En la segunda semana de febrero, los precios de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos mantuvieron una tendencia descendente, aunque en muchos casos el promedio semanal se situó por encima de 90 €/MWh. El mercado nórdico registró el promedio semanal más elevado, algo inédito al menos desde 2018, y el 10 de febrero alcanzó su precio más alto desde 2022. El mercado ibérico continuó desacoplado del resto de Europa, con precios diarios inferiores a 5 €/MWh en la mayoría de las sesiones. En cuanto a la producción renovable, el mercado italiano marcó el mayor valor fotovoltaico para un día de febrero y el francés el mayor registro eólico para un día de febrero. Por su parte, los futuros de CO2 alcanzaron su nivel más bajo desde mayo de 2025.
Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En la semana del 9 de febrero, la producción solar fotovoltaica aumentó en gran parte de los principales mercados eléctricos europeos en comparación con la semana anterior. El mercado español registró el mayor incremento, del 16%, y continuó la tendencia al alza de la semana anterior. El mercado alemán siguió con las subidas por segunda semana consecutiva, esta vez con un 13%. En el mercado portugués la generación fotovoltaica también subió una segunda semana, en este caso un 5,0%. El mercado italiano registró el menor incremento, de un 0,4%, y continuó la tendencia positiva de las últimas dos semanas. En cambio, en el mercado francés la producción con esta tecnología cayó un 27% después de tres semanas de subidas.
El mercado italiano registró un nuevo máximo histórico de producción fotovoltaica para un día de febrero, al generar 89 GWh el viernes 13 de febrero.
Durante la semana del 16 de febrero, según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, la producción aumentará en los mercados alemán, italiano y español.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA.
Durante la semana del 9 de febrero, el mercado francés volvió a registrar el mayor incremento de producción eólica respecto a la semana anterior, por segunda semana consecutiva, con un aumento del 38%. Los mercados español y portugués revirtieron la tendencia bajista de la semana previa, con aumentos del 8,6% y del 6,0%, respectivamente. En cambio, los mercados alemán e italiano mostraron la tendencia opuesta. En Alemania la producción eólica cayó un 17% y continuó la tendencia bajista de la semana anterior, mientras que en Italia descendió un 15% tras tres semanas consecutivas al alza.
El mercado francés marcó un nuevo máximo histórico de producción eólica para un día de febrero el día 11, cuando generó 380 GWh con energía eólica.
En la semana del 16 de febrero, según las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting, la generación con esta tecnología aumentará en los mercados italiano y alemán, mientras que disminuirá en los mercados portugués, español y francés.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA.
Demanda eléctrica
En la semana del 9 de febrero, la demanda eléctrica disminuyó en la mayoría de los principales mercados europeos en comparación con la semana anterior. El mercado español registró la mayor caída, del 5,2% y continuó la tendencia a la baja por tercera semana consecutiva. En los mercados alemán, italiano y británico la demanda cayó por segunda semana consecutiva, esta vez un 3,4%, un 2,4% y un 0,9%, respectivamente. El mercado portugués invirtió 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 francés la demanda aumentó un 0,5% e invirtió la tendencia a la baja de la semana anterior.
La disminución de la demanda estuvo relacionada con temperaturas medias menos frías que la semana anterior en la mayoría de los mercados analizados. Los aumentos oscilaron entre 0,5°C en Francia y 2,5°C en Alemania. Sin embargo, las temperaturas medias disminuyeron 0,1°C en Gran Bretaña y 1,6°C en Bélgica.
Para la semana del 16 de febrero, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, la demanda aumentará en Alemania, Francia, España, Gran Bretaña y Bélgica, mientras que disminuirá en Portugal e Italia.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid y ELIA.
Mercados eléctricos europeos
Durante la segunda semana de febrero, los precios de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos registraron una tendencia descendente. Como resultado, los precios promedio semanales de la mayoría de los mercados bajaron respecto a la semana anterior. Las excepciones fueron el mercado EPEX SPOT de Alemania y el mercado Nord Pool de los países nórdicos, con subidas del 1,9% y el 13%, respectivamente. El mercado EPEX SPOT de los Países Bajos registró el menor descenso, del 0,9%. En cambio, el mercado EPEX SPOT de Francia y el mercado MIBEL de Portugal y España alcanzaron las mayores caídas porcentuales de precios, del 51%, el 52% y el 53%, respectivamente. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios bajaron entre el 4,6% del mercado N2EX del Reino Unido y el 9,3% del mercado IPEX de Italia.
En la semana del 9 de febrero, pese a los descensos de precios, los promedios semanales fueron superiores a 90 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron los mercados portugués, español y francés, cuyos promedios fueron de 2,18 €/MWh, 6,24 €/MWh y 39,60 €/MWh, respectivamente. En cambio, el mercado nórdico registró el mayor promedio semanal, de 125,08 €/MWh. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios estuvieron entre los 93,62 €/MWh del mercado belga y los 116,21 €/MWh del mercado italiano.
Por lo que respecta a los precios diarios, los mercados español y portugués registraron precios inferiores a 5 €/MWh en la mayoría de las sesiones de la segunda semana de febrero. El día 11 de febrero, el mercado portugués alcanzó el menor promedio de la semana entre los mercados analizados, de 0,34 €/MWh. Este fue su precio diario más bajo desde el 6 de abril de 2024. El 15 de febrero, el mercado español alcanzó su precio más bajo desde el 17 de abril de 2024, de 1,55 €/MWh. En el caso del mercado francés, los precios fueron inferiores a 20 €/MWh en algunas sesiones de la segunda semana de febrero. El día 11 de febrero, el precio fue de 13,61 €/MWh, el más bajo de este mercado desde el 24 de octubre de 2025. Ya en la tercera semana de febrero, el lunes 16, el precio fue todavía menor, de 12,13 €/MWh, aunque manteniéndose por encima del registrado el 23 de octubre de 2025.
Por otra parte, los mercados alemán, belga, británico, italiano, neerlandés y nórdico registraron precios diarios superiores a 100 €/MWh en algunas sesiones de la segunda semana de febrero. En los mercados italiano y nórdico, los precios diarios superaron los 120 €/MWh los tres primeros días de la semana. El mercado nórdico alcanzó el promedio diario más elevado de la semana entre los mercados analizados, de 158,53 €/MWh, el martes 10 de febrero. Este fue su precio diario más elevado desde el 23 de diciembre de 2022.
En la semana del 9 de febrero, el descenso de los precios del gas y de los derechos de emisión de CO2, el incremento de la producción solar y el descenso de la demanda en la mayoría de los mercados contribuyeron a la caída de los precios en los mercados eléctricos europeos. En la península ibérica, la elevada producción hidroeléctrica también presionó los precios a la baja, mientras que en España, Francia y Portugal el aumento de la producción eólica favoreció adicionalmente el descenso de los precios.
Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la tercera semana de febrero, los precios bajarán en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. El notable incremento de la producción eólica y solar en mercados como el alemán o el italiano propiciarán este comportamiento. Sin embargo, el incremento de la demanda y la caída de la producción eólica en la península ibérica favorecerán el aumento de los precios en el mercado MIBEL.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool y GME.
Brent, combustibles y CO2
Durante la segunda semana de febrero, los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE se mantuvieron por debajo de 70 $/bbl. El día 11 de febrero, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 69,40 $/bbl. Sin embargo, tras una caída del 2,7% respecto al día anterior, el jueves 12 de febrero, registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 67,52 $/bbl. El viernes 13 de febrero, el precio de cierre fue ligeramente mayor, de 67,75 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio todavía fue un 0,4% menor al del viernes anterior.
La tensión en Oriente Medio contribuyó a que los precios de los futuros de petróleo Brent se mantuvieran por encima de 68,75 $/bbl en las primeras sesiones de la semana. Sin embargo, la preocupación por la demanda limitó los precios. La Agencia Internacional de la Energía publicó su informe mensual el jueves, insistiendo en un posible exceso de suministro para 2026 y rebajando sus previsiones para la demanda de petróleo. Por otra parte, el presidente estadounidense afirmó que las negociaciones con Irán podrían prolongarse un mes, reduciendo el temor a problemas de suministro, lo que también ejerció su influencia a la baja sobre los precios.
En cuanto a los precios de cierre de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, durante la segunda semana de febrero se mantuvieron estables, por debajo de 34 €/MWh. El lunes 9 de febrero, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 33,50 €/MWh. 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 mínimo semanal, de 31,85 €/MWh. En el resto de las sesiones de la semana, los precios de cierre superaron los 32 €/MWh. El viernes 13 de febrero, el precio de cierre fue de 32,50 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 8,9% menor al del viernes anterior.
Los pronósticos de temperaturas más suaves ejercieron su influencia a la baja sobre los precios de los futuros de gas TTF en la segunda semana de febrero. Además, el incremento de la disponibilidad de gas natural licuado procedente de Estados Unidos, asociado a pronósticos de temperaturas más elevadas también en ese país, contribuyó a que los precios se mantuvieran por debajo de 34 €/MWh durante la segunda semana de febrero.
Por lo que respecta a los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2026, el lunes 9 de febrero alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 81,33 €/t. Posteriormente, los precios iniciaron una tendencia descendente. Como consecuencia, el viernes 13 de febrero, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 70,70 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 10% menor al del viernes anterior y el más bajo desde el 6 de mayo de 2025.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.
Por AleaSoft Energy Forecasting
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