En la segunda semana de octubre, los precios de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos superaron los 75 €/MWh, en un contexto de aumento de la demanda, mayores precios del gas y del CO2 y menor producción eólica y solar. Varios mercados registraron precios diarios superiores a 100 €/MWh, mientras que en Italia se alcanzó la mayor producción fotovoltaica para un día de octubre. Los futuros del CO2 continuaron al alza, y alcanzaron su valor más alto desde mediados de febrero, de 79,69 €/t
Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En la segunda semana de octubre, la producción solar fotovoltaica aumentó en los mercados de Italia y Francia en comparación con la semana anterior. Italia registró el mayor incremento, del 11%, mientras que en Francia el aumento fue del 3,4%. Ambos mercados mantuvieron la tendencia al alza por segunda semana consecutiva. En cambio, los mercados de Alemania y la península ibérica registraron descensos durante el mismo período. Alemania experimentó la mayor bajada, del 50%, seguida por Portugal, con una caída del 8,5%. España registró el menor descenso, del 6,8%, y mantuvo la tendencia a la baja por tercera semana consecutiva.
El lunes 6 de octubre, el mercado italiano alcanzó su máximo histórico de producción fotovoltaica para un día de octubre, con una generación de 115 GWh. Ese mismo día, el mercado portugués logró su segunda mayor producción histórica para un mes de octubre, con 23 GWh, tras el récord alcanzado el 3 de octubre.
Las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting indican una recuperación de la producción solar durante la tercera semana de octubre en el mercado alemán, mientras que los mercados italiano y español registrarán descensos en la generación con esta tecnología.
Durante la semana del 6 de octubre, la producción eólica aumentó en los mercados de la península ibérica en comparación con la semana anterior. Portugal registró el mayor incremento, del 16%, mientras que en España el aumento fue del 13%. Ambos mercados revirtieron la tendencia a la baja de la semana anterior. En cambio, los mercados de Francia, Alemania e Italia mostraron caídas en la generación eólica. Francia registró la mayor bajada, del 49%, seguida por Alemania e Italia, con descensos del 24% y 20%, respectivamente.
Para la semana del 13 de octubre, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting anticipan un aumento de la producción eólica en Francia, mientras que la generación eólica disminuirá en Portugal, Italia, España y Alemania.
Demanda eléctrica
En la semana del 6 de octubre, la demanda eléctrica aumentó en la mayoría de los principales mercados europeos en comparación con la semana anterior. El mercado británico registró el mayor incremento, del 6,0%, seguido por Alemania, con un aumento del 3,9%, impulsado por la reanudación de la actividad laboral tras el festivo nacional del 3 de octubre, Día de la Unidad Alemana. El mercado portugués mostró el menor incremento, del 0,1%, mientras que Francia, Italia y Bélgica registraron subidas del 1,1%, 1,2% y 1,3%, respectivamente. En contraste, la demanda del mercado español descendió un 1,0%, favorecido por el festivo nacional del 12 de octubre, Día de la Hispanidad.
Durante la semana, las temperaturas medias superaron a las de la semana anterior en la mayoría de los mercados analizados. Los aumentos oscilaron entre 0,2°C en Italia y Gran bretaña y 2,0°C en Alemania. En cambio, Francia, Portugal y España registraron descensos de 0,2°C, 0,5°C y 0,8°C, respectivamente.
Para la semana del 13 de octubre, las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting indican que la demanda aumentará en Italia y Gran Bretaña, mientras que descenderá en Alemania, Francia, España, Bélgica y Portugal.
Mercados eléctricos europeos
En la segunda semana de octubre, los precios promedio de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos subieron respecto a la semana anterior. La excepción fue el mercado Nord Pool de los países nórdicos, con una caída del 18%. El mercado IPEX de Italia registró el menor aumento de precios, del 8,9%. En cambio, el mercado EPEX SPOT de Francia alcanzó la mayor subida porcentual de precios, del 83%. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios subieron entre el 15% del mercado MIBEL de España y el 51% del mercado EPEX SPOT de Bélgica.
En la semana del 6 de octubre, los promedios semanales fueron superiores a 75 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. La excepción fue el mercado nórdico, cuyo promedio fue de 28,85 €/MWh. Los mercados neerlandés, alemán e italiano registraron los mayores promedios semanales, de 101,74 €/MWh, 103,27 €/MWh y 111,11 €/MWh, respectivamente. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios estuvieron entre los 78,47 €/MWh del mercado francés y los 97,31 €/MWh del mercado N2EX del Reino Unido.
Por lo que respecta a los precios diarios, el mercado nórdico fue el único mercado cuyos precios permanecieron por debajo de 55 €/MWh durante la segunda semana de octubre. Este mercado alcanzó el menor promedio diario de la semana entre los mercados analizados, de 5,61 €/MWh, el sábado 11 de octubre. En cambio, los mercados alemán, belga, británico, italiano y neerlandés registraron precios diarios superiores a 100 €/MWh. El día 7 de octubre el mercado alemán alcanzó el promedio diario más elevado de la semana, de 137,96 €/MWh.
En la semana del 6 de octubre, el aumento de los precios semanales del gas y de los derechos de emisión de CO2, el incremento de la demanda, así como el descenso de la producción eólica y solar en la mayoría de los mercados, propiciaron la subida de los precios en los mercados eléctricos europeos. Sin embargo, el aumento de la producción solar en Italia, así como el descenso de la demanda en España y el aumento de la producción eólica en la península ibérica, contribuyeron a limitar el incremento de los precios en los mercados italiano, español y portugués.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la tercera semana de octubre, los precios continuarán subiendo en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos, influenciados por el descenso de la producción eólica. Además, la demanda eléctrica aumentará en algunos mercados. Sin embargo, el descenso de la demanda y la recuperación de la producción eólica propiciarán el descenso de los precios en el mercado francés.
Brent, combustibles y CO2
Los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE se mantuvieron por debajo de 67 $/bbl en la segunda semana de octubre. El día 8, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 66,25 $/bbl. En cambio, el viernes 10 de octubre, tras una caída del 3,8%, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 62,73 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 2,8% menor al del viernes anterior y el más bajo desde el 8 de mayo.
El descenso de las tensiones en Oriente Medio ejerció su influencia a la baja sobre los precios de los futuros de petróleo Brent. Además, las reservas de crudo estadounidenses aumentaron. El viernes 10 de octubre, las amenazas de incrementos en los aranceles estadounidenses a productos procedentes de China contribuyeron a la caída de los precios de estos futuros por debajo de 63 $/bbl. Un incremento de las tensiones comerciales entre China y Estados Unidos podría tener efectos negativos sobre la evolución de la economía y la demanda.
En cuanto a los precios de cierre de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, los días 6 y 7 de octubre superaron los 33 €/MWh. El martes 7 de octubre, alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 33,25€/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más alto desde el 27 de agosto. Sin embargo, en las tres últimas sesiones de la segunda semana de octubre los precios descendieron. El viernes 10 de octubre, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 32,17 €/MWh. Este precio todavía fue un 2,3% mayor al del viernes anterior.
A pesar de los ataques rusos a infraestructuras gasistas ucranianas, los elevados niveles de las reservas europeas contribuyeron a que los precios de los futuros de gas TTF permanecieran por debajo de 33 €/MWh la mayor parte de la segunda semana de octubre. En promedio, las reservas europeas superan el 83% y los niveles en algunos países están por encima del 90%.
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 martes de 7 de octubre registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 78,30 €/t. Posteriormente, los precios aumentaron. Como consecuencia, el viernes 10 de octubre estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 79,69 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 0,7% mayor al del viernes anterior y el más alto desde el 15 de febrero.
Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa y la financiación de proyectos renovables y de almacenamiento
El jueves 9 de octubre, AleaSoft Energy Forecasting celebró el webinar número 59 de su serie de webinars mensuales. En esta ocasión, el webinar analizó la evolución y perspectivas de los mercados de energía europeos para el invierno 2025‑2026, la financiación de proyectos de energías renovables y de almacenamiento, las perspectivas de las baterías y la hibridación, así como la importancia de las previsiones en las auditorías y en la valoración de carteras. En el webinar participaron ponentes de Deloitte por sexto año consecutivo. Los clientes y colaboradores de AleaSoft Energy Forecasting pueden solicitar la grabación del webinar.
