En la primera semana de agosto, los precios semanales bajaron en gran parte de los principales mercados eléctricos europeos. En cambio, subieron en Italia, Francia, España y Portugal. El aumento de la producción eólica y el descenso de la demanda favorecieron esta tendencia. España, Portugal, Francia y Alemania registraron récords de producción fotovoltaica para un día de agosto. Los futuros de Brent y gas TTF bajaron ante las expectativas de reapertura del estrecho de Ormuz, mientras los de CO₂ subieron
Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En la semana del 3 de agosto, la producción solar fotovoltaica aumentó en los mercados alemán y francés respecto a la semana anterior. Alemania registró el mayor aumento, del 1,7% y acumuló su segunda semana de incrementos, mientras que Francia registró una subida del 0,2%. En cambio, la producción solar disminuyó en la península ibérica e Italia. Portugal presentó el mayor descenso, del 6,7%, seguido de Italia, con una bajada del 1,1%, mientras que España registró la menor caída, del 0,1%.
España, Portugal, Francia y Alemania alcanzaron sus máximos históricos de producción solar fotovoltaica para un día de agosto. España registró su máximo el 5 de agosto, con 277 GWh, la producción diaria más alta del año 2026. Portugal alcanzó su récord el 6 de agosto, con 33 GWh, mientras que Francia y Alemania alcanzaron los suyos el 7 y 8 de agosto, con 190 GWh y 465 GWh, respectivamente.
Para la semana del 10 de agosto, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a un descenso en el mercado alemán y a un ligero retroceso en el español. En cambio, las previsiones indican un aumento de la producción solar en el mercado italiano.
En la primera semana de agosto, la producción eólica aumentó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. Portugal registró el mayor incremento, del 37%, seguido de Francia, con un 27%, y Alemania, con un 15%. En cambio, la producción eólica disminuyó un 5,7% en España y un 11% en Italia. Ambos mercados acumularon su segunda semana de descensos.
Para la semana del 10 de agosto, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a descensos en los mercados francés, portugués y español. En cambio, las previsiones indican aumentos en los mercados italiano y alemán.
Demanda eléctrica
En la primera semana de agosto, la demanda eléctrica disminuyó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. Alemania registró el mayor descenso, del 3,7%, seguida de Italia, con un 3,6%. La demanda también retrocedió un 3,0% en Francia y Gran Bretaña y un 2,7% en Portugal. España presentó la menor caída, del 1,5%, y acumuló su tercera semana de descensos. En cambio, la demanda aumentó un 1,1% en Bélgica.
Durante la semana, las temperaturas medias aumentaron en la mayoría de los mercados analizados. Alemania e Italia registraron los mayores incrementos, de 0,7°C en ambos casos. En España, las temperaturas medias aumentaron 0,3°C y, en Francia y Portugal, 0,2°C. En cambio, descendieron 0,4°C en Gran Bretaña y Bélgica.
El descenso de la demanda eléctrica en la mayoría de los mercados coincidió con el inicio del periodo vacacional de agosto en gran parte de Europa, que reduce la actividad industrial y comercial. En Bélgica, en cambio, la demanda aumentó pese a este contexto.
Para la semana del 10 de agosto, las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting indican aumentos en los mercados de Gran Bretaña, Bélgica y Francia. En cambio, la demanda disminuirá en los mercados de Portugal, Italia, España y Alemania.
Mercados eléctricos europeos
Los precios promedio semanales bajaron en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos durante la primera semana de agosto respecto a la semana anterior. El mercado alemán registró el menor descenso, del 1,5%, mientras que el mercado británico alcanzó la mayor caída porcentual, del 13%. En el resto de los mercados donde bajaron los precios, los descensos estuvieron entre el 2,6% del mercado belga y el 6,9% del mercado nórdico. En cambio, los precios aumentaron en los mercados italiano, francés, español y portugués. Italia alcanzó la mayor subida porcentual de precios, del 5,4%, mientras que Portugal registró el menor incremento, del 0,2%. Por su parte, los mercados francés y español registraron aumentos del 3,1% y del 2,4%, respectivamente.
En la semana del 3 de agosto, el mercado italiano alcanzó el mayor promedio semanal, de 186,72 €/MWh, seguido por el mercado británico, con 125,56 €/MWh. En cambio, el mercado nórdico registró el menor promedio semanal, de 44,01 €/MWh. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios estuvieron entre los 107,71 €/MWh del mercado francés y los 121,44 €/MWh del mercado portugués.
Por lo que respecta a los precios diarios, el mercado italiano registró precios superiores a 150 €/MWh durante toda la primera semana de agosto. El 5 de agosto, este mercado alcanzó el promedio diario más elevado de la semana entre los mercados analizados, de 207,84 €/MWh. Este fue su precio más alto desde el 31 de diciembre de 2022.
Por otra parte, el mercado nórdico registró precios diarios inferiores a 85 €/MWh durante toda la semana. A partir del 6 de agosto, sus precios descendieron de forma notable y el domingo 9 de agosto alcanzaron los 12,90 €/MWh, el menor promedio diario de la semana entre los mercados analizados. Ese mismo día, todos los mercados analizados, excepto el británico, registraron también su menor precio diario de la semana, con valores que oscilaron entre los 90,93 €/MWh del mercado francés y los 152,07 €/MWh del mercado italiano.
El aumento de la producción eólica y el descenso de la demanda impulsaron la caída de los precios en la mayoría de los mercados eléctricos europeos durante la primera semana de agosto. En Italia, en cambio, la menor producción eólica contribuyó al aumento de los precios, a pesar del descenso de la demanda.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la semana del 10 de agosto, los precios aumentarán en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados, en un contexto de descenso de la producción eólica en Francia y la península ibérica. En cambio, los precios bajarán en el mercado italiano, donde aumentarán la producción eólica y solar.
Brent, combustibles y CO2
Los futuros de petróleo Brent para el Front-Month en el mercado ICE alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 83,77 $/bbl, el lunes 3 de agosto, un 7,0% menor que el del viernes anterior. Tras una caída del 5,3% respecto al día anterior, el martes 4 de agosto estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 79,36 $/bbl. En las siguientes sesiones, los precios se recuperaron y el viernes 7 de agosto cerraron en 83,55 $/bbl, un 7,3% por debajo del viernes anterior.
El optimismo sobre posibles avances para reabrir el estrecho de Ormuz favoreció la caída de los precios del petróleo Brent al inicio de la primera semana de agosto. Sin embargo, las dudas sobre las condiciones para restablecer el tránsito marítimo por el estrecho aumentaron en la segunda mitad de la semana y favorecieron la recuperación de los precios. Entre los puntos de desacuerdo figuraron las condiciones de acceso para los buques estadounidenses e israelíes y las tarifas para el tránsito.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front-Month, el lunes 3 de agosto alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 57,51 €/MWh, un 2,7% menor que el del viernes anterior. Los precios continuaron a la baja durante las dos sesiones siguientes y el miércoles 5 de agosto estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 52,40 €/MWh. El jueves, los precios repuntaron un 6,4%. El viernes 7 de agosto, el precio de cierre fue de 55,54 €/MWh, un 6,0% menor que el del viernes anterior.
La mejora de las expectativas sobre una posible reapertura del estrecho de Ormuz también favoreció el descenso de los precios del gas TTF al inicio de la semana. Sin embargo, las reservas de gas en Europa se situaron ligeramente por debajo del 58% de su capacidad de almacenamiento, el nivel más bajo para esta época del año desde el inicio de los registros en 2011. El bajo nivel de las reservas y la incertidumbre sobre los suministros de gas natural licuado limitaron el margen de descenso de los precios.
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 3 de agosto registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 80,87 €/t. A partir de ese mínimo, los precios siguieron una tendencia ascendente, pese a un ligero retroceso el miércoles. El viernes 7 de agosto, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 83,29 €/t, un 2,5% superior al del viernes anterior.
Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa
En un contexto de precios dispares en los mercados eléctricos europeos como el registrado en la primera semana de agosto, 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.
