En la primera semana de diciembre, la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos registraron descensos y precios por debajo de 95 €/MWh, con mínimos en Francia, España y Portugal, aunque algunos alcanzaron más de 100 €/MWh en ciertos días. También se alcanzaron récords de producción fotovoltaica para un día de diciembre, la mayor producción eólica diaria de diciembre en España en cuatro años y un mínimo de los futuros de gas TTF desde abril de 2024, por debajo de 27 €/MWh
Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En la semana del 1 de diciembre, la producción solar fotovoltaica aumentó en el mercado alemán un 8,7% respecto a la semana anterior. En cambio, los mercados de Italia, Francia y la península ibérica acumularon descensos por segunda semana consecutiva. El mercado portugués experimentó la mayor caída, de un 33%, seguido por el descenso del 27% del mercado español. El mercado italiano experimentó la menor reducción, del 17%, mientras que en el francés la producción con esta tecnología bajó un 22%.
A pesar de los descensos, la mayoría de los mercados alcanzaron récords de producción solar fotovoltaica para un día de diciembre de la historia. El lunes 1 de diciembre, los mercados de España, Alemania, Francia y Portugal lograron sus máximos de generación fotovoltaica diaria para un diciembre, con 117 GWh, 85 GWh, 49 GWh y 14 GWh, respectivamente. Por su parte, el mercado italiano registró su producción solar fotovoltaica más alta para un diciembre, el lunes 8, con 58 GWh.
En la semana del 8 de diciembre, según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, la generación solar se recuperará en los mercados de Italia, Alemania y España.
Durante la primera semana de diciembre, la producción eólica aumentó en los mercados de la península ibérica y Francia en comparación con la semana anterior. El mercado portugués registró el mayor incremento, del 56%, seguido por las subidas del 34% en el mercado francés y del 23% en el mercado español. Estos tres mercados encadenaron subidas por segunda semana consecutiva. En cambio, los mercados alemán e italiano registraron caídas del 6,3% y del 29%, respectivamente. Alemania encadenó descensos por segunda semana.
El jueves 4 de diciembre, el mercado español alcanzó la producción eólica diaria más alta para un mes de diciembre en los últimos cuatro años, con 369 GWh de generación.
En la semana del 8 de diciembre, según las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting, el mercado alemán revertirá la tendencia a la baja y registrará incrementos. Por el contrario, los mercados de la península ibérica, Italia y Francia registrarán descensos en la generación eólica.
Demanda eléctrica
En la primera semana de diciembre, la demanda eléctrica aumentó en la mayoría de los principales mercados europeos. El mercado belga registró el mayor incremento, del 6,2%, seguido por el aumento del 0,9% en el mercado británico. Ambos mercados mostraron un cambio de tendencia al alza tras los descensos de la semana anterior. En Alemania, Italia, Portugal y España, los aumentos de la demanda oscilaron entre el 0,2% en el mercado alemán y el 0,6% en el español. Estos cuatro mercados encadenaron incrementos por quinta semana consecutiva. El mercado francés fue la excepción, ya que la demanda bajó un 1,5% y acumuló descensos por segunda semana.
Durante la semana, todos los mercados analizados registraron temperaturas medias superiores a las de la semana anterior. Italia y Bélgica anotaron el mayor incremento, de 1,0 °C en ambos casos. En Alemania, Gran Bretaña, España, Francia y Portugal, las temperaturas medias subieron entre 0,2 °C en el mercado alemán y 0,7 °C en el mercado portugués.
Para la segunda semana de diciembre, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, la demanda disminuirá en todos los mercados analizados, impulsada en su mayoría por temperaturas menos frías que las de la semana precedente. En los mercados español e italiano, la demanda también disminuirá debido al festivo del lunes 8 de diciembre, Día de la Inmaculada Concepción.
Mercados eléctricos europeos
En la primera semana de diciembre, los precios promedio de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos bajaron respecto a la semana anterior. La excepción fue el mercado Nord Pool de los países nórdicos, con un incremento del 20%. El mercado IPEX de Italia registró el menor descenso, de 0,4%, mientras que el mercado EPEX SPOT de Francia registró la mayor caída porcentual de precios, del 19%. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios bajaron entre el 7,7% del mercado EPEX SPOT de Bélgica y el 12% del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos.
En la semana del 1 de diciembre, los promedios semanales fueron inferiores a 95 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron los mercados alemán e italiano, cuyos promedios fueron de 110,97 €/MWh y 126,15 €/MWh, respectivamente. El mercado MIBEL de España y Portugal y el mercado francés registraron los menores promedios semanales, de 64,51 €/MWh, 64,51 €/MWh y 64,65 €/MWh, respectivamente. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios estuvieron entre los 73,79 €/MWh del mercado nórdico y los 94,62 €/MWh del mercado neerlandés.
Por lo que respecta a los precios diarios, el mercado francés alcanzó el menor promedio de la semana entre los mercados analizados, de 20,18 €/MWh, el domino 7 de diciembre. Además del mercado francés, los mercados español y portugués también registraron precios inferiores a 35 €/MWh durante el fin de semana.
Por otra parte, la mayoría de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting registraron precios superiores a 100 €/MWh en algunas sesiones de la primera semana de diciembre, excepto los mercados español, francés y portugués, así como el mercado N2EX del Reino Unido. En el caso del mercado italiano, los precios diarios superaron los 100 €/MWh durante toda la primera semana de diciembre. Sin embargo, el mercado alemán fue el que alcanzó el promedio diario más elevado de la semana, de 164,81 €/MWh, el día 3 de diciembre.
En la semana del 1 de diciembre, el descenso del precio semanal del gas contribuyó a la caída de los precios en los mercados eléctricos europeos. El incremento de la producción eólica en la península ibérica y Francia favoreció que los mercados español, francés y portugués registrasen los promedios semanales más bajos. Además, la demanda bajó en Francia mientras que la producción solar aumentó en Alemania.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la segunda semana de diciembre, los precios podrían continuar bajando en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos favorecidos por la caída de la demanda. Además, la producción eólica aumentará notablemente en el mercado alemán. En cambio, los precios aumentarán en los mercados español y portugués, influenciados por la caída de la producción eólica en la península ibérica.
Brent, combustibles y CO2
Los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 62,45 $/bbl, el martes 2 de diciembre. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más bajo desde el 22 de octubre. Posteriormente, los precios aumentaron. Como consecuencia, el viernes 5 de diciembre estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 63,75 $/bbl, el cual fue un 0,9% mayor al del viernes anterior. Sin embargo, tras una caída del 2,0% respecto al viernes, el lunes 8 de diciembre el precio de cierre fue de 62,49 $/bbl.
Al inicio de diciembre, las conversaciones de paz para Ucrania continuaron ejerciendo su influencia a la baja sobre los precios de los futuros de petróleo Brent. Sin embargo, la falta de avances en las conversaciones, así como los ataques ucranianos a infraestructuras petroleras rusas, contribuyeron al incremento de los precios en las últimas sesiones de la primera semana de diciembre. Además, la creciente tensión entre Estados Unidos y Venezuela, así como la posibilidad de un recorte en las tasas de interés estadounidenses, que podría contribuir al incremento de la demanda, también propiciaron la recuperación de los precios.
Por otra parte, el incremento de la producción iraquí, así como la preocupación por la demanda, contribuyeron a la caída de los precios de petróleo Brent al inicio de la segunda semana de diciembre. En esta semana está prevista la publicación de los informes de la Agencia Internacional de la Energía y de la OPEP+ sobre la evolución de la demanda.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, en la primera semana de diciembre, continuaron la tendencia descendente de la semana anterior. El lunes 1 de diciembre, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 28,23 €/MWh. En cambio, tras una caída del 4,0% respecto al día anterior, el jueves 4 de diciembre estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 27,09 €/MWh. El viernes 5 de diciembre se produjo una ligera recuperación y el precio de cierre fue de 27,27 €/MWh, un 5,4% menor al del viernes anterior.
Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, el precio de cierre del jueves 4 de diciembre fue el más bajo desde el 6 de abril de 2024. Sin embargo, el lunes 8 de diciembre el precio todavía fue menor, de 26,87 €/MWh, aunque se mantuvo por encima del valor registrado el 5 de abril de 2024.
El flujo de gas desde Noruega y el suministro abundante de gas natural licuado, así como los pronósticos de temperaturas más suaves, contribuyeron al descenso de los precios en la primera semana de diciembre. Además, las negociaciones de paz para Ucrania continuaron ejerciendo su influencia a la baja sobre los precios de los futuros de gas TTF.
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 2026, se mantuvieron por debajo de 85 €/t durante la primera semana de diciembre. El lunes 1 de diciembre, alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 84,85 €/t. En cambio, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 84,00 €/t, el día 3 de diciembre. El viernes 5 de diciembre, el precio de cierre fue de 84,19 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 1,5% menor al del viernes anterior.
Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre los avances y perspectivas del quinquenio de las baterías
El jueves, 4 de diciembre, AleaSoft Energy Forecasting celebró la edición número 61 de su serie de webinars mensuales. La sesión en español se centró en el balance del primer año del quinquenio de las baterías y las perspectivas para los próximos años del quinquenio. Esta sesión contó con la participación de Antonio Hernández García, Partner of Regulated Sectors en EY, Jaume Pujol Benet, Partner, Financial Advisory en Deloitte, y Oscar Barrero Gil, Partner responsible for Energy Sector en PwC Spain. Por otra parte, la sesión en inglés analizó la evolución de los mercados eléctricos europeos durante 2025 y los principales vectores estratégicos de la transición energética, tales como las energías renovables, la demanda, las redes y el almacenamiento de energía.
