{"id":163992,"date":"2026-02-02T15:37:21","date_gmt":"2026-02-02T14:37:21","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=163992"},"modified":"2026-02-03T08:22:40","modified_gmt":"2026-02-03T07:22:40","slug":"aleasoft-precios-mercados-electricos-europeos-altos-mibel-desacoplado","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/aleasoft-precios-mercados-electricos-europeos-altos-mibel-desacoplado\/","title":{"rendered":"Los precios de los mercados el\u00e9ctricos europeos se mantuvieron altos en la \u00faltima semana de enero con el ib\u00e9rico desacoplado"},"content":{"rendered":"\n

AleaSoft Energy Forecasting, 2 de febrero de 2026. En la \u00faltima semana de enero, los precios semanales de la mayor\u00eda de los principales mercados el\u00e9ctricos europeos fueron ligeramente superiores a los de la semana anterior y se situaron por encima de 110\u00a0\u20ac\/MWh. En cambio, el mercado ib\u00e9rico volvi\u00f3 a desacoplarse, con promedios cercanos a los 20\u00a0\u20ac\/MWh, favorecidos por la producci\u00f3n e\u00f3lica y una menor demanda el\u00e9ctrica. En Italia, la fotovoltaica alcanz\u00f3 la producci\u00f3n m\u00e1s alta para un d\u00eda de enero. Los futuros del gas TTF y del Brent marcaron m\u00e1ximos desde junio y agosto de 2025, respectivamente, mientras que los del CO2<\/sub> registraron su nivel m\u00e1s bajo desde noviembre.<\/strong><\/p>\n\n\n\n

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

En la semana del 26 de enero, la producci\u00f3n solar fotovoltaica <\/strong>aument\u00f3 en los mercados de Francia e Italia respecto a la semana anterior. El mercado italiano registr\u00f3 el mayor incremento, del 41%, mientras que el mercado franc\u00e9s encaden\u00f3 su segunda semana consecutiva de aumentos, con un crecimiento del 13%. En cambio, los mercados de la pen\u00ednsula ib\u00e9rica y el mercado alem\u00e1n registraron descensos en la generaci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda. Portugal y Espa\u00f1a mantuvieron la tendencia descendente por tercera semana consecutiva y registraron ca\u00eddas del 30% y 34%, respectivamente. El mercado alem\u00e1n experiment\u00f3 la mayor ca\u00edda, del 64%, tras mostrar una tendencia alcista durante las dos semanas previas.<\/p>\n\n\n\n

El 27 de enero, el mercado italiano alcanz\u00f3 un r\u00e9cord hist\u00f3rico de producci\u00f3n fotovoltaica para un d\u00eda de enero, con una generaci\u00f3n de 69 GWh.<\/p>\n\n\n\n

Para la semana del 2 de febrero, seg\u00fan las previsiones de producci\u00f3n solar<\/a> de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, la producci\u00f3n aumentar\u00e1 en los mercados alem\u00e1n, espa\u00f1ol e italiano en comparaci\u00f3n con la semana anterior.<\/p>\n\n\n\n

AleaSoft - Produccion fotovoltaica electricidad Europa<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.<\/span><\/div>
AleaSoft - Perfil produccion solar fotovoltaica Europa<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.<\/span><\/div><\/p>\n\n\n\n

En la \u00faltima semana de enero, la producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong> aument\u00f3 en la mayor\u00eda de los principales mercados europeos respecto a la semana anterior. El mercado italiano registr\u00f3 el mayor aumento, del 14%, mientras que el mercado portugu\u00e9s mostr\u00f3 la menor subida, del 10%. Ambos mercados mantuvieron la tendencia al alza por segunda semana consecutiva. En el mercado alem\u00e1n tambi\u00e9n aument\u00f3 la generaci\u00f3n e\u00f3lica durante la semana, con una subida del 13%, y revirti\u00f3 la tendencia descendente observada durante las tres semanas anteriores. En el mercado espa\u00f1ol la producci\u00f3n e\u00f3lica se mantuvo en un nivel similar al de la semana anterior, con un ligero descenso del 2,5%, mientras que en Francia la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda cay\u00f3 un 32% respecto a la semana precedente.<\/p>\n\n\n\n

Durante la semana, el mercado italiano alcanz\u00f3 el 28 de enero su tercera mayor producci\u00f3n e\u00f3lica hist\u00f3rica en un d\u00eda de enero, con una generaci\u00f3n de 173 GWh, tras los registros de los d\u00edas 9 y 10 de enero de 2026, de 182 GWh y 188 GWh, respectivamente.<\/p>\n\n\n\n

Para la primera semana de febrero, seg\u00fan las previsiones de producci\u00f3n e\u00f3lica<\/a> de AleaSoft Energy Forecasting,<\/strong> la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda aumentar\u00e1 en los mercados de Alemania, Francia y Espa\u00f1a. Sin embargo, los mercados de Portugal e Italia registrar\u00e1n descensos.<\/p>\n\n\n\n


AleaSoft - Produccion eolica electricidad Europa<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica y TERNA.<\/span><\/div><\/p>\n\n\n\n

Demanda el\u00e9ctrica<\/h2><\/p>\n\n\n\n

En la semana del 26 de enero, la demanda el\u00e9ctrica<\/strong> aument\u00f3 en la mayor\u00eda de los principales mercados europeos en comparaci\u00f3n con la semana anterior. El mercado brit\u00e1nico registr\u00f3 el mayor incremento, del 3,7% tras dos semanas de descensos. Los mercados italiano y alem\u00e1n mostraron las menores subidas, del 0,1% y del 0,3%, respectivamente, y mantuvieron la tendencia ascendente por quinta semana consecutiva en ambos casos. El mercado franc\u00e9s encaden\u00f3 su segunda semana de crecimientos, con un aumento del 1,4%.<\/p>\n\n\n\n

Por otro lado, los mercados de la pen\u00ednsula ib\u00e9rica y B\u00e9lgica redujeron la demanda respecto a la semana anterior. El mercado belga registr\u00f3 la menor ca\u00edda, del 0,8%, y acumul\u00f3 descensos por tercera semana consecutiva. Los mercados de Espa\u00f1a y Portugal cambiaron la tendencia al alza y registraron ca\u00eddas del 2,3% y del 7,5%, respectivamente, tras tres semanas consecutivas de incrementos.<\/p>\n\n\n\n

En la \u00faltima semana de enero, las temperaturas medias<\/strong> fueron menos fr\u00edas que en la semana anterior en la mayor\u00eda de los mercados analizados. Portugal registr\u00f3 la mayor subida, de 2,2 \u00b0C, mientras que Francia present\u00f3 el menor incremento, de 0,1 \u00b0C. En Italia, Alemania y Espa\u00f1a, las temperaturas medias aumentaron 0,2 \u00b0C, 1,6 \u00b0C y 2,0 \u00b0C, respectivamente. En cambio, en Gran Breta\u00f1a y B\u00e9lgica, las temperaturas medias descendieron 1,3 \u00b0C y 2,0 \u00b0C, respectivamente, frente a la semana precedente.<\/p>\n\n\n\n

Para la primera semana de febrero, seg\u00fan las previsiones de demanda<\/a> de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, la demanda aumentar\u00e1 en los mercados de Gran Breta\u00f1a, B\u00e9lgica y Espa\u00f1a. En cambio, los mercados de Alemania, Portugal, Italia y Francia registrar\u00e1n descensos en la demanda.<\/p>\n\n\n\n


AleaSoft - Demanda electricidad paises Europa<\/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\n\n\n

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

Durante la \u00faltima semana de enero, los precios de la mayor\u00eda de los mercados el\u00e9ctricos europeos fueron ligeramente superiores a los de la segunda mitad de la semana anterior. Como resultado, los precios promedio semanales de la mayor\u00eda de los principales mercados el\u00e9ctricos europeos subieron respecto a la semana anterior. Las excepciones fueron el mercado IPEX <\/strong>de Italia y el mercado MIBEL<\/strong> de Espa\u00f1a y Portugal, con descensos del 4,7%, 64% y 73%, respectivamente. En cambio, el mercado EPEX SPOT<\/strong> de Francia registr\u00f3 la mayor subida porcentual de precios, del 8,5%. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, los precios subieron entre el 1,2% del mercado EPEX SPOT de Alemania y el 7,8% delmercado EPEX SPOT de B\u00e9lgica.<\/p>\n\n\n\n

En la semana del 26 de enero, los promedios semanales fueron superiores a 110 \u20ac\/MWh en la mayor\u00eda de los mercados el\u00e9ctricos europeos. Las excepciones fueron los mercados portugu\u00e9s y espa\u00f1ol, cuyos promedios se situaron en 17,25 \u20ac\/MWh y 23,03 \u20ac\/MWh, respectivamente. En cambio, el mercado italiano registr\u00f3 el mayor promedio semanal, de 140,74 \u20ac\/MWh. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, los precios estuvieron entre los 111,50 \u20ac\/MWh del mercado franc\u00e9s y los 123,31 \u20ac\/MWh del mercado alem\u00e1n.<\/p>\n\n\n\n

Por lo que respecta a los precios diarios, en la mayor\u00eda de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> los precios superaron los 90 \u20ac\/MWh durante la \u00faltima semana de enero. La excepci\u00f3n fue el mercado MIBEL, cuyos precios diarios se mantuvieron por debajo de 40 \u20ac\/MWh. El domingo 1 de febrero, el mercado portugu\u00e9s alcanz\u00f3 el menor promedio de la semana entre los mercados analizados, de 1,04 \u20ac\/MWh. Este fue su precio diario m\u00e1s bajo desde el 9 de abril de 2024. En el caso del mercado espa\u00f1ol, el s\u00e1bado 31 de enero, el precio fue de 5,57 \u20ac\/MWh, el menor precio diario de este mercado desde el 24 de mayo de 2025.<\/p>\n\n\n\n

Por otra parte, <\/a>el mercado Nord Pool<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos y los mercados alem\u00e1n, belga, italiano y neerland\u00e9s registraron precios diarios superiores a 130 \u20ac\/MWh en algunas sesiones de la \u00faltima semana de enero. En el mercado italiano, los precios diarios superaron los 145 \u20ac\/MWh los cuatro primeros d\u00edas de la semana. Este mercado alcanz\u00f3 el promedio diario m\u00e1s elevado de la semana entre los mercados analizados, de 150,97 \u20ac\/MWh, el martes 27 de enero.<\/p>\n\n\n\n

En la semana del 26 de enero, el aumento de los precios del gas, el incremento de la demanda y el descenso de la producci\u00f3n solar en la mayor\u00eda de los mercados contribuyeron al incremento de los precios en los mercados el\u00e9ctricos europeos. En Francia, la ca\u00edda de la producci\u00f3n e\u00f3lica tambi\u00e9n favoreci\u00f3 el incremento de los precios. Sin embargo, la ca\u00edda de la demanda en Espa\u00f1a y Portugal propici\u00f3 el descenso de los precios en el mercado MIBEL. Adem\u00e1s, en Portugal aument\u00f3 la producci\u00f3n e\u00f3lica, mientras que en Espa\u00f1a la producci\u00f3n e\u00f3lica se mantuvo en niveles similares a los de la semana anterior y creci\u00f3 la producci\u00f3n hidroel\u00e9ctrica. En el mercado italiano, el incremento de la producci\u00f3n e\u00f3lica y solar tambi\u00e9n contribuy\u00f3 al descenso de los precios.<\/p>\n\n\n\n


molinos- <\/a><\/div><\/p>\n\n\n\n

Las previsiones de precios<\/a> de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> indican que, en la primera semana de febrero, los precios bajar\u00e1n en la mayor\u00eda de los principales mercados el\u00e9ctricos europeos, influenciados por el aumento de la producci\u00f3n e\u00f3lica y solar en la mayor\u00eda de los mercados, as\u00ed como por el descenso de la demanda en algunos casos. Sin embargo, la ca\u00edda de la producci\u00f3n e\u00f3lica en Portugal favorecer\u00e1 el incremento de los precios en este mercado.<\/p>\n\n\n\n


AleaSoft - Precios mercados europeos electricidad<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, , Nord Pool y GME.<\/span><\/div><\/p>\n\n\n\n

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

Los futuros de petr\u00f3leo Brent<\/strong> para el Front\u2011Month en el mercado ICE<\/strong> registraron su precio de cierre m\u00ednimo semanal, de 65,59 $\/bbl el lunes 26 de enero. Posteriormente los precios aumentaron hasta el jueves 29 de enero. Ese d\u00eda, estos futuros alcanzaron su precio de cierre m\u00e1ximo semanal, de 70,71 $\/bbl. Seg\u00fan los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, este precio fue el m\u00e1s alto desde el 1 de agosto de 2025. El viernes 30 de enero, el precio de cierre fue ligeramente inferior, de 70,69 $\/bbl. Este precio fue un 7,3% mayor al del viernes anterior.<\/p>\n\n\n\n

El temor a los posibles efectos sobre el suministro mundial de petr\u00f3leo de la creciente tensi\u00f3n entre Estados Unidos e Ir\u00e1n propici\u00f3 el incremento de los precios de los futuros de petr\u00f3leo Brent en la \u00faltima semana de enero. La debilidad del d\u00f3lar tambi\u00e9n contribuy\u00f3 al incremento de los precios. Por otra parte, la OPEP+ acord\u00f3 el domingo 1 de febrero mantener la pausa en sus aumentos de producci\u00f3n en el mes de marzo.<\/p>\n\n\n\n

En cuanto a los precios de cierre de los futuros de gas TTF<\/strong> en el mercado ICE para el Front\u2011Month, durante la \u00faltima semana de enero, se mantuvieron por encima de 38 \u20ac\/MWh. El martes 27 de enero, registraron su precio de cierre m\u00ednimo semanal, de 38,09 \u20ac\/MWh. Los precios aumentaron en las siguientes sesiones. Como resultado, el jueves 29 de enero, estos futuros alcanzaron su precio de cierre m\u00e1ximo semanal, de 40,11 \u20ac\/MWh<\/a>. Seg\u00fan los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, este precio fue el m\u00e1s alto desde el 24 de junio de 2025. Tras una ca\u00edda del 2,1% respecto al d\u00eda anterior, el viernes 30 de enero, el precio de cierre fue de 39,29 \u20ac\/MWh, un 1,9% menor al del viernes anterior.<\/p>\n\n\n\n

En la \u00faltima semana de enero, los bajos niveles de las reservas europeas, los problemas de suministro desde Estados Unidos debidos a las condiciones meteorol\u00f3gicas adversas en ese pa\u00eds y el temor a los efectos sobre el suministro de las tensiones en Oriente Medio propiciaron que los precios de cierre de los futuros de gas TTF superaran 38 \u20ac\/MWh durante toda la semana y alcanzaran su valor m\u00e1s alto de los \u00faltimos meses el 29 de enero. Sin embargo, la recuperaci\u00f3n en el suministro estadounidense contribuy\u00f3 al descenso de los precios al final de la semana.<\/p>\n\n\n\n

Por lo que respecta a los precios de cierre de los futuros de derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub><\/strong> en el mercado EEX<\/strong> para el contrato de referencia de diciembre de 2026, continuaron por debajo de 90 \u20ac\/t durante la \u00faltima semana de enero. El martes 27 de enero, estos futuros alcanzaron su precio de cierre m\u00e1ximo semanal, de 88,37 \u20ac\/t. Posteriormente, los precios bajaron. Como consecuencia, el viernes 30 de enero, estos futuros registraron su precio de cierre m\u00ednimo semanal, de 81,26 \u20ac\/t. Seg\u00fan los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, este precio fue un 8,1% menor al del viernes anterior y el m\u00e1s bajo desde el 1 de noviembre de 2025.<\/p>\n\n\n\n

AleaSoft - Precios gas carbon Brent CO2<\/a>Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.<\/span><\/div>\n\n\n\n

An\u00e1lisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energ\u00eda en Europa y el almacenamiento en bater\u00edas<\/h2><\/p>\n\n\n\n

El jueves 12 de febrero, AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> celebrar\u00e1 la edici\u00f3n n\u00famero 63<\/a> de su serie de webinars mensuales<\/a>. Tom\u00e1s Garc\u00eda, Senior Director, Energy & Infrastructure Advisory en JLL<\/strong>, participar\u00e1 por quinta vez en la serie de webinars. Los principales temas a analizar durante el webinar incluir\u00e1n la evoluci\u00f3n y perspectivas de los mercados de energ\u00eda<\/strong> europeos, insights de las transacciones recientes de BESS<\/strong> en Espa\u00f1a y los drivers clave para la valoraci\u00f3n de proyectos BESS stand-alone en Espa\u00f1a.<\/p>\n\n\n\n

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 2 de febrero de 2026. En la \u00faltima semana de enero, los precios semanales de la mayor\u00eda de los principales mercados el\u00e9ctricos europeos fueron ligeramente superiores a los de la semana anterior y se situaron por encima de 110\u00a0\u20ac\/MWh. 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