En la segunda semana de agosto, los precios semanales aumentaron en los principales mercados eléctricos europeos, salvo en Italia, y superaron los 128 €/MWh, excepto en el mercado nórdico. La subida de los precios del gas TTF y la caída de la producción eólica favorecieron esta tendencia. Alemania y Portugal registraron récords de producción fotovoltaica para un día de agosto. Las interrupciones en el estrecho de Ormuz impulsaron los futuros de Brent y gas TTF

Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En la semana del 10 de agosto, la producción solar fotovoltaica aumentó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. Portugal registró el mayor incremento, del 6,4 %, seguido de Alemania, con un 3,7 %, y de Francia, con un 3,0 %. La producción aumentó en Francia por segunda semana consecutiva y en Alemania por tercera semana consecutiva. En cambio, España e Italia encadenaron su segunda semana de descensos. España registró la mayor caída, del 2,7 %, mientras que la producción disminuyó un 1,2 % en Italia.

Durante la semana, la producción solar fotovoltaica alcanzó récords históricos para un día de agosto en Alemania y Portugal. El 10 de agosto, Portugal registró la producción más alta para un día de ese mes, con 34 GWh. Alemania estableció su récord el 12 de agosto, con 491 GWh. Por su parte, España y Francia registraron la segunda producción solar fotovoltaica más alta de su historia para un día de agosto. España alcanzó los 275 GWh el 11 de agosto, mientras que Francia registró 175 GWh el 13 de agosto.

Para la semana del 17 de agosto, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting indican que la producción aumentará en el mercado español y disminuirá en los mercados alemán e italiano.

En la segunda semana de agosto, la producción eólica aumentó un 29 % en el mercado italiano respecto a la semana anterior, después de dos semanas consecutivas de descensos. En cambio, la producción eólica disminuyó en los mercados de la península ibérica, Alemania y Francia. Portugal registró la mayor caída, del 19 %, seguido de Alemania, con un 16 %, y de Francia, con un 15 %. En España, la producción eólica disminuyó un 11 % y encadenó su tercera semana de descensos.

Para la semana del 17 de agosto, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a un aumento de la producción en todos los mercados analizados.

Demanda eléctrica
En la semana del 10 de agosto, la demanda eléctrica disminuyó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. Italia registró el mayor descenso, del 13 %, seguida de Portugal, con un 2,8 %, y España, con un 2,3 %. Alemania registró la menor caída, del 0,9 %. Los mercados alemán, italiano y portugués encadenaron su segunda semana de descensos, mientras que el mercado español acumuló su cuarta semana de disminuciones. En cambio, la demanda aumentó en los mercados británico, belga y francés. Gran Bretaña registró el mayor incremento, del 6,8 %, seguida de Bélgica, con un 5,3 %, y Francia, con un 1,2 %. Bélgica encadenó su tercera semana de aumentos.

Durante la semana, las temperaturas medias aumentaron en la mayoría de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting. Gran Bretaña registró el mayor incremento, de 2,2°C, seguida de Francia, con 1,5°C, y Bélgica, con 0,6°C. En España y Portugal, las temperaturas medias aumentaron 0,3°C. En cambio, disminuyeron 0,5°C en Alemania y 0,3°C en Italia.

Las altas temperaturas marcaron la semana en Gran Bretaña y Francia. En Inglaterra, las autoridades mantuvieron activa una alerta ámbar por calor y Londres alcanzó provisionalmente los 38,1°C el 13 de agosto, la temperatura más alta registrada en el Reino Unido en lo que va de 2026. En Francia, las temperaturas superaron los 40°C en varias zonas del país. El aumento de las temperaturas favoreció el crecimiento de la demanda eléctrica en los mercados británico, francés y belga. En Gran Bretaña, el festivo bancario celebrado en Escocia el 3 de agosto también contribuyó al incremento intersemanal, ya que redujo la actividad durante la semana anterior.

Por otra parte, el periodo vacacional de mediados de agosto favoreció el descenso de la demanda eléctrica en Italia, España y Portugal.

Para la semana del 17 de agosto, las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting indican aumentos en los mercados de Italia, Gran Bretaña y Bélgica. En cambio, prevén descensos en los mercados de Francia, Portugal, Alemania y España.

Mercados eléctricos europeos
Los precios promedio semanales aumentaron en gran parte de los principales mercados eléctricos europeos durante la semana del 10 de agosto respecto a la semana anterior. El mercado nórdico alcanzó la mayor subida porcentual, del 40 %, mientras que el mercado español registró el menor incremento, del 6,3 %. En el resto de los mercados analizados por AleaSoft Energy Forecasting, los precios aumentaron entre el 11 % del mercado portugués y el 25 % de los mercados francés y británico. En cambio, el mercado italiano fue el único que registró un descenso, del 7,8 %.

En la semana del 10 de agosto, los precios promedio semanales superaron los 128 €/MWh en la mayoría de los mercados analizados. Solo el mercado nórdico quedó por debajo de ese nivel y registró el menor promedio, de 61,40 €/MWh. El mercado italiano alcanzó el mayor promedio semanal, de 172,17 €/MWh, seguido por el mercado británico, con 157,07 €/MWh. En el resto de los mercados, los precios promedio estuvieron entre los 128,92 €/MWh del mercado español y los 135,92 €/MWh del mercado belga.

Por lo que respecta a los precios diarios, todos los mercados analizados, excepto el mercado nórdico, superaron los 100 €/MWh durante los siete días de la semana. El mercado italiano registró precios superiores a 150 €/MWh durante toda la semana y el 13 de agosto alcanzó el promedio diario más elevado entre los mercados analizados, de 183,80 €/MWh. Ese mismo día, los mercados británico y francés registraron sus precios diarios más altos de la semana, de 175,58 €/MWh y 154,68 €/MWh, respectivamente.

En el mercado nórdico, el precio diario alcanzó los 23,05 €/MWh el 10 de agosto, el valor más bajo de la semana entre los mercados analizados. El 13 de agosto, el precio aumentó hasta los 106,04 €/MWh, el máximo semanal de este mercado.

La subida de los precios de los futuros de gas TTF y el descenso de la producción eólica impulsaron el aumento de los precios en la mayoría de los mercados eléctricos europeos durante la semana del 10 de agosto. La caída de la demanda eléctrica asociada al periodo vacacional contuvo las subidas en los mercados del sur de Europa. En el caso del mercado italiano, el fuerte descenso de la demanda y el aumento de la producción eólica permitieron la bajada de los precios.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la semana del 17 de agosto, los precios aumentarán en los mercados alemán, belga e italiano. En cambio, descenderán en los mercados portugués, británico, español y francés, en un contexto de recuperación de la producción eólica.

Brent, combustibles y CO2
Los futuros de petróleo Brent para el Front-Month en el mercado ICE iniciaron la semana del 10 de agosto con un precio de cierre de 87,72 $/bbl, un 5,0 % superior al del viernes anterior. El 12 de agosto alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 88,98 $/bbl. El jueves 13 de agosto registraron el mínimo semanal, de 87,07 $/bbl. El viernes 14 de agosto, el precio de cierre fue de 88,52 $/bbl, un 5,9 % superior al del viernes previo.

La falta de un acuerdo para normalizar el tránsito por el estrecho de Ormuz y las interrupciones de la oferta procedente de Oriente Medio ejercieron presión al alza sobre los precios de los futuros de petróleo Brent. Además, la Agencia Internacional de la Energía revisó a la baja sus previsiones de oferta mundial de petróleo para 2026. En cambio, el aumento de la producción acordado por la OPEP+ para septiembre limitó las subidas de los precios.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front-Month, el martes 11 de agosto alcanzaron su precio de cierre mínimo semanal, de 58,73 €/MWh. Los precios repuntaron en las sesiones siguientes y el viernes 14 de agosto estos futuros alcanzaron su máximo semanal, de 61,42 €/MWh, un 11 % superior al del viernes anterior. Este fue su precio de cierre más elevado de las últimas tres semanas.

Las reservas de gas europeas se situaron en torno al 60 % de su capacidad de almacenamiento a mediados de agosto. Al mismo tiempo, las interrupciones del tránsito por el estrecho de Ormuz redujeron los suministros de gas natural licuado procedentes de Qatar y Emiratos Árabes Unidos. Esta situación mantuvo la tensión en el mercado mundial de gas y favoreció el aumento de los precios de los futuros de gas TTF.

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 jueves 13 de agosto alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 82,75 €/t. El viernes 14 de agosto registraron el mínimo semanal, de 81,79 €/t, un 1,8 % inferior al del viernes previo. Los precios se movieron en un rango inferior a 1 €/t durante toda la semana.

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