En la primera semana de febrero, los precios de los futuros de gas TTF continuaron aumentando y alcanzaron al final de la semana el precio de cierre más alto del último año. En este contexto, al que se sumó una menor producción eólica y una mayor demanda, los precios de los principales mercados eléctricos europeos subieron, superando la mayoría los 120 €/MWh de promedio semanal. La solar fotovoltaica alcanzó récords de producción para un día de febrero en España, Portugal y Francia.
Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En la semana del 3 de febrero, la producción solar fotovoltaica aumentó en los principales mercados europeos con respecto a la semana anterior. En los mercados de la península ibérica, Francia y Alemania aumentó por segunda semana consecutiva, mientras que en el mercado italiano mantuvo la tendencia al alza por cuarta semana. En esta ocasión, el mercado español registró el mayor incremento, del 40%, mientras que el mercado alemán tuvo el menor aumento, del 17%. Los mercados de Portugal, Italia y Francia registraron subidas del 25%, 30% y 31%, respectivamente.
Durante la semana, los mercados de Francia y la península ibérica registraron récords históricos de producción solar fotovoltaica para un día de febrero. En el mercado francés esto sucedió el día 3, con 68 GWh. El mercado portugués registró su récord de producción con esta tecnología para un día de febrero, de 17 GWh, el día 5. En el caso del mercado español, el jueves 6 de febrero registró su generación fotovoltaica diaria más alta para un febrero, de 129 GWh.
Para la semana del 10 de febrero, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting indican incrementos en el mercado alemán, mientras que prevén una disminución en los mercados español e italiano.
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 primera semana de febrero, la producción eólica disminuyó en los principales mercados europeos en comparación con la semana anterior. El mercado alemán registró el menor descenso, del 20%, manteniéndose a la baja por segunda semana consecutiva. Los mercados de la península ibérica experimentaron las mayores caídas, del 59% en España y 62% en Portugal. Los mercados italiano y francés registraron bajadas del 24% y 47%, respectivamente.
Para la segunda semana de febrero, según las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting, la producción aumentará en el mercado alemán, mientras que los mercados de Italia, Francia y la península ibérica registrarán descensos.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA.
Demanda eléctrica
En la primera semana de febrero, la demanda eléctrica aumentó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos en comparación con la semana anterior. El mercado francés registró la mayor subida, del 6,5%, mientras que el mercado español tuvo el menor incremento, del 0,5%. Los mercados italiano, británico, belga, neerlandés y alemán registraron aumentos que oscilaron entre el 1,5% en Italia y Gran Bretaña y el 3,9% en Alemania. El mercado portugués fue la excepción, ya que la demanda cayó por segunda semana consecutiva, esta vez un 0,7%.
Durante la semana, las temperaturas medias fueron más frías que las de la semana anterior en todos los mercados. Los descensos de las temperaturas medias oscilaron entre los 0,8°C en Gran Bretaña y los 3,0°C en Alemania.
Para la segunda semana de febrero, las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en los mercados de los Países Bajos, Gran Bretaña, Alemania y Bélgica la demanda aumentará. Por otro lado, las previsiones apuntan a un descenso de la demanda en los mercados de Francia, España, Portugal e Italia.
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 primera semana de febrero, los precios promedio de los principales mercados eléctricos europeos aumentaron. El mercado N2EX del Reino Unido registró el menor incremento, del 2,0%, mientras que el mercado MIBEL de España y Portugal registró las mayores subidas porcentuales de precios, del 94% y el 95%, respectivamente. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios subieron entre el 7,8% del mercado Nord Pool de los países nórdicos y el 52% del mercado EPEX SPOT de Francia.
En la semana del 3 de febrero, los promedios semanales fueron superiores a 120 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados. La excepción fue el mercado nórdico, que registró el promedio más bajo, de 51,73 €/MWh. El mercado IPEX de Italia alcanzó el mayor promedio semanal, de 153,81 €/MWh. En el resto de los mercados analizados, los precios estuvieron entre los 123,35 €/MWh del mercado portugués y los 140,18 €/MWh del mercado belga.
Por lo que respecta a los precios diarios, en la primera semana de febrero, los precios de la mayoría de los mercados eléctricos analizados se mantuvieron por encima 105 €/MWh. La excepción fue el mercado nórdico, cuyos precios fueron inferiores a 90 €/MWh. Este mercado alcanzó un precio de 33,11 €/MWh el día 5 de febrero, que fue el precio más bajo de la semana en los mercados analizados. Por otra parte, los precios diarios superaron los 150 €/MWh en algunas sesiones de la primera semana de febrero en los mercados alemán, belga, francés, italiano y neerlandés. El mercado italiano registró el precio más elevado, de 155,76 €/MWh, el día 9 de febrero.
En la semana del 3 de febrero, la caída de la producción eólica y el incremento del precio semanal del gas, así como el aumento de la demanda en la mayoría de los mercados, propiciaron la subida de los precios en los mercados eléctricos europeos.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la segunda semana de febrero, los precios bajarán en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. El incremento de la producción eólica y solar en mercados como el alemán y el descenso de la demanda en Francia y España contribuirán a estos descensos.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool y GME.
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 76,20 $/bbl, el martes 4 de febrero. En las siguientes sesiones de la primera semana del mes, los precios de cierre se mantuvieron por debajo de 75 $/bbl. El día 6 de febrero, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 74,29 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más bajo desde el 28 de diciembre de 2024. El viernes 7 de febrero, el precio de cierre fue de 74,66 $/bbl, un 2,7% menor al del viernes anterior.
A pesar del incremento de las sanciones al petróleo iraní, los planes para incrementar la producción en Estados Unidos, así como la preocupación por las consecuencias de las políticas arancelarias estadounidenses sobre la demanda global de petróleo, continuaron favoreciendo el descenso de los precios de los futuros de petróleo Brent en la primera semana de febrero. Además, el incremento de las reservas de petróleo estadounidenses, junto con el descenso de la demanda de gasolina en ese país, también ejercieron su influencia a la baja sobre los precios de estos futuros.
En cuanto a los precios de cierre de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, superaron los 50 €/MWh en todas las sesiones de la primera semana de febrero. El martes 4 de febrero, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 52,05 €/MWh. Sin embargo, los precios aumentaron en las siguientes sesiones de la primera semana de febrero. Como resultado, el viernes 7 de febrero, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 55,72 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 4,7% mayor al del viernes anterior y el más alto desde el 7 de febrero de 2023.
El descenso de la producción eólica y las bajas temperaturas propiciaron el incremento de la demanda de gas en la primera semana de febrero. Esto favoreció el incremento de los precios de los futuros de gas TTF. Además, la preocupación por el nivel de las reservas europeas, que al final de la primera semana de febrero se situó por debajo del 50%, también contribuyó a las subidas de 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 2025, el lunes 3 de febrero los precios cayeron un 3,6% respecto a la última sesión de la semana anterior. El martes también descendieron ligeramente. Ese día, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 80,88 €/t. En el resto de las sesiones de la primera semana de febrero, los precios registraron una tendencia ascendente. Como resultado, el viernes 7 de febrero estos futuros registraron su precio de cierre máximo semanal, de 82,28 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio todavía fue un 2,0% menor al del viernes anterior.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.
Por AleaSoft Energy Forecasting
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