Récords solares y precios al alza en la península ibérica: así cerró la primera semana de agosto en los mercados eléctricos europeos

La península ibérica, contra la tendencia europea: subidas del 2,4% en España y del 0,2% en Portugal

Según el análisis semanal de AleaSoft Energy Forecasting, los precios promedio semanales bajaron en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos durante la semana del 3 de agosto. El mercado británico registró la mayor caída porcentual, del 13%, seguido del nórdico, con un 6,9% de descenso. En el resto de mercados a la baja, los recortes se movieron entre el 1,5% de Alemania y el 2,6% de Bélgica.

En cambio, Italia, Francia, España y Portugal vieron subir sus precios semanales. Italia encabezó las subidas con un incremento del 5,4%, mientras que Francia y España registraron aumentos del 3,1% y del 2,4%, respectivamente. Portugal fue el mercado con menor subida, del 0,2%.

Con estos movimientos, Italia se consolidó como el mercado más caro de Europa, con un promedio semanal de 186,72 €/MWh, seguido del británico, con 125,56 €/MWh. En el lado opuesto, el mercado nórdico registró el promedio más bajo, de 44,01 €/MWh. España se situó en la parte media-alta de la tabla, con el mercado portugués en 121,44 €/MWh y el francés en 107,71 €/MWh como referencias cercanas.

Récords solares en cuatro mercados: España marcó su máximo anual con 277 GWh el 5 de agosto

La semana dejó un hito destacado para la fotovoltaica europea: España, Portugal, Francia y Alemania alcanzaron sus máximos históricos de producción solar para un día de agosto. España lo logró el 5 de agosto, con 277 GWh, la producción diaria más alta de todo el año 2026. Portugal registró su récord al día siguiente, con 33 GWh, mientras que Francia y Alemania sumaron los suyos el 7 y el 8 de agosto, con 190 GWh y 465 GWh, respectivamente.

A pesar de estos récords, la producción solar semanal aumentó solo en Alemania y Francia, con subidas del 1,7% y del 0,2% frente a la semana anterior. En la península ibérica e Italia, la generación fotovoltaica retrocedió: Portugal cayó un 6,7%, Italia un 1,1% y España un 0,1%.

Para la semana del 10 de agosto, AleaSoft prevé un descenso de la producción solar en el mercado alemán y un ligero retroceso en el español, mientras que apunta a un aumento en el italiano.

En eólica, el comportamiento fue más dispar. Portugal lideró los incrementos con un 37% más de generación que la semana previa, seguida de Francia (27%) y Alemania (15%). En cambio, España cayó un 5,7% e Italia un 11%, ambos mercados encadenando su segunda semana consecutiva de descensos. Las previsiones para la semana del 10 de agosto apuntan a caídas en Francia, Portugal y España, y a aumentos en Italia y Alemania.

La demanda cae en casi toda Europa: España encadena tres semanas de descensos con un -1,5%

El inicio del periodo vacacional de agosto se dejó notar en la demanda eléctrica de la mayoría de los mercados europeos. Alemania registró el mayor descenso, del 3,7%, seguida de Italia, con un 3,6%. Francia y Gran Bretaña cayeron un 3,0%, y Portugal un 2,7%. España presentó la caída más moderada, del 1,5%, acumulando su tercera semana consecutiva de descensos.

Bélgica fue la excepción, con un aumento de la demanda del 1,1% pese al contexto vacacional. Las temperaturas medias subieron en la mayoría de los mercados analizados, con incrementos de 0,7°C en Alemania e Italia, de 0,3°C en España y de 0,2°C en Francia y Portugal. En Gran Bretaña y Bélgica, en cambio, bajaron 0,4°C.

Para la semana del 10 de agosto, AleaSoft prevé aumentos de demanda en Gran Bretaña, Bélgica y Francia, y descensos en Portugal, Italia, España y Alemania.

El Brent y el gas TTF caen por el optimismo sobre Ormuz, mientras el CO₂ sube un 2,5%

En los mercados de materias primas energéticas, la reapertura del estrecho de Ormuz marcó la semana. Los futuros de Brent para entrega mensual cayeron un 7,3% entre viernes y viernes, cerrando el 7 de agosto en 83,55 $/bbl. El descenso se concentró en los primeros días de la semana, con un mínimo de 79,36 $/bbl el 4 de agosto, antes de que las dudas sobre las condiciones del tránsito marítimo –incluido el acceso de buques estadounidenses e israelíes y las tarifas– frenaran la caída.

Los futuros de gas TTF siguieron una pauta similar. El contrato Front-Month cerró el viernes 7 de agosto en 55,54 €/MWh, un 6,0% por debajo del viernes anterior, tras tocar un mínimo semanal de 52,40 €/MWh el miércoles 5. El margen de descenso quedó limitado por el nivel de las reservas europeas de gas, que se situaron ligeramente por debajo del 58% de su capacidad de almacenamiento, el nivel más bajo para esta época del año desde que comenzaron los registros en 2011.

En el mercado de CO₂, los futuros del contrato de referencia de diciembre de 2026 en el EEX subieron un 2,5% en la semana, cerrando el 7 de agosto en 83,29 €/t, su máximo semanal, tras partir de un mínimo de 80,87 €/t el lunes 3.