{"id":158485,"date":"2025-07-07T15:37:49","date_gmt":"2025-07-07T13:37:49","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=158485"},"modified":"2025-07-07T15:49:28","modified_gmt":"2025-07-07T13:49:28","slug":"ola-calor-impulsa-precios-mercados-electricos-europeos","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/ola-calor-impulsa-precios-mercados-electricos-europeos\/","title":{"rendered":"La ola de calor impulsa los precios en los mercados el\u00e9ctricos europeos en la primera semana de julio"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 7 de julio de 2025. En la primera semana de julio, los precios de los principales mercados el\u00e9ctricos europeos aumentaron en comparaci\u00f3n con la semana anterior. El 1 de julio, los precios diarios superaron los 110\u00a0\u20ac\/MWh en la mayor\u00eda de los mercados, y los mercados belga y neerland\u00e9s alcanzaron un precio de 517,57\u00a0\u20ac\/MWh a las 20:00. El incremento de la demanda el\u00e9ctrica por la ola de calor que sufri\u00f3 Europa impuls\u00f3 el aumento de los precios. En Espa\u00f1a peninsular el 2 de julio, y en Italia el 4 de julio, se alcanz\u00f3 la demanda diaria m\u00e1s alta de lo que va de 2025.<\/strong><\/p>\n

Producci\u00f3n solar fotovoltaica y producci\u00f3n e\u00f3lica<\/h2>\n

En la primera semana de julio, la producci\u00f3n solar fotovoltaica <\/strong>aument\u00f3 en los mercados de Alemania, Portugal y Francia en comparaci\u00f3n con la semana anterior, con incrementos del 15%, 13% y 1,8%, respectivamente. En cambio, en Italia y Espa\u00f1a la producci\u00f3n semanal de esta tecnolog\u00eda descendi\u00f3 un 8,7% y un 7,3% en cada caso.<\/p>\n

Durante la semana, los mercados de Alemania, Italia, Portugal y Francia registraron sus valores m\u00e1ximos hist\u00f3ricos de producci\u00f3n fotovoltaica para un d\u00eda del mes de julio. En Alemania e Italia este r\u00e9cord se alcanz\u00f3 el d\u00eda 1, con 438\u00a0GWh y 145\u00a0GWh, respectivamente. En Portugal, la producci\u00f3n del 3 de julio, cercana a los 29\u00a0GWh, marc\u00f3 el valor diario m\u00e1s alto para un julio de su historia, mientras que en Francia el r\u00e9cord se bati\u00f3 el 4 de julio, con 165\u00a0GWh generados.<\/p>\n

Seg\u00fan las previsiones de producci\u00f3n solar<\/a> de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, en la semana del 7 de julio la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda aumentar\u00e1 en Espa\u00f1a, mientras que se espera un descenso en Alemania e Italia respecto a la semana anterior.
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Produccio- n fotovoltaica electricidad Europa scaled<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica y TERNA.<\/span><\/div>
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Perfil pr- oduccion solar fotovoltaica Europa scaled<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica y TERNA.<\/span><\/div><\/p>\n

En la semana del 30 de junio, la producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong> aument\u00f3 un 29% en Espa\u00f1a, un 26% en Portugal y un 5,4% en Francia en comparaci\u00f3n con la semana anterior. Sin embargo, en los mercados de Italia y Alemania la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda baj\u00f3, un 49% y un 46%, respectivamente.<\/p>\n

Seg\u00fan las previsiones de producci\u00f3n e\u00f3lica<\/a> de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, durante la segunda semana de julio la producci\u00f3n e\u00f3lica aumentar\u00e1 en la mayor\u00eda de los principales mercados el\u00e9ctricos europeos, aunque en Espa\u00f1a se espera un descenso respecto a la semana anterior.<\/p>\n

Produccio- n eolica electricidad Europa scaled<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica y TERNA.<\/span><\/div>\nSuscripci\u00f3n al resumen de noticias de AleaSoft<\/a>\n

Demanda el\u00e9ctrica<\/h2>\n

En la primera semana de julio, la demanda el\u00e9ctrica<\/strong> aument\u00f3 en los principales mercados europeos en comparaci\u00f3n con la semana anterior. Los incrementos oscilaron entre el 0,8% registrado en Alemania y el 6,6% de Espa\u00f1a. Tambi\u00e9n destacaron las subidas en Portugal, B\u00e9lgica e Italia, con aumentos del 6,1%, 3,9%, y 3,8%, respectivamente.<\/p>\n

En cuanto a valores diarios, el 2 de julio se alcanz\u00f3 en Espa\u00f1a peninsular la demanda el\u00e9ctrica m\u00e1s alta en lo que va de 2025, con 806\u00a0GWh. En Italia, el valor m\u00e1ximo anual hasta la fecha se registr\u00f3 el 4 de julio, con 1137\u00a0GWh.<\/p>\n

La ola de calor que afect\u00f3 a Europa durante la primera semana de julio fue la principal causa del incremento en la demanda, al elevarse las temperaturas medias<\/strong> en la mayor\u00eda de los mercados analizados. Los aumentos oscilaron entre 0,5\u00b0C en Francia y 1.0\u00b0C en B\u00e9lgica. En cambio, en Gran Breta\u00f1a las temperaturas medias bajaron 0,4\u00b0C en comparaci\u00f3n con la semana anterior.<\/p>\n

Para la semana del 7 de julio, las previsiones de demanda<\/a> de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> apuntan a una disminuci\u00f3n de la demanda en la mayor\u00eda de los principales mercados europeos, impulsada por el previsto descenso de las temperaturas.
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Demanda e- lectricidad paises Europa scaled<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica, TERNA, National Grid y ELIA.<\/span><\/div><\/p>\n

Mercados el\u00e9ctricos europeos<\/h2>\n

En la primera semana de julio, los precios promedio de los principales mercados el\u00e9ctricos europeos subieron respecto a la semana anterior. El mercado MIBEL<\/strong> de Portugal y Espa\u00f1a y el mercado IPEX <\/strong>de Italia registraron los menores incrementos de precios, del 4,4%, el 4,5% y el 4,7%, respectivamente. En cambio, el mercado EPEX\u00a0SPOT<\/strong> de Alemania y B\u00e9lgica alcanz\u00f3 la mayor subida porcentual de precios, del 43% en ambos casos. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, los precios subieron entre el 23% del mercado EPEX\u00a0SPOT de Francia y el mercado N2EX <\/strong>del Reino Unido y el 37% del mercado EPEX\u00a0SPOT de los Pa\u00edses Bajos.<\/p>\n

En la semana del 30 de junio, los promedios semanales fueron superiores a 75\u00a0\u20ac\/MWh en la mayor\u00eda de los mercados el\u00e9ctricos europeos. La excepci\u00f3n fue el mercado Nord\u00a0Pool<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, cuyo promedio fue de 20,04\u00a0\u20ac\/MWh. El mercado italiano alcanz\u00f3 el mayor promedio semanal, de 122,82\u00a0\u20ac\/MWh. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, los precios estuvieron entre los 75,50\u00a0\u20ac\/MWh del mercado franc\u00e9s y los 94,03\u00a0\u20ac\/MWh del mercado belga.<\/p>\n

Por lo que respecta a los precios diarios, el jueves 3 de julio el mercado n\u00f3rdico alcanz\u00f3 el menor promedio de la semana entre los mercados analizados, de 9,98\u00a0\u20ac\/MWh. En cambio, la mayor\u00eda de los principales mercados el\u00e9ctricos europeos alcanzaron precios diarios superiores a 100\u00a0\u20ac\/MWh en varias ocasiones durante la primera semana de julio. El martes 1 de julio, los precios diarios superaron los 110\u00a0\u20ac\/MWh en los principales mercados el\u00e9ctricos europeos, excepto en el mercado n\u00f3rdico. Ese d\u00eda, el mercado belga alcanz\u00f3 el promedio diario m\u00e1s elevado de la semana, de 151,71\u00a0\u20ac\/MWh. Ese fue su precio diario m\u00e1s alto desde el 15 de febrero.<\/p>\n

En cuanto a los precios horarios, los mercados alem\u00e1n, belga y neerland\u00e9s registraron precios horarios superiores a 450\u00a0\u20ac\/MWh el martes 1 de julio. Ese d\u00eda, de 20:00 a 21:00, los mercados belga y neerland\u00e9s alcanzaron el precio horario m\u00e1s alto de la semana, de 517,57\u00a0\u20ac\/MWh. En el caso del mercado neerland\u00e9s, este fue su precio m\u00e1s alto desde el 21 de enero, mientras que, en el caso del mercado belga, este fue su precio m\u00e1s alto desde el 13 de diciembre de 2024.<\/p>\n

En la semana del 30 de junio, el incremento de la demanda, as\u00ed como la ca\u00edda de la producci\u00f3n e\u00f3lica en mercados como el alem\u00e1n o el italiano, propiciaron la subida de los precios en los mercados el\u00e9ctricos europeos. Adem\u00e1s, en Espa\u00f1a e Italia baj\u00f3 la producci\u00f3n solar.
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electrici- ty sunset<\/a><\/div><\/p>\n

Las previsiones de precios<\/a> de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> indican que, en la segunda semana de julio, los precios bajar\u00e1n en la mayor\u00eda de los principales mercados el\u00e9ctricos europeos, influenciados por el descenso de la demanda y el incremento de la producci\u00f3n e\u00f3lica en la mayor\u00eda de los mercados.
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Precios m- ercados europeos electricidad scaled<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, , Nord Pool y GME.<\/span><\/div><\/p>\n

Brent, combustibles y CO2<\/sub><\/h2>\n

Los futuros de petr\u00f3leo Brent<\/strong> para el Front\u2011Month en el mercado ICE<\/strong> iniciaron la primera semana de julio con descensos de precios. El martes 1 de julio, estos futuros registraron su precio de cierre m\u00ednimo semanal, de 67,11\u00a0$\/bbl. Sin embargo, tras una subida del 3,0% respecto al d\u00eda anterior, el 2 de julio, alcanzaron su precio de cierre m\u00e1ximo semanal, de 69,11\u00a0$\/bbl. Posteriormente, los precios volvieron a descender. Como consecuencia, el viernes 4 de julio, el precio de cierre fue de 68,30\u00a0$\/bbl. Seg\u00fan los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, este precio todav\u00eda fue un 0,8% mayor al del viernes anterior.<\/p>\n

Las expectativas de nuevos incrementos de producci\u00f3n de la OPEP+ ejercieron su influencia a la baja sobre los precios de los futuros de petr\u00f3leo Brent durante la primera semana de julio. El 2 de julio, los precios subieron tras la suspensi\u00f3n de la cooperaci\u00f3n de Ir\u00e1n con el Organismo Internacional de la Energ\u00eda At\u00f3mica. Sin embargo, el incremento de las reservas estadounidenses de petr\u00f3leo favoreci\u00f3 que los precios volvieran a descender. Finalmente, el s\u00e1bado 5 de julio, la OPEP+ decidi\u00f3 un aumento de producci\u00f3n de 548\u00a0000 barriles diarios a partir de agosto.<\/p>\n

En cuanto a los futuros de gas TTF<\/strong> en el mercado ICE para el Front\u2011Month, el lunes 30 de junio registraron su precio de cierre m\u00ednimo semanal, de 33,18\u00a0\u20ac\/MWh. Tras una subida del 2,3% respecto al d\u00eda anterior, el martes 1 de julio, estos futuros alcanzaron su precio de cierre m\u00e1ximo semanal, de 33,95\u00a0\u20ac\/MWh. En el resto de las sesiones de la primera semana de julio, los precios de cierre fueron ligeramente inferiores, pero se mantuvieron por encima de 33\u00a0\u20ac\/MWh. El viernes 4 de julio, el precio de cierre fue de 33,47\u00a0\u20ac\/MWh. Seg\u00fan los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, este precio fue un 1,2% mayor al del viernes anterior.<\/p>\n

El suministro abundante y las perspectivas de un menor consumo para la producci\u00f3n de electricidad en la segunda semana de julio, debido al descenso previsto de las temperaturas y al incremento de la producci\u00f3n e\u00f3lica, contribuyeron a que los precios de los futuros de gas TTF se mantuvieran por debajo de los 34\u00a0\u20ac\/MWh durante la primera semana de julio.<\/p>\n

Por lo que respecta a los futuros de derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub><\/strong> en el mercado EEX<\/strong> para el contrato de referencia de diciembre de 2025, registraron su precio de cierre m\u00ednimo semanal, de 68,97\u00a0\u20ac\/t, el lunes 30 de junio. Seg\u00fan los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, este precio fue el m\u00e1s bajo desde el 6 de mayo. Posteriormente, los precios aumentaron y se mantuvieron por encima 70\u00a0\u20ac\/t durante el resto de la semana. El jueves 3 de julio, estos futuros alcanzaron su precio de cierre m\u00e1ximo semanal, de 72,08\u00a0\u20ac\/t. El viernes 4 de julio hubo un ligero descenso de precios y el precio de cierre fue de 71,67\u00a0\u20ac\/t. Sin embargo, este precio todav\u00eda fue un 1,0% mayor al del viernes anterior.
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AleaSoft - Precios gas carbon Brent CO2 scaled<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.<\/span><\/div><\/p>\n

An\u00e1lisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energ\u00eda en Europa, el almacenamiento y la financiaci\u00f3n de proyectos<\/h2>\n

El jueves, 10 de julio, AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> celebrar\u00e1 el webinar n\u00famero 57<\/a> de su serie de webinars mensuales<\/a>. En esta ocasi\u00f3n, el webinar analizar\u00e1 la evoluci\u00f3n y perspectivas de los mercados de energ\u00eda europeos, as\u00ed como la situaci\u00f3n actual y las perspectivas de los PPA<\/strong>, centr\u00e1ndose en la visi\u00f3n de los grandes consumidores. Tambi\u00e9n abordar\u00e1 las perspectivas del almacenamiento de energ\u00eda<\/strong> y la convocatoria de ayudas del IDAE para el almacenamiento de energ\u00eda.<\/p>\n

En la mesa de an\u00e1lisis, los ponentes invitados ser\u00e1n Pedro Gonz\u00e1lez, Director\u2011General de AEGE<\/strong>, y Roger Font, Managing Director Project Finance Energy en Banco Sabadell<\/strong>. Pedro Gonz\u00e1lez aportar\u00e1 la perspectiva de los grandes consumidores electrointensivos, mientras que Roger Font abordar\u00e1 los retos y oportunidades de la financiaci\u00f3n de proyectos renovables<\/strong> y de almacenamiento en el contexto actual del mercado.<\/p>\n

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.
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