{"id":164514,"date":"2026-02-16T16:26:19","date_gmt":"2026-02-16T15:26:19","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=164514"},"modified":"2026-02-16T16:33:00","modified_gmt":"2026-02-16T15:33:00","slug":"precios-mercados-europeos-bajan-iberico-desacoplado-nordico-maximo","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/precios-mercados-europeos-bajan-iberico-desacoplado-nordico-maximo\/","title":{"rendered":"Los precios de los mercados europeos bajan en la segunda semana de febrero, el ib\u00e9rico sigue desacoplado y el n\u00f3rdico alcanza los precios m\u00e1s altos"},"content":{"rendered":"\n

AleaSoft<\/strong> Energy Forecasting, 16 de febrero de 2026. En la segunda semana de febrero, los precios de la mayor\u00eda de los principales mercados el\u00e9ctricos europeos mantuvieron una tendencia descendente, aunque en muchos casos el promedio semanal se situ\u00f3 por encima de 90\u00a0\u20ac\/MWh. El mercado n\u00f3rdico registr\u00f3 el promedio semanal m\u00e1s elevado, algo in\u00e9dito al menos desde 2018, y el 10 de febrero alcanz\u00f3 su precio m\u00e1s alto desde 2022. El mercado ib\u00e9rico continu\u00f3 desacoplado del resto de Europa, con precios diarios inferiores a 5\u00a0\u20ac\/MWh en la mayor\u00eda de las sesiones. En cuanto a la producci\u00f3n renovable, el mercado italiano marc\u00f3 el mayor valor fotovoltaico para un d\u00eda de febrero y el franc\u00e9s el mayor registro e\u00f3lico para un d\u00eda de febrero. Por su parte, los futuros de CO2<\/sub> alcanzaron su nivel m\u00e1s bajo desde mayo de 2025.<\/strong><\/p>\n\n\n\n

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

En la semana del 9 de febrero, la producci\u00f3n solar fotovoltaica<\/strong> aument\u00f3 en gran parte de los principales mercados el\u00e9ctricos europeos en comparaci\u00f3n con la semana anterior. El mercado espa\u00f1ol registr\u00f3 el mayor incremento, del 16%, y continu\u00f3 la tendencia al alza de la semana anterior. El mercado alem\u00e1n sigui\u00f3 con las subidas por segunda semana consecutiva, esta vez con un 13%. En el mercado portugu\u00e9s la generaci\u00f3n fotovoltaica tambi\u00e9n subi\u00f3 una segunda semana, en este caso un 5,0%. El mercado italiano registr\u00f3 el menor incremento, de un 0,4%, y continu\u00f3 la tendencia positiva de las \u00faltimas dos semanas. En cambio, en el mercado franc\u00e9s la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda cay\u00f3 un 27% despu\u00e9s de tres semanas de subidas.<\/p>\n\n\n\n

El mercado italiano registr\u00f3 un nuevo m\u00e1ximo hist\u00f3rico de producci\u00f3n fotovoltaica para un d\u00eda de febrero, al generar 89 GWh el viernes 13 de febrero.<\/p>\n\n\n\n

Durante la semana del 16 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, italiano y espa\u00f1ol.<\/p>\n\n\n\n

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

Durante la semana del 9 de febrero, el mercado franc\u00e9s volvi\u00f3 a registrar el mayor incremento de producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong> respecto a la semana anterior, por segunda semana consecutiva, con un aumento del 38%. Los mercados espa\u00f1ol y portugu\u00e9s revirtieron la tendencia bajista de la semana previa, con aumentos del 8,6% y del 6,0%, respectivamente. En cambio, los mercados alem\u00e1n e italiano mostraron la tendencia opuesta. En Alemania la producci\u00f3n e\u00f3lica cay\u00f3 un 17% y continu\u00f3 la tendencia bajista de la semana anterior, mientras que en Italia descendi\u00f3 un 15% tras tres semanas consecutivas al alza.<\/p>\n\n\n\n

El mercado franc\u00e9s marc\u00f3 un nuevo m\u00e1ximo hist\u00f3rico de producci\u00f3n e\u00f3lica para un d\u00eda de febrero el d\u00eda 11, cuando gener\u00f3 380 GWh con energ\u00eda e\u00f3lica.<\/p>\n\n\n\n

En la semana del 16 de febrero, seg\u00fan las previsiones de producci\u00f3n e\u00f3lica<\/a> de AleaSoft Energy Forecasting,<\/strong> la generaci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda aumentar\u00e1 en los mercados italiano y alem\u00e1n, mientras que disminuir\u00e1 en los mercados portugu\u00e9s, espa\u00f1ol y franc\u00e9s.<\/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>\n\n\n\n

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

En la semana del 9 de febrero, la demanda el\u00e9ctrica<\/strong> disminuy\u00f3 en la mayor\u00eda de los principales mercados europeos en comparaci\u00f3n con la semana anterior. El mercado espa\u00f1ol registr\u00f3 la mayor ca\u00edda, del 5,2% y continu\u00f3 la tendencia a la baja por tercera semana consecutiva. En los mercados alem\u00e1n, italiano y brit\u00e1nico la demanda cay\u00f3 por segunda semana consecutiva, esta vez un 3,4%, un 2,4% y un 0,9%, respectivamente. El mercado portugu\u00e9s invirti\u00f3 la tendencia positiva de la semana anterior con un descenso del 1,6%. En el mercado belga la demanda fue similar a la semana anterior, mientras que en el mercado franc\u00e9s la demanda aument\u00f3 un 0,5% e invirti\u00f3 la tendencia a la baja de la semana anterior.<\/p>\n\n\n\n

La disminuci\u00f3n de la demanda estuvo relacionada con temperaturas medias<\/strong> menos fr\u00edas que la semana anterior en la mayor\u00eda de los mercados analizados. Los aumentos oscilaron entre 0,5\u00b0C en Francia y 2,5\u00b0C en Alemania. Sin embargo, las temperaturas medias disminuyeron 0,1\u00b0C en Gran Breta\u00f1a y 1,6\u00b0C en B\u00e9lgica.<\/p>\n\n\n\n

Para la semana del 16 de febrero, seg\u00fan las previsiones de demanda<\/a> de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, la demanda aumentar\u00e1 en Alemania, Francia, Espa\u00f1a, Gran Breta\u00f1a y B\u00e9lgica, mientras que disminuir\u00e1 en Portugal e Italia.<\/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>\n\n\n\n

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

Durante la segunda semana de febrero, los precios de la mayor\u00eda de los principales mercados el\u00e9ctricos europeos registraron una tendencia descendente. Como resultado, los precios promedio semanales de la mayor\u00eda de los mercados bajaron respecto a la semana anterior. Las excepciones fueron el mercado EPEX SPOT<\/strong> de Alemania y el mercado Nord Pool<\/strong> de los pa\u00edses n\u00f3rdicos, con subidas del 1,9% y el 13%, respectivamente. El mercado EPEX SPOT de los Pa\u00edses Bajos registr\u00f3 el menor descenso, del 0,9%. En cambio, el mercado EPEX SPOT de Francia y el mercado MIBEL<\/strong> de Portugal y Espa\u00f1a alcanzaron las mayores ca\u00eddas porcentuales de precios, del 51%, el 52% y el 53%, respectivamente. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, los precios bajaron entre el 4,6% del mercado N2EX<\/strong> del Reino Unido y el 9,3% del mercado IPEX <\/strong>de Italia.<\/p>\n\n\n\n

En la semana del 9 de febrero, pese a los descensos de precios, los promedios semanales fueron superiores a 90 \u20ac\/MWh en la mayor\u00eda de los mercados el\u00e9ctricos europeos. Las excepciones fueron los mercados portugu\u00e9s, espa\u00f1ol y franc\u00e9s, cuyos promedios fueron de 2,18 \u20ac\/MWh, 6,24 \u20ac\/MWh y 39,60 \u20ac\/MWh, respectivamente. En cambio, el mercado n\u00f3rdico registr\u00f3 el mayor promedio semanal, de 125,08 \u20ac\/MWh. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, los precios estuvieron entre los 93,62 \u20ac\/MWh del mercado belga y los 116,21 \u20ac\/MWh del mercado italiano.<\/p>\n\n\n\n

Por lo que respecta a los precios diarios, los mercados espa\u00f1ol y portugu\u00e9s registraron precios inferiores a 5 \u20ac\/MWh en la mayor\u00eda de las sesiones de la segunda semana de febrero. El d\u00eda 11 de febrero, el mercado portugu\u00e9s alcanz\u00f3 el menor promedio de la semana entre los mercados analizados, de 0,34 \u20ac\/MWh. Este fue su precio diario m\u00e1s bajo desde el 6 de abril de 2024. El 15 de febrero, el mercado espa\u00f1ol alcanz\u00f3 su precio m\u00e1s bajo desde el 17 de abril de 2024, de 1,55 \u20ac\/MWh. En el caso del mercado franc\u00e9s, los precios fueron inferiores a 20 \u20ac\/MWh en algunas sesiones de la segunda semana de febrero. El d\u00eda 11 de febrero, el precio fue de 13,61 \u20ac\/MWh, el m\u00e1s bajo de este mercado desde el 24 de octubre de 2025. Ya en la tercera semana de febrero, el lunes 16, el precio fue todav\u00eda menor, de 12,13 \u20ac\/MWh, aunque manteni\u00e9ndose por encima del registrado el 23 de octubre de 2025.<\/p>\n\n\n\n

Por otra parte, <\/a>los mercados alem\u00e1n, belga, brit\u00e1nico, italiano, neerland\u00e9s y n\u00f3rdico registraron precios diarios superiores a 100 \u20ac\/MWh en algunas sesiones de la segunda semana de febrero. En los mercados italiano y n\u00f3rdico, los precios diarios superaron los 120 \u20ac\/MWh los tres primeros d\u00edas de la semana. El mercado n\u00f3rdico alcanz\u00f3 el promedio diario m\u00e1s elevado de la semana entre los mercados analizados, de 158,53 \u20ac\/MWh, el martes 10 de febrero. Este fue su precio diario m\u00e1s elevado desde el 23 de diciembre de 2022.<\/p>\n\n\n\n

En la semana del 9 de febrero, el descenso de los precios del gas y de los derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub>, el incremento de la producci\u00f3n solar y el descenso de la demanda en la mayor\u00eda de los mercados contribuyeron a la ca\u00edda de los precios en los mercados el\u00e9ctricos europeos. En la pen\u00ednsula ib\u00e9rica, la elevada producci\u00f3n hidroel\u00e9ctrica tambi\u00e9n presion\u00f3 los precios a la baja, mientras que en Espa\u00f1a, Francia y Portugal el aumento de la producci\u00f3n e\u00f3lica favoreci\u00f3 adicionalmente el descenso de los precios.<\/p>\n\n\n\n

Molinos- <\/a><\/div>\n\n\n\n

Las previsiones de precios<\/a> de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> indican que, en la tercera semana de febrero, los precios bajar\u00e1n en la mayor\u00eda de los principales mercados el\u00e9ctricos europeos. El notable incremento de la producci\u00f3n e\u00f3lica y solar en mercados como el alem\u00e1n o el italiano propiciar\u00e1n este comportamiento. Sin embargo, el incremento de la demanda y la ca\u00edda de la producci\u00f3n e\u00f3lica en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica favorecer\u00e1n el aumento de los precios en el mercado MIBEL.<\/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>\n\n\n\n

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

Durante la segunda semana de febrero, los precios de cierre de los futuros de petr\u00f3leo Brent<\/strong> para el Front\u2011Month en el mercado ICE<\/strong> se mantuvieron por debajo de 70 $\/bbl. El d\u00eda 11 de febrero, estos futuros alcanzaron su precio de cierre m\u00e1ximo semanal, de 69,40 $\/bbl. Sin embargo, tras una ca\u00edda del 2,7% respecto al d\u00eda anterior, el jueves 12 de febrero, registraron su precio de cierre m\u00ednimo semanal, de 67,52 $\/bbl. El viernes 13 de febrero, el precio de cierre fue ligeramente mayor, de 67,75 $\/bbl. Seg\u00fan los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, este precio todav\u00eda fue un 0,4% menor al del viernes anterior.<\/p>\n\n\n\n

La tensi\u00f3n en Oriente Medio contribuy\u00f3 a que los precios de los futuros de petr\u00f3leo Brent se mantuvieran por encima de 68,75 $\/bbl en las primeras sesiones de la semana. Sin embargo, la preocupaci\u00f3n por la demanda limit\u00f3 los precios. La Agencia Internacional de la Energ\u00eda public\u00f3 su informe mensual el jueves, insistiendo en un posible exceso de suministro para 2026 y rebajando sus previsiones para la demanda de petr\u00f3leo. Por otra parte, el presidente estadounidense afirm\u00f3 que las negociaciones con Ir\u00e1n podr\u00edan prolongarse un mes, reduciendo el temor a problemas de suministro, lo que tambi\u00e9n ejerci\u00f3 su influencia a la baja sobre los precios.<\/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 segunda semana de febrero se mantuvieron estables, por debajo de 34 \u20ac\/MWh. El lunes 9 de febrero, estos futuros alcanzaron su precio de cierre m\u00e1ximo semanal, de 33,50 \u20ac\/MWh<\/a>. Este precio ya fue un 6,2% menos al del viernes de la semana anterior. El martes 10 de febrero registraron su precio de cierre m\u00ednimo semanal, de 31,85 \u20ac\/MWh. En el resto de las sesiones de la semana, los precios de cierre superaron los 32 \u20ac\/MWh. El viernes 13 de febrero, el precio de cierre fue de 32,50 \u20ac\/MWh. Seg\u00fan los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, este precio fue un 8,9% menor al del viernes anterior.<\/p>\n\n\n\n

Los pron\u00f3sticos de temperaturas m\u00e1s suaves ejercieron su influencia a la baja sobre los precios de los futuros de gas TTF en la segunda semana de febrero. Adem\u00e1s, el incremento de la disponibilidad de gas natural licuado procedente de Estados Unidos, asociado a pron\u00f3sticos de temperaturas m\u00e1s elevadas tambi\u00e9n en ese pa\u00eds, contribuy\u00f3 a que los precios se mantuvieran por debajo de 34 \u20ac\/MWh durante la segunda semana de febrero.<\/p>\n\n\n\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 2026, el lunes 9 de febrero alcanzaron su precio de cierre m\u00e1ximo semanal, de 81,33 \u20ac\/t. Posteriormente, los precios iniciaron una tendencia descendente. Como consecuencia, el viernes 13 de febrero, estos futuros registraron su precio de cierre m\u00ednimo semanal, de 70,70 \u20ac\/t. Seg\u00fan los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, este precio fue un 10% menor al del viernes anterior y el m\u00e1s bajo desde el 6 de mayo 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>\n\n\n\n

El jueves 12 de febrero AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> celebr\u00f3 su webinar mensual n\u00famero 63<\/a>. El ponente invitado fue Tom\u00e1s Garc\u00eda, Senior Director, Energy & Infrastructure Advisory en JLL<\/strong>, quien particip\u00f3 por quinta vez en la serie de webinars mensuales<\/a> de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>. El webinar de febrero analiz\u00f3 temas relevantes para el sector de la energ\u00eda, tales como 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, 16 de febrero de 2026. En la segunda semana de febrero, los precios de la mayor\u00eda de los principales mercados el\u00e9ctricos europeos mantuvieron una tendencia descendente, aunque en muchos casos el promedio semanal se situ\u00f3 por encima de 90\u00a0\u20ac\/MWh. 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