Durante la segunda semana de septiembre, la mayoría de los mercados eléctricos europeos experimentaron subidas de precios. Aunque los promedios semanales siguieron, en general, por debajo de 75 €/MWh, hubo jornadas en que se superaron ampliamente los 100 €/MWh.
Alemania fue el mercado más tensionado, llegando a 142,45 €/MWh de media diaria el 9 de septiembre y alcanzando más de 400 €/MWh en una hora del día 8. El repunte de la demanda, sumado al incremento de los costes del gas y de los derechos de CO2, fue determinante en esta evolución. Por otra parte, España y Portugal batieron récords de generación fotovoltaica para un mes de septiembre.
Balance de la producción solar y eólica
La producción solar fotovoltaica se comportó de forma desigual en Europa. En la Península Ibérica la tendencia fue positiva: Portugal subió un 13% después de varias semanas de descensos y España avanzó un 2,3%, consolidando la trayectoria ascendente. Ambos mercados alcanzaron registros inéditos para un mes de septiembre, con 25 GWh en Portugal el martes 9 y 193 GWh en España el viernes 12.
En cambio, Francia, Alemania e Italia vieron descensos considerables. Francia redujo su producción en un 18%, mientras que Alemania e Italia cayeron un 19%. El caso alemán acumula ya un mes de retrocesos consecutivos.
De cara a la tercera semana de septiembre, las previsiones de AleaSoft apuntan a un repunte de la generación solar en Alemania, Italia y España.
La producción eólica, por su parte, aumentó en la mayoría de los mercados europeos. Portugal destacó con un 14% más, seguido de Alemania con un 12%. Italia también creció ligeramente, un 4,7%. Por el contrario, Francia (-11%) y España (-25%) registraron caídas que interrumpieron la racha positiva de semanas anteriores.
Para mediados de septiembre se espera que Alemania mantenga el crecimiento, mientras que en Francia, Italia, España y Portugal los aerogeneradores producirán menos.
Consumo eléctrico en los principales mercados
El uso de electricidad se incrementó en buena parte de Europa. Italia lideró con una subida del 4,1% y encadenó su cuarta semana consecutiva al alza. Alemania, Francia y Portugal también aumentaron su demanda, aunque de forma más moderada (entre un 0,2% y un 0,8%).
Por el contrario, España redujo su consumo un 0,4%, consolidando dos semanas de descensos. Reino Unido bajó un 1,1% y Bélgica fue el mercado con mayor retroceso (-1,4%), rompiendo así una secuencia de seis semanas de crecimiento.
Las temperaturas se situaron en general por debajo de la semana anterior. Reino Unido registró el mayor descenso (-2,4 °C), mientras que en España y Portugal apenas hubo variaciones (-0,4 °C y -0,1 °C, respectivamente). Francia, Bélgica y Alemania anotaron descensos intermedios (entre -1,3 °C y -1,7 °C). Italia se mantuvo estable.
Para la semana del 15 de septiembre, las previsiones de AleaSoft sugieren aumentos de demanda en Francia, Reino Unido y España, y caídas en Italia, Alemania, Portugal y Bélgica.
Tendencia de los mercados eléctricos europeos
En la segunda semana de septiembre, casi todos los mercados registraron precios medios superiores a los de la semana anterior. Las únicas excepciones fueron Francia y Reino Unido, con caídas del 8,5% y 3,8% respectivamente. Italia y los países nórdicos apenas subieron un 4,4%, mientras que en España y Portugal las alzas superaron el 35%. En el resto, los incrementos oscilaron entre el 9,5% de Alemania y el 19% de los Países Bajos.
Pese a estas subidas, la mayoría de los promedios semanales siguieron por debajo de 75 €/MWh. Los únicos mercados que superaron esa barrera fueron Italia (111,16 €/MWh), Alemania (92,99 €/MWh) y Países Bajos (85,92 €/MWh). Francia se situó como el mercado más barato con 26,36 €/MWh.
Los precios diarios mostraron fuertes contrastes: Francia cayó hasta 9,69 €/MWh el sábado 13 y llegó a marcar 3,38 €/MWh el lunes 15, su nivel más bajo desde junio. Ese mismo día, Bélgica, Reino Unido y Países Bajos también alcanzaron mínimos de varios meses, mientras que Alemania registró su valor más bajo desde enero.
Sin embargo, Alemania también protagonizó los picos más altos: el 9 de septiembre alcanzó un promedio de 142,45 €/MWh y el día 8 llegó a 413,66 €/MWh en una sola hora, el mayor precio horario desde julio.
El repunte de la demanda, el encarecimiento del gas y del CO2 y la menor producción renovable en algunas regiones explican esta escalada. Para la tercera semana de septiembre, AleaSoft prevé bajadas generalizadas, apoyadas en una mayor generación solar y eólica y una demanda más contenida.
Mercados de gas, petróleo y CO2
El petróleo Brent osciló durante la segunda semana de septiembre. El lunes 8 marcó el mínimo de 66,02 $/bbl y, tras varias sesiones de subidas, alcanzó 67,49 $/bbl el miércoles 10. Los últimos días de la semana los precios se estabilizaron en torno a los 67 $/bbl, cerrando el viernes en 66,99 $/bbl, un 2,3% más que la semana anterior. La tensión geopolítica ejerció presión alcista, aunque los temores sobre la demanda y el aumento previsto de producción de la OPEP+ limitaron el avance.
El gas TTF en el mercado ICE se mantuvo por encima de 32 €/MWh. El lunes 8 cerró en 33,06 €/MWh (+3,4% respecto a la semana anterior), alcanzó el máximo de 33,12 €/MWh el día 10 y bajó a 32,32 €/MWh el día 11. El viernes finalizó en 32,66 €/MWh, un 2,2% por encima del cierre previo. El alto nivel de reservas europeas, cercano al 80%, y el fin de mantenimientos en Noruega evitaron subidas mayores, pese a la tensión internacional.
Los derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para diciembre de 2025 se movieron por encima de los 75 €/t. El máximo se alcanzó el lunes 8 (77,16 €/t, el más alto desde febrero), mientras que el jueves 11 se registró el mínimo semanal (75,55 €/t). El viernes cerraron en 75,78 €/t, un 0,3% menos que la semana anterior.
