En la cuarta semana de enero, los precios de los principales mercados eléctricos europeos bajaron en comparación con los de la semana anterior. A pesar de los descensos, los promedios semanales fueron superiores a 100 €/MWh en la mayoría de los mercados, y en muchos se alcanzó el precio diario más alto desde al menos inicios de 2024. El descenso de la demanda por las temperaturas menos frías, así como una mayor producción eólica favorecieron los descensos de precios, a pesar de que los precios del gas y CO2 aumentaron. Los futuros de CO2 alcanzaron el precio de cierre más alto desde finales de 2023.
Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En la semana del 20 de enero, la producción solar fotovoltaica aumentó en el mercado eléctrico italiano con respecto a la semana anterior en un 6,2%, manteniendo la tendencia al alza por segunda semana consecutiva. En esta ocasión, los mercados de Alemania, Francia, España y Portugal experimentaron un descenso en la producción con esta tecnología, después de los aumentos de la semana anterior. El mercado alemán registró la menor bajada, del 4,1%, mientras que el mercado portugués mostró el mayor descenso, del 63%. Los mercados de Francia y España registraron caídas del 36% y 54%, respectivamente.
Para la semana del 27 de enero, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting indican un aumento de la producción en los mercados de España, Alemania e Italia.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA.
En la cuarta semana del año 2025, la producción eólica aumentó en la mayoría de los principales mercados europeos en comparación con la semana anterior, experimentando un cambio de tendencia después de los descensos de la semana anterior. El mercado francés registró el mayor incremento, del 235%, mientras que el mercado portugués tuvo el menor aumento, del 48%. Los mercados de España y Alemania registraron subidas del 77% y 100%, respectivamente. Por otro lado, el mercado italiano presentó descensos por segunda semana consecutiva, los cuales alcanzaron un 43% en esta ocasión.
Para la última semana de enero, según las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting, la producción aumentará en los mercados de España e Italia, mientras que los mercados de Portugal, Francia y Alemania presentarán descensos en la generación con esta tecnología.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA.
Demanda eléctrica
En la semana del 20 de enero, la demanda eléctrica descendió en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos en comparación con la semana anterior. El mercado francés registró la mayor caída, del 11%, mientras que el mercado británico experimentó el menor descenso, del 1,3%. Los mercados italiano, belga, alemán, español y neerlandés registraron bajadas que oscilaron entre el 1,5% en Italia y el 5,2% en los Países Bajos. El mercado portugués fue la excepción, con un aumento del 0,4% en la demanda en comparación con la semana del 13 de enero.
La mayoría de los mercados presentaron un cambio de tendencia a la baja en la evolución de la demanda eléctrica, excepto los mercados británico y portugués. El mercado británico continuó con su tendencia a la baja por segunda semana, mientras que el mercado portugués conservó su tendencia al alza por cuarta semana consecutiva.
Durante la semana, las temperaturas medias fueron menos frías que las de la semana anterior en la mayoría de los mercados. Los incrementos de las temperaturas medias estuvieron entre los 1,5°C en los Países Bajos y los 4,7°C en España. Este aumento de las temperaturas medias favoreció el descenso de la demanda en gran parte de los mercados. Por otro lado, el mercado británico registró temperaturas medias más frías que las de la semana anterior, con un descenso de 1,0°C respecto a la semana anterior.
Para la última semana de enero, las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting esperan un comportamiento heterogéneo. En los mercados de Alemania, Gran Bretaña, España y los Países Bajos la demanda aumentará. Por otro lado, en los mercados de Francia, Portugal, Bélgica e Italia la demanda disminuirá.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid y ELIA.
Mercados eléctricos europeos
En la cuarta semana de enero, los precios promedio de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos descendieron. Las excepciones fueron el mercado IPEX de Italia, el mercado N2EX del Reino Unido y el mercado Nord Pool de los países nórdicos, con aumentos del 4,4%, el 26% y el 164%, respectivamente. El mercado MIBEL de España y Portugal registró la mayor caída porcentual de precios, del 23%. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios bajaron entre el 8,1% del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos y el 18% del mercado EPEX SPOT de Francia.
En la semana del 20 de enero, los promedios semanales superaron los 100 €/MWh en casi todos los mercados eléctricos europeos analizados. La excepción fue el mercado nórdico, que registró el promedio más bajo, de 56,09 €/MWh. Los mercados italiano y británico alcanzaron los mayores promedios semanales, de 153,97 €/MWh y 166,96 €/MWh, respectivamente. En el resto de los mercados analizados, los precios estuvieron entre los 102,91 €/MWh del mercado portugués y los 134,98 €/MWh del mercado alemán.
Por lo que respecta a los precios diarios, en la cuarta semana de enero, la mayoría de los mercados eléctricos analizados alcanzaron sus precios más elevados el lunes 20 de enero, bajando durante los siguientes días de la semana. Las excepciones fueron los mercados nórdico y británico, que registraron sus precios más altos de la semana el día 22 de enero. El lunes 20 de enero, los precios diarios superaron los 200 €/MWh en los mercados alemán, belga, británico y neerlandés. Ese día, los mercados italiano y francés, alcanzaron sus precios diarios más altos desde el 25 de enero de 2023, de 192,84 €/MWh y 196,71 €/MWh, respectivamente. Por otra parte, el día 22 de enero, el mercado británico alcanzó el precio más alto de la semana, de 309,01 €/MWh. Este también fue su precio más alto desde el 17 de diciembre de 2022. En el caso del mercado nórdico, ese día alcanzó su precio más alto desde el 6 de enero de 2024, de 129,14 €/MWh.
En la semana del 20 de enero, pese al aumento de los precios del gas y de los derechos de emisión de CO2, la caída de la demanda y el incremento de la producción eólica propiciaron la caída de los precios en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Sin embargo, la producción eólica descendió en Italia, contribuyendo al incremento de precios en este mercado.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la última semana de enero, los precios volverán a bajar en los mercados eléctricos europeos, influenciados por el aumento de la producción solar y el incremento de la producción eólica en mercados como el español y el italiano. Además, se espera que la demanda descienda en algunos mercados.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool y GME.
Brent, combustibles y CO2
En la cuarta semana de enero, los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE continuaron la tendencia descendente iniciada el jueves de la semana anterior. El lunes 20 de enero, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 80,15 $/bbl. Tras los descensos de precios, el jueves 23 de enero, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 78,29 $/bbl. Sin embargo, el viernes 24 de enero, se produjo una ligera recuperación y el precio de cierre fue de 78,50 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio todavía fue un 2,8% menor al del viernes anterior.
El acuerdo de alto al fuego entre Israel y Hamás, que hizo disminuir la preocupación por el suministro, así como las perspectivas de mayor producción en Estados Unidos, contribuyeron al descenso de los precios de los futuros de petróleo Brent en la cuarta semana de enero.
En cuanto a los precios de cierre de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, aumentaron en la mayoría de las sesiones de la cuarta semana de enero. El lunes 20 de enero registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 47,85 €/MWh. El martes 21 de enero, registraron una subida de precios del 4,5% respecto al lunes. Ese día, alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 50,03 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más alto desde el 3 de enero de 2025. El día siguiente, el 22 de enero, el precio de cierre descendió un 2,6% respecto al día anterior, pero en las últimas sesiones de la semana los precios volvieron a crecer. Como consecuencia, el viernes 24 de enero, el precio de cierre fue 49,70 €/MWh, un 6,0% mayor al del viernes anterior.
El descenso de las reservas europeas, así como la interrupción del suministro de gas ruso a través de Ucrania, continuaron propiciando el incremento de los precios en la cuarta semana de enero. Sin embargo, el desvío de algunos cargamentos de gas natural licuado hacia Europa limitó el incremento de los precios.
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 2025, aumentaron en casi todas las sesiones de la cuarta semana de enero, excepto el día 22. Ese día, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 78,94 €/t. Como resultado de la tendencia ascendente, el viernes 24 de enero estos futuros registraron su precio de cierre máximo semanal, de 81,67 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 3,0% mayor al del viernes anterior y el más alto desde el 30 de diciembre de 2023.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.
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