Durante la primera semana de julio de 2025, los precios de los principales mercados eléctricos europeos experimentaron un notable incremento en comparación con la semana anterior. El lunes 1 de julio, los precios diarios superaron los 110 €/MWh en la mayoría de los mercados. Destacaron especialmente los mercados de Bélgica y Países Bajos, que alcanzaron un precio extraordinario de 517,57 €/MWh a las 20:00 horas.
Este ascenso en los precios está directamente relacionado con el aumento de la demanda eléctrica provocada por la ola de calor que azotó Europa en esos días. En la Península Ibérica, la demanda diaria alcanzó su pico máximo del año el 2 de julio, mientras que en Italia ocurrió el 4 de julio, marcando así los niveles más altos de consumo eléctrico en lo que va de 2025.
Producción solar fotovoltaica en alza (y en récords)
En paralelo, la producción solar fotovoltaica mostró un comportamiento mixto en los distintos países europeos. Durante la primera semana de julio, esta producción aumentó en Alemania (+15%), Portugal (+13%) y Francia (+1,8%) respecto a la semana anterior. Sin embargo, descendió en Italia (-8,7%) y España (-7,3%).
Pese a las caídas en algunos países, se alcanzaron récords históricos de producción fotovoltaica para un mes de julio. El 1 de julio, Alemania e Italia batieron sus propios registros con 438 GWh y 145 GWh, respectivamente. En Portugal, el día 3 de julio se registró una producción de casi 29 GWh, marcando su máximo diario histórico para julio. Por su parte, Francia alcanzó su récord el 4 de julio, con una producción de 165 GWh.
Perspectivas de producción solar
Según las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting, se espera que durante la semana del 7 de julio la producción solar fotovoltaica aumente en España, mientras que se prevé un descenso en Alemania e Italia en comparación con la semana anterior.
Cierre de junio con viento a favor en España y Portugal
Durante la semana del 30 de junio, la producción eólica mostró un importante crecimiento en varios mercados europeos, especialmente en la Península Ibérica. En España, el aumento fue del 29%, mientras que en Portugal se incrementó un 26% respecto a la semana anterior. Francia también registró un ligero ascenso, con un 5,4% más de generación eólica.
Caídas significativas en Alemania e Italia
Por el contrario, los mercados de Italia y Alemania experimentaron caídas considerables en la producción con esta tecnología. En Italia, el descenso fue del 49%, mientras que Alemania registró una caída del 46% durante el mismo período.
Previsiones para la segunda semana de julio
Según los datos de AleaSoft Energy Forecasting, se prevé que durante la segunda semana de julio la producción eólica aumente en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. No obstante, España romperá la tendencia, ya que se espera un descenso en la generación eólica respecto a la semana anterior.
Subidas generalizadas en la demanda eléctrica europea
Durante la primera semana de julio, la demanda eléctrica aumentó en los principales mercados eléctricos europeos en comparación con la semana anterior. Los incrementos oscilaron entre el 0,8% registrado en Alemania y el 6,6% en España, el mayor crecimiento del continente. También destacaron las subidas en Portugal con un 6,1%, en Bélgica con un 3,9%, y en Italia con un 3,8%.
Récords diarios de consumo en España e Italia
En términos de valores diarios, el 2 de julio se registró en España peninsular la demanda eléctrica más alta del año 2025, con un total de 806 GWh. Por su parte, Italia alcanzó su pico máximo anual el 4 de julio, con una demanda de 1137 GWh.
El calor extremo como principal impulsor
La ola de calor que afectó a gran parte de Europa durante esta semana fue la principal causa del aumento en la demanda, debido al incremento de las temperaturas medias en la mayoría de los países analizados. Los aumentos térmicos se situaron entre 0,5°C en Francia y 1,0°C en Bélgica. En contraste, Gran Bretaña fue la excepción, registrando un descenso de 0,4°C en la temperatura media respecto a la semana anterior.
Previsiones para la segunda semana de julio
De cara a la semana del 7 de julio, las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting indican una disminución de la demanda eléctrica en la mayoría de los principales mercados europeos, impulsada por un previsto descenso de las temperaturas.
Incrementos generalizados en los precios eléctricos europeos
En la primera semana de julio, los precios promedio de los principales mercados eléctricos europeos subieron respecto a la semana anterior. El mercado MIBEL de Portugal y España, junto al mercado IPEX de Italia, registraron los menores incrementos, con subidas del 4,4%, 4,5% y 4,7%, respectivamente. En contraste, el mercado EPEX SPOT de Alemania y Bélgica fue el que más se encareció, con un aumento del 43% en ambos casos.
En el resto de los mercados analizados por AleaSoft Energy Forecasting, los precios subieron entre el 23% en Francia y el Reino Unido, y el 37% en los Países Bajos.
Promedios semanales por encima de los 75 €/MWh
Durante la semana del 30 de junio, los precios promedio semanales superaron los 75 €/MWh en la mayoría de los mercados europeos. La única excepción fue el Nord Pool de los países nórdicos, con un promedio de 20,04 €/MWh. En el otro extremo, Italia se situó como el mercado con el mayor precio semanal, alcanzando los 122,82 €/MWh.
En el resto de mercados, los precios oscilaron entre los 75,50 €/MWh en Francia y los 94,03 €/MWh en Bélgica.
Picos diarios y horarios récord en varios mercados
El jueves 3 de julio, el mercado nórdico registró el promedio diario más bajo entre los mercados analizados: 9,98 €/MWh. Sin embargo, en la mayoría de los mercados eléctricos europeos, los precios diarios superaron los 100 €/MWh en varias ocasiones durante la semana.
El martes 1 de julio, los precios diarios superaron los 110 €/MWh en casi todos los mercados, salvo el nórdico. Ese mismo día, Bélgica registró su precio diario más elevado de la semana, 151,71 €/MWh, el más alto desde el 15 de febrero.
En cuanto a los precios horarios, los mercados de Alemania, Bélgica y Países Bajos superaron los 450 €/MWh el 1 de julio. Entre las 20:00 y las 21:00, Bélgica y Países Bajos alcanzaron el precio horario más alto de la semana, con 517,57 €/MWh. Para el mercado neerlandés, este fue su precio más alto desde el 21 de enero, y para el belga, el más elevado desde el 13 de diciembre de 2024.
Factores que impulsaron los precios al alza
El incremento de la demanda, unido a la bajada de la producción eólica en Alemania e Italia, y a la menor producción solar en España e Italia, favoreció el encarecimiento de los precios eléctricos en Europa durante la semana del 30 de junio.
Perspectivas para la segunda semana de julio
Las previsiones de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a que en la segunda semana de julio los precios eléctricos disminuirán en la mayoría de los principales mercados europeos. Esta tendencia estará impulsada por un descenso de la demanda y un aumento de la producción eólica en la mayoría de países.
Futuros del Brent: oscilaciones por tensión con Irán y decisiones de la OPEP+
Durante la primera semana de julio, los futuros del petróleo Brent para el Front Month en el mercado ICE iniciaron con descensos. El martes 1 de julio, se registró el precio de cierre mínimo semanal, con 67,11 $/bbl. No obstante, al día siguiente, el 2 de julio, tras una subida del 3,0% respecto al día anterior, los precios alcanzaron el máximo semanal, con 69,11 $/bbl. A partir de entonces, los precios volvieron a descender, cerrando el viernes 4 de julio en 68,30 $/bbl, lo que representó todavía un 0,8% más que el viernes anterior.
Las expectativas de un incremento de producción por parte de la OPEP+ presionaron a la baja los precios durante la semana. Sin embargo, el 2 de julio, los precios repuntaron debido a la suspensión de la cooperación de Irán con el Organismo Internacional de la Energía Atómica (OIEA). El aumento posterior de las reservas estadounidenses de crudo volvió a presionar los precios a la baja. Finalmente, el sábado 5 de julio, la OPEP+ anunció un aumento de producción de 548 000 barriles diarios a partir de agosto.
Mercado del gas TTF: estabilidad en torno a los 33 €/MWh
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front Month, el lunes 30 de junio se registró el precio de cierre mínimo semanal, con 33,18 €/MWh. Tras una subida del 2,3% el martes 1 de julio, se alcanzó el precio máximo semanal, de 33,95 €/MWh. El resto de la semana, los precios de cierre se mantuvieron ligeramente inferiores, aunque siempre por encima de 33 €/MWh. El viernes 4 de julio, cerraron en 33,47 €/MWh, un 1,2% más que el viernes anterior.
Esta relativa estabilidad fue resultado de un suministro abundante y de las previsiones de un menor consumo para generación eléctrica durante la segunda semana de julio, a causa del descenso esperado de temperaturas y del aumento previsto de la producción eólica.
Futuros del CO₂: recuperación tras tocar mínimos
En el mercado EEX, los futuros de derechos de emisión de CO₂ para el contrato de referencia de diciembre de 2025 comenzaron la semana con una caída. El lunes 30 de junio, el precio de cierre fue de 68,97 €/t, el nivel más bajo desde el 6 de mayo, según AleaSoft Energy Forecasting.
Durante el resto de la semana, los precios rebotaron y se mantuvieron por encima de los 70 €/t. El jueves 3 de julio, se alcanzó el precio máximo semanal, con 72,08 €/t. El viernes 4 de julio, el precio bajó ligeramente hasta los 71,67 €/t, lo que aún representó un incremento del 1,0% respecto al viernes anterior.
El jueves 10 de julio, AleaSoft Energy Forecasting celebrará el webinar número 57 de su reconocida serie de webinars mensuales. Esta nueva edición pondrá el foco en la evolución y perspectivas de los mercados de energía en Europa, ofreciendo una visión integral del contexto actual del sector eléctrico.
Durante el encuentro, se analizará en profundidad la situación actual y las perspectivas de los PPA (Power Purchase Agreements), especialmente desde la visión de los grandes consumidores de energía. Otro de los ejes del webinar será el almacenamiento de energía, tanto en términos de proyección futura como de ayudas económicas. En concreto, se abordará la convocatoria de ayudas del IDAE (Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía) dirigida a proyectos de almacenamiento.
En la mesa de análisis, participarán dos ponentes destacados. Por un lado, Pedro González, Director General de AEGE (Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía), ofrecerá la perspectiva de los consumidores electrointensivos, un colectivo especialmente expuesto a las oscilaciones del mercado eléctrico. Por otro lado, Roger Font, Managing Director Project Finance Energy en Banco Sabadell, compartirá su análisis sobre los retos y oportunidades en la financiación de proyectos renovables y de almacenamiento, especialmente en el contexto actual del mercado energético.
