En la última semana de febrero, los precios de la mayoría de mercados europeos bajaron respecto a la semana anterior y se situaron por debajo de 75 €/MWh. La producción fotovoltaica alcanzó récords para un día de febrero en los principales mercados, mientras que la eólica disminuyó. Los futuros de Brent registraron el día 27 su precio de cierre más alto desde junio de 2025. En la primera semana de marzo, la evolución del gas, en un contexto marcado por el conflicto en Irán, será determinante en los precios
Producción solar fotovoltaica y producción eólica En la semana del 23 de febrero, la producción solar fotovoltaica aumentó en los principales mercados europeos en comparación con la semana anterior. El mercado alemán registró el mayor incremento, del 132 %, seguido del mercado francés, donde aumentó un 52 %. El mercado italiano registró el menor crecimiento, del 5,3 %, y encadenó su quinta semana consecutiva al alza. En los mercados de la península ibérica, la generación con esta tecnología creció un 14 % en Portugal y un 24 % en España. Los mercados de Alemania, España y Portugal encadenaron su cuarta semana consecutiva de aumentos.
Durante la semana, los mercados alcanzaron récords de producción solar fotovoltaica para un día de febrero. El mercado español registró el 23 de febrero la segunda producción más alta para un día de febrero, con 148 GWh. Los mercados italiano y francés alcanzaron máximos históricos de producción solar fotovoltaica en un día de febrero el 26 de febrero, con 110 GWh y 92 GWh, respectivamente. Ese mismo día, el mercado portugués registró su segunda mayor producción para un día de febrero, con 20 GWh. Por su parte, el mercado alemán estableció el viernes 27 de febrero un nuevo máximo histórico para este mes, con 251 GWh de generación solar fotovoltaica.
Durante la primera semana de marzo, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting indican que la producción aumentará en los mercados alemán e italiano. En cambio, el mercado español registrará un descenso.
Durante la última semana de febrero, la producción eólica disminuyó en los principales mercados de Europa en comparación con la semana anterior. El mercado italiano registró el mayor descenso, del 78 %, y revirtió la tendencia alcista de la semana previa. Le siguieron los mercados español y francés, con caídas del 58 % y 38 %, respectivamente. El mercado portugués registró el menor descenso, del 14 %, mientras que la producción eólica en el mercado alemán disminuyó un 15 %. En la península ibérica, los descensos se sucedieron por segunda semana consecutiva, mientras que en el mercado francés la producción eólica revirtió la tendencia alcista tras tres semanas de incrementos.
En la semana del 2 de marzo, según las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting, la producción con esta tecnología aumentará en los mercados de la península ibérica e Italia. En cambio, los mercados de Francia y Alemania registrarán descensos en la generación eólica.
Demanda eléctrica En la semana del 23 de febrero, la demanda eléctrica disminuyó en los principales mercados europeos respecto a la semana anterior. El mercado francés registró la mayor bajada, del 13 %, y acumuló su segunda semana de descensos. Le siguieron los mercados británico y alemán, con caídas del 8,7 % y 8,6 %, respectivamente. El mercado español registró el menor descenso, del 1,9 %, y acumuló cinco semanas consecutivas de bajadas. Los mercados de Italia, Portugal y Bélgica registraron disminuciones del 2,5 %, 3,6 % y 6,4 %, respectivamente. Italia y Gran Bretaña encadenaron su cuarta semana consecutiva de caídas, mientras que Portugal sumó su tercera semana de descensos.
Al mismo tiempo, las temperaturas medias fueron menos frías que las de la semana anterior en todos los mercados analizados, lo que favoreció los descensos de la demanda eléctrica. España y Portugal registraron los menores incrementos de temperatura, de 0,4°C y 0,6°C, respectivamente. En Italia, Francia, Gran Bretaña, Bélgica y Alemania, las temperaturas medias aumentaron entre 1,2°C en Italia y 6,8°C en Alemania.
Para la semana del 2 de marzo, las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting indican que la demanda aumentará en la mayoría de los mercados analizados, excepto en el mercado italiano, donde descenderá.
Mercados eléctricos europeos Los precios de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos alcanzaron sus valores más elevados de la semana el martes 24 de febrero, descendiendo después. Como resultado, los precios promedio semanales de la mayoría de los mercados bajaron respecto a la semana anterior. Sin embargo, los mercados británico e italiano registraron promedios ligeramente superiores a los de la semana anterior, con aumentos del 0,7 % y el 1,8 %, respectivamente. El mercado ibérico también registró subidas, del 18 % en España y del 55 % en Portugal. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios bajaron entre el 9,4 % del mercado neerlandés y el 22 % del mercado belga.
En la semana del 23 de febrero, los promedios semanales fueron inferiores a 75 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron los mercados británico, nórdico e italiano, cuyos promedios fueron de 82,54 €/MWh, 84,21 €/MWh y 106,67 €/MWh, respectivamente. En cambio, los mercados francés, portugués y español registraron los menores promedios semanales, de 22,43 €/MWh, 22,98 €/MWh y 24,28 €/MWh, respectivamente. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios estuvieron entre los 57,08 €/MWh del mercado belga y los 74,94 €/MWh del mercado alemán.
Por lo que respecta a los precios diarios, el viernes 27 de febrero, los mercados belga y francés alcanzaron el menor promedio de la semana entre los mercados analizados, de 12,70 €/MWh. Para el mercado belga, este fue su precio diario más bajo desde el 6 de octubre de 2025. En la cuarta semana de febrero, los mercados español y portugués también registraron algunos precios diarios inferiores a 20 €/MWh. Por otra parte, el domingo 1 de marzo, el mercado alemán alcanzó su precio más bajo desde el 2 de enero de 2026, de 52,93 €/MWh, mientras que el mercado nórdico registró su menor precio diario desde el 3 de enero, de 67,86 €/MWh.
Durante la cuarta semana de febrero, los precios diarios se mantuvieron por encima de 100 €/MWh en el mercado italiano. El martes 24 de febrero, los mercados alemán, neerlandés y nórdico también registraron precios superiores a 100 €/MWh. Ese día, el mercado nórdico alcanzó el promedio diario más elevado de la semana entre los mercados analizados, de 115,74 €/MWh.
En la semana del 23 de febrero, el aumento de la producción solar y el descenso de la demanda propiciaron la caída de los precios en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. Sin embargo, la notable caída de la producción eólica en la península ibérica e Italia contribuyó al incremento de los precios en los mercados español, italiano y portugués. En Portugal también descendió la producción hidroeléctrica.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la primera semana de marzo, la evolución de los precios del gas, que podrían verse afectados por la escalada del conflicto en Irán, será uno de los principales factores que condicionen los precios de los mercados eléctricos europeos. En este contexto, los precios aumentarán en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos, influenciados también por el incremento de la demanda. El descenso de la producción eólica en Alemania y Francia contribuirá al aumento de precios en esos mercados. En cambio, el aumento de la producción eólica en la península ibérica podría ejercer presión a la baja sobre los precios en los mercados español y portugués.
Brent, combustibles y CO2 Durante la cuarta semana de febrero, los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE registraron una tendencia mayoritariamente descendente hasta el jueves 26 de febrero. Es día, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 70,75 $/bbl. Sin embargo, el viernes 27 de febrero, tras una subida del 2,4 % respecto al día anterior, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 72,48 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 1,0 % mayor al del viernes anterior y el más alto desde el 21 de junio de 2025.
Durante la cuarta semana de febrero, la preocupación por la demanda debido a los nuevos aranceles estadounidenses, así como la posibilidad de nuevos incrementos de producción por parte de la OPEP+, ejercieron su influencia a la baja sobre los precios de los futuros de petróleo Brent. Sin embargo, el incremento de la tensión en Oriente Medio propició la subida de los precios al final de la semana. Por otra parte, la OPEP+ pactó reanudar sus incrementos de producción en abril en la reunión celebrada el domingo 1 de marzo. Pese a ello, los precios podrían continuar aumentando en la primera semana de marzo como consecuencia del conflicto entre Estados Unidos e Irán, debido a sus efectos sobre la producción iraní y sobre el tráfico a través del estrecho de Ormuz.
En cuanto a los precios de cierre de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, durante la cuarta semana de febrero, superaron los 30 €/MWh. El martes 24 de febrero, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 30,89 €/MWh. Posteriormente, los precios aumentaron y el jueves 26 de febrero, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 32,22 €/MWh. El viernes 27 de febrero, el precio de cierre fue ligeramente inferior, de 31,96 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 0,2 % menor al del viernes anterior.
Los suministros elevados de gas natural licuado y el incremento de la producción renovable mantuvieron los precios por debajo de 32 €/MWh durante las primeras sesiones de la cuarta semana de febrero a pesar de los bajos niveles de las reservas europeas. Sin embargo, el temor a interrupciones en el suministro a través del estrecho de Ormuz debido al incremento de la tensión en Oriente Medio contribuyó a que los precios fueran mayores en las últimas sesiones de la cuarta semana de febrero. Las interrupciones de suministro a través del estrecho de Ormuz podrían propiciar el aumento de los precios en la primera semana de marzo.
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 encima de 70 €/t durante la cuarta semana de febrero. El día 25 de febrero, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 72,60 €/t. Sin embargo, en las últimas sesiones de la semana los precios descendieron. Como consecuencia, el viernes 27 de febrero, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 70,29 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 4,7 % menor al del viernes anterior.
Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa, el almacenamiento y la financiación de proyectos renovables El jueves 12 de marzo, AleaSoft Energy Forecasting celebrará la edición número 64 de su serie de webinars mensuales. Este evento contará con la participación de EY por sexto año consecutivo. El webinar analizará la evolución de los mercados de energía europeos y las perspectivas para la primavera de 2026, los principales hitos para 2026 en el sector de la energía, la regulación y las perspectivas del almacenamiento de energía y los mercados de capacidad, la financiación de proyectos de energías renovables y de almacenamiento, la importancia de los PPA y el autoconsumo, así como las principales consideraciones a tener en cuenta en la valoración de carteras.