En la primera semana de 2025, los futuros del gas TTF subieron, alcanzando el mayor precio desde octubre de 2023, por encima de 50 /MWh. Esto, unido al aumento de los precios del CO2 y de la demanda, y al descenso de la producción fotovoltaica, favoreció el aumento de los precios en algunos mercados eléctricos europeos. En cambio, el aumento de la producción eólica propició el descenso de precios en otros mercados. En Portugal y Francia se registró la segunda mayor producción eólica de su historia

Producción solar fotovoltaica y producción eólica

En la semana del 30 de diciembre, la producción solar fotovoltaica disminuyó de manera generalizada en los principales mercados eléctricos europeos en comparación con la semana anterior. El mercado alemán encabezó los descensos, al caer la producción con esta tecnología un 29%. Los mercados de Francia y Portugal le siguieron, con la producción disminuyendo un 25% en ambos mercados. El mercado italiano registró el menor descenso, del 6,6%, mientras que en el español la caída fue de un 17%.

En la semana del 6 de enero, según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, la producción solar aumentará en Alemania, mientras que, en Italia y España continuará disminuyendo.

En la primera semana de enero, la producción eólica aumentó en la mayoría de los principales mercados europeos en comparación con la semana anterior. Los mercados alemán y francés registraron los mayores aumentos, del 148% y 140%, respectivamente. Los mercados de la península ibérica registraron incrementos del 12% en Portugal y 19% en España. Por su parte, en el mercado italiano se redujo la producción eólica en un 65%, marcando un cambio de tendencia tras dos semanas de crecimiento.

El domingo 5 de enero, el mercado portugués alcanzó su segundo valor más alto de producción eólica de la historia, generando 108 GWh. Al día siguiente, el mercado francés logró su segundo valor más alto de la historia, con una generación de 416 GWh.

En la segunda semana de 2025, según las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting, la producción aumentará en los mercados de Italia, la península ibérica y Alemania, mientras que en Francia disminuirá.

Demanda eléctrica

En la semana del 30 de diciembre, la demanda eléctrica aumentó en gran parte de los principales mercados eléctricos europeos en comparación con la semana anterior. El mercado alemán registró la mayor subida, del 8,6%, seguido por los mercados británico y francés, que tuvieron aumentos del 7,6% y 7,0%, respectivamente. Los mercados italiano, español, belga y portugués tuvieron incrementos de entre el 2,6% en Italia y el 6,2% en Portugal. La excepción fue el mercado neerlandés, donde la demanda disminuyó un 8,6%.

Durante la primera semana de 2025, las temperaturas medias bajaron en comparación con la semana precedente en la mayoría de los mercados analizados. Los descensos oscilaron entre 0,2°C en Bélgica y 2,0°C en Gran Bretaña. La excepción fue Alemania, donde las temperaturas fueron superiores en 0,1°C.

Las temperaturas más frías, unido a que la actividad laboral comenzó a recuperarse tras las fiestas navideñas de la última semana de 2024, favoreció el incremento de la demanda en la primera semana de 2025.

Para la segunda semana de enero, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, la demanda continuará aumentando en los mercados de Alemania, Italia, Gran Bretaña, Bélgica, los Países Bajos, España y Portugal, mientras que en Francia se prevé que disminuya.

Mercados eléctricos europeos

En la primera semana de enero, los precios promedio de los principales mercados eléctricos europeos tuvieron un comportamiento heterogéneo. Por un lado, en el mercado MIBEL de España y Portugal, el mercado IPEX de Italia y el mercado Nord Pool de los países nórdicos, los precios aumentaron respecto a la semana anterior. Los incrementos de precios estuvieron entre el 5,1% del mercado español y el 77% del mercado nórdico. Por otro lado, en el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios bajaron entre el 4,8% del mercado N2EX del Reino Unido y el 28% del mercado EPEX SPOT de Alemania.

En la semana que comenzó el 30 de diciembre, los promedios semanales superaron los 85 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados. Las excepciones fueron el mercado nórdico, que registró el promedio más bajo, de 34,96 €/MWh, y el mercado alemán, con un promedio semanal de 73,87 €/MWh. En cambio, el mercado italiano alcanzó el mayor promedio semanal, de 140,39 €/MWh. En el resto de los mercados analizados, los precios estuvieron entre los 85,87 €/MWh del mercado belga y los 114,34 €/MWh del mercado portugués.

Por lo que respecta a los precios diarios, la mayoría de los mercados analizados registraron precios bajos el día 1 de enero. El mercado alemán registró el menor precio, de 0,95 €/MWh. Este precio diario fue el más bajo desde el 26 de diciembre de 2023 en el mercado alemán. Ese día, los mercados belga y francés alcanzaron sus precios diarios más bajos desde el 25 de noviembre de 2024.

En la semana del 30 de diciembre, pese al incremento de los precios semanales del gas y de los derechos de emisión de CO2, al descenso de la producción solar fotovoltaica, y al aumento de la demanda eléctrica en la mayoría de los mercados, los elevados niveles de producción eólica permitieron el descenso de los precios en mercados como el alemán y el francés. En cambio, la caída de la producción con esta tecnología contribuyó a que el mercado italiano alcanzase el mayor precio promedio semanal.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la segunda semana de enero, los precios invertirán su tendencia respecto a la semana anterior en la mayoría de los mercados europeos analizados. Incrementos significativos de la producción eólica en los mercados español, italiano y portugués favorecerán el descenso de los precios en estos mercados, mientras que el resto de los mercados registrarán aumentos de precios.

Brent, combustibles y CO2

Los futuros de petróleo Brent para el Front-Month en el mercado ICE registraron incrementos de precios en la primera semana de enero. El lunes 30 de diciembre, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 74,39 $/bbl. A consecuencia de la tendencia ascendente, el viernes 3 de enero, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 76,51 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 3,2% mayor al del viernes anterior y el más alto desde el 15 de octubre de 2024. Posteriormente, el lunes 6 de enero el precio de cierre bajó en comparación con la sesión anterior, situándose en 76,30 $/bbl.

En la primera semana de enero, las perspectivas de un aumento de la demanda por las bajas temperaturas, los posibles incrementos en las sanciones al petróleo ruso e iraní, así como las expectativas de que los estímulos a la economía china conlleven un incremento de la demanda en 2025, propiciaron el aumento de los precios de los futuros de petróleo Brent.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front-Month, el lunes 30 de diciembre, registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 47,63 €/MWh. Posteriormente, los precios aumentaron. Como consecuencia, el jueves 2 de enero, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 50,20 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más alto desde el 31 de octubre de 2023. El viernes 3 de enero, el precio de cierre bajó un 1,3% respecto al día anterior, situándose en 49,54 €/MWh. Este precio todavía fue un 3,8% mayor al del viernes anterior. El lunes 6 de enero el precio de cierre volvió a bajar hasta los 47,33 €/MWh.

En la primera semana de enero, los precios de los futuros de gas TTF aumentaron influenciados por la finalización del contrato de suministro de gas ruso a través de Ucrania. Las bajas temperaturas y el ritmo de descenso de los niveles de las reservas europeas también contribuyeron a esta tendencia. Tras la interrupción del suministro, los precios alcanzaron su valor máximo el jueves 2 de enero.

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, se mantuvieron por encima de 70 €/t durante la semana del 30 de diciembre y superaron los 75 €/t en las dos primeras sesiones de enero. El viernes 3 de enero estos futuros registraron su precio de cierre máximo semanal, de 75,94 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 6,1% mayor al del viernes anterior y el más alto desde el 4 de junio de 2024. El lunes 6 de enero el precio de cierre retrocedió hasta 74,36 €/t.

Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa, el almacenamiento de energía, la hibridación y los PPA

El jueves 16 de enero tendrá lugar el webinar número 51 de la serie de webinars mensuales de AleaSoft Energy Forecasting. Este webinar contará con la participación de ponentes de PwC Spain por quinta vez desde que se realizan estos webinars. Además de la evolución y perspectivas de los mercados de energía europeos, el webinar analizará las perspectivas del almacenamiento de energía y la hibridación. También abordará 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.