En la tercera semana de enero, los precios de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos subieron, impulsados por la menor producción eólica, el aumento de la demanda debido a temperaturas más frías y el alza de los precios del gas y CO2. El 17 de enero, los futuros del CO2 alcanzaron el precio de cierre más alto desde finales de mayo. La producción solar fotovoltaica aumentó, marcando récords históricos para un día de enero en España, Portugal y Francia
Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En la semana del 13 de enero, la producción solar fotovoltaica aumentó en los principales mercados eléctricos europeos con respecto a la semana anterior. Los mercados alemán y francés continuaron su tendencia al alza por segunda semana consecutiva, mientras que los mercados italiano y de la península ibérica cambiaron su tendencia tras dos semanas de descensos. En esta ocasión, el mercado portugués registró el mayor incremento porcentual, del 87%, mientras que el mercado italiano mostró el menor aumento, del 16%. Los mercados de Alemania, España y Francia registraron incrementos del 41%, 58% y 61%, respectivamente.
Durante la semana, la producción solar fotovoltaica alcanzó récords históricos de generación para un día de enero en la mayoría de los mercados analizados. En los mercados de Francia y España esto ocurrió los días 13 y 14, con una producción de 60 GWh y 111 GWh, respectivamente. El mercado portugués estableció su récord de producción diaria para un enero el viernes 17, con 15 GWh de generación.
En la cuarta semana de enero, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting indican un aumento en los mercados de Alemania e Italia, mientras que prevén un descenso en el mercado español.
En la tercera semana del año 2025, la producción eólica disminuyó en todos los principales mercados europeos en comparación con la semana anterior. El mercado italiano registró el menor descenso, del 19%, mientras que el mercado francés experimentó la mayor caída, del 69%. Los mercados de Portugal, España y Alemania registraron bajadas del 28%, 60% y 65%, respectivamente. Los mercados francés, alemán y de la península ibérica cambiaron a una tendencia a la baja tras los incrementos de las dos últimas semanas.
Para la semana del 20 de enero, según las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting, la producción aumentará en los mercados de Francia, Alemania y España. En cambio, los mercados de Portugal e Italia seguirán experimentando descensos en la generación con esta tecnología.
Demanda eléctrica
En la semana del 13 de enero, la demanda eléctrica aumentó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos en comparación con la semana anterior. El mercado francés registró el mayor incremento, del 15%, mientras que el mercado belga mostró el menor crecimiento, de un 1,0%. Los mercados de Portugal y Alemania registraron incrementos del 1,5% y 3,7%, respectivamente. Por su parte, los mercados español, neerlandés e italiano experimentaron subidas del 11% en los tres casos. El mercado británico fue la excepción, ya que la demanda disminuyó un 6,5%.
La mayoría de los mercados analizados mantuvieron la tendencia al alza por tercera semana consecutiva, excepto los mercados neerlandés y británico. El mercado neerlandés conservó su tendencia al alza por segunda semana, mientras que el mercado británico experimentó un cambio de tendencia a la baja.
Durante la semana, las temperaturas medias fueron inferiores a las de la semana anterior en la mayoría de los mercados analizados. Los descensos oscilaron entre 1,7°C en Bélgica y 5,4°C en España. Esta disminución de las temperaturas medias impulsó el incremento de la demanda en estos mercados, acentuado además por la recuperación de la actividad tras el festivo del 6 de enero, Día de Reyes, que se celebró en algunos mercados la semana anterior. En cambio, el mercado británico registró temperaturas en promedio menos frías que las de la semana anterior, con un aumento de 4,2°C, que favorecieron la reducción de la demanda.
Para la semana del 20 de enero, las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting indican un incremento en los mercados de Alemania, Países Bajos y Gran Bretaña. Por otro lado, se esperan descensos de la demanda en los mercados de Francia, España, Italia, Bélgica y Portugal.
Mercados eléctricos europeos
En la tercera semana de enero, los precios promedio de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos aumentaron. Las excepciones fueron el mercado N2EX del Reino Unido y el mercado Nord Pool de los países nórdicos, con descensos del 13% y el 58%, respectivamente. En cambio, el mercado EPEX SPOT de Alemania registró la mayor subida porcentual de precios, del 63%. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios aumentaron entre el 12% del mercado IPEX de Italia y el 57% del mercado MIBEL de España.
En la semana del 13 de enero, los promedios semanales superaron los 130 €/MWh en casi todos los mercados eléctricos europeos analizados. La excepción fue el mercado nórdico, que registró el promedio más bajo, de 21,25 €/MWh. Los mercados italiano y alemán alcanzaron los mayores promedios semanales, de 147,43 €/MWh y 147,93 €/MWh, respectivamente. En el resto de los mercados analizados, los precios estuvieron entre los 132,86 €/MWh del mercado portugués y los 142,98 €/MWh del mercado neerlandés.
Por lo que respecta a los precios diarios, en la tercera semana de enero, los mercados eléctricos analizados alcanzaron sus mayores promedios el día 15 de enero. En el caso de los mercados alemán y neerlandés, los promedios diarios superaron los 200 €/MWh. Más adelante, en el inicio de la cuarta semana de enero, el lunes 20, los precios fueron aún mayores. Ese día, los mercados alemán, belga, británico y neerlandés registraron precios diarios superiores a 200 €/MWh. El mercado alemán alcanzó el precio más alto, de 231,36 €/MWh. En los mercados italiano y francés, los precios del 20 de enero fuero los más altos desde el 25 de enero de 2023, de 192,84 €/MWh y 196,71 €/MWh, respectivamente.
En la semana del 13 de enero, el aumento del precio semanal del gas y de los derechos de emisión de CO2, la caída de la producción eólica y el incremento de la demanda en la mayoría de los mercados propiciaron el aumento de los precios en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Sin embargo, la demanda eléctrica descendió en Gran Bretaña, contribuyendo al descenso de precios en este mercado.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la cuarta semana de enero, los precios bajarán en la mayoría de los mercados eléctricos europeos, influenciados por el aumento de la producción eólica. Además, la demanda descenderá en algunos mercados.
Brent, combustibles y CO2
En la tercera semana de enero, los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE subieron en comparación con los de la semana anterior y superaron los 80 $/bbl en la mayoría de las sesiones. La excepción fue el martes 14 de enero. Ese día, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 79,92 $/bbl. Tras una subida del 2,6%, el día 15 de enero alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 82,03 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más alto desde el 13 de agosto de 2024. Posteriormente, los precios descendieron. El viernes 17 de enero el precio de cierre fue de 80,79 $/bbl, todavía un 1,3% mayor al del viernes anterior.
La preocupación por el suministro debido a las sanciones al petróleo ruso, así como la posibilidad de nuevas sanciones al petróleo iraní y venezolano, propició el incremento de los precios de los futuros de petróleo Brent en la tercera semana de enero. Sin embargo, el descenso de las tensiones en Oriente Próximo por el acuerdo de alto al fuego entre Israel y Hamás ejerció su influencia a la baja sobre los precios en las últimas sesiones de la semana.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el lunes 13 de enero, registraron una subida de precios del 7,2% respecto a la última sesión de la semana anterior. Ese día, alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 48,26 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más alto desde el 4 de enero de 2025. Por otra parte, el jueves 16 de enero, estos futuros alcanzaron su precio de cierre mínimo semanal, de 46,24 €/MWh. El viernes 17 de enero, el precio de cierre aumentó un 1,4% respecto al día anterior, alcanzando un valor de 46,89 €/MWh. Este precio fue un 4,2% mayor al del viernes anterior.
En la tercera semana de enero, los precios de cierre de los futuros de gas TTF se mantuvieron por encima de 46 €/MWh, influenciados por temperaturas más frías y el descenso de los niveles de las reservas europeas.
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 2025, el lunes 13 de enero registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 76,92 €/t. Este precio ya fue un 2,8% mayor al del viernes anterior. La tendencia ascendente continuó durante la toda la semana. Como resultado, el viernes 17 de enero estos futuros registraron su precio de cierre máximo semanal, de 79,26 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 5,9% mayor al del viernes anterior y el más alto desde el 28 de mayo de 2024.
Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa, el almacenamiento de energía y la hibridación
El jueves 16 de enero AleaSoft Energy Forecasting celebró su webinar número 51. Este webinar contó con la participación de ponentes de PwC Spain por quinta vez en la serie de webinars mensuales. En esta ocasión, el webinar analizó la evolución y perspectivas de los mercados de energía europeos, las perspectivas del almacenamiento de energía y la hibridación, la electrificación de la industria, el estado actual de la regulación en torno a PPA y renovables, así como los PPA virtuales y los FPA (Flexibility Purchase Agreements).
En el webinar se destacó que en el actual quinquenio se espera un importante desarrollo de las baterías y la hibridación, áreas en las que la división AleaStorage de AleaSoft Energy Forecasting está proporcionando servicios para impulsar estas tecnologías. Estos servicios incluyen el cálculo de ingresos y rentabilidad de sistemas con almacenamiento de energía, así como el dimensionamiento del almacenamiento óptimo en sistemas híbridos. Estas soluciones se ofrecen tanto para proyectos stand‑alone como para sistemas híbridos de tecnologías renovables, como la energía eólica o la solar, con sistemas de almacenamiento de energía.
