléctricos europeos
Los precios promedio semanales aumentaron en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos durante la última semana de julio respecto a la semana anterior. El mercado nórdico fue el único que registró un descenso, del 4,1%. España registró el menor incremento, del 1,4%, mientras que Francia alcanzó la mayor subida porcentual de precios, del 10%. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios subieron entre el 2,7% del mercado portugués y el 9,4% del mercado alemán.
En la semana del 27 de julio, los promedios semanales fueron superiores a 100 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. La excepción fue el mercado nórdico, que presentó el menor promedio semanal, de 47,25 €/MWh. En cambio, el mercado italiano alcanzó el mayor promedio semanal, de 177,16 €/MWh, seguido por el mercado británico, con 145,07 €/MWh. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios estuvieron entre los 104,44 €/MWh del mercado francés y los 121,15 €/MWh del mercado portugués.
Por lo que respecta a los precios diarios, el mercado nórdico registró precios inferiores a 75 €/MWh durante toda la última semana de julio. El mercado francés también registró un precio inferior a 75 €/MWh el lunes 27 de julio, de 64,00 €/MWh. Ese día, el mercado nórdico alcanzó el menor promedio de la semana entre los mercados analizados, de 29,41 €/MWh.
Por otra parte, casi todos los mercados eléctricos europeos registraron precios diarios superiores a 100 €/MWh en la mayoría de las sesiones de la última semana de julio. En el caso del mercado italiano, los precios diarios superaron los 165 €/MWh durante toda la semana. El día 31 de julio, este mercado alcanzó el promedio diario más elevado de la semana entre los mercados analizados, de 186,23 €/MWh. Este fue su precio más alto desde el 21 de enero de 2025. El lunes 3 de agosto el precio del mercado italiano fue todavía mayor que el del 31 de julio, alcanzando los 197,71 €/MWh. Este precio fue el más alto desde el 25 de enero de 2023.
La caída de la producción eólica impulsó el aumento de los precios en la mayoría de los mercados eléctricos europeos durante la última semana de julio. El incremento de la demanda eléctrica en la mayoría de los mercados también contribuyó a esta tendencia.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la semana del 3 de agosto, los precios aumentarán en todos los mercados eléctricos europeos analizados, en un contexto de descenso de la producción solar en varios mercados y caída de la producción eólica en la península ibérica e Italia.
Brent, combustibles y CO2Los futuros de petróleo Brent para el Front-Month en el mercado ICE alcanzaron su precio de cierre mínimo semanal, de 84,09 $/bbl, el martes 28 de julio. En cambio, tras una subida del 7,9% respecto al día anterior, el 29 de julio estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 90,74 $/bbl. El viernes 31 de julio, el precio de cierre fue de 90,12 $/bbl, un 6,9% menor al del viernes anterior.
Durante la última semana de julio, los precios de los futuros de petróleo Brent se mantuvieron condicionados por la evolución de las tensiones en el estrecho de Ormuz y las negociaciones entre Estados Unidos e Irán.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front-Month, el martes 28 de julio alcanzaron su precio de cierre mínimo semanal, de 57,74 €/MWh. Sin embargo, los precios repuntaron un 4,8% en la siguiente sesión y el 29 de julio estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 60,49 €/MWh. El viernes 31 de julio, el precio de cierre fue de 59,07 €/MWh, un 7,1% menor al del viernes anterior.
Las reservas de gas en Europa cerraron la última semana de julio en torno al 55% de su capacidad de almacenamiento, un nivel muy por debajo de la media de los últimos cinco años y que sitúa a la región de cara al próximo invierno en su peor posición desde 2011. Estos bajos niveles de reservas, así como las olas de calor y la competencia con Asia por el gas natural licuado, limitaron el margen de descenso de los precios de los futuros de gas TTF durante la semana. Sin embargo, el descenso de las hostilidades entre Estados Unidos e Irán permitió que los precios permanecieran por debajo de 60 €/MWh en la mayoría de las sesiones.
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 lunes 27 de julio alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 82,33 €/t, pero este precio ya fue un 1,3% menor al del viernes anterior. Los precios continuaron a la baja durante la semana y el viernes 31 de julio alcanzaron su mínimo semanal, de 81,26 €/t, un 2,6% menor al del viernes previo.
Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa
En un contexto de elevada volatilidad de precios en los mercados eléctricos europeos como el registrado en la última semana de julio, el almacenamiento de energía y el autoconsumo ganan protagonismo como respuesta desde la industria del sector de la energía. El jueves 17 de septiembre AleaSoft Energy Forecasting celebrará la edición número 69 de su serie de webinars mensuales. Esta edición pondrá el foco en la evolución y perspectivas de los mercados de energía europeos, así como en la situación actual, el desarrollo esperado y los principales desafíos del almacenamiento de energía. También se abordarán los avances, retos y oportunidades del autoconsumo. Los ponentes serán Josefin Berg, Associate Director of Renewables Markets en S&P Global Energy, y Oriol Saltó i Bauzà, Associate Partner en AleaSoft. La mesa de análisis del webinar en español también contará con la participación de, Francisco Valverde Sánchez, ingeniero técnico de telecomunicaciones y profesional independiente en el desarrollo de energías renovables. El webinar estará moderado por Antonio Delgado Rigal, CEO de AleaSoft.
Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.
