La historia reciente ofrece un precedente claro. En 2018, el anuncio de medidas arancelarias por parte de Estados Unidos provocó tensiones comerciales, caídas selectivas en bolsa y un repunte de la incertidumbre financiera. Sin embargo, con el paso del tiempo, quedó patente que estos episodios generaron más ruido político y volatilidad a corto plazo que daños estructurales duraderos sobre la economía europea.

Lejos de provocar colapsos comerciales, los aranceles tienden a redistribuir costes, alterar precios relativos y forzar ajustes graduales en las cadenas de suministro. Para el inversor europeo, la clave no está en reaccionar al titular, sino en distinguir entre impacto coyuntural y cambio estructural. Como señala Pedro Santa Cruz, director de Freedom24 España, «los aranceles son un instrumento político muy visible, pero económicamente poco eficiente. En 2018 generaron titulares y volatilidad, pero no cambiaron las reglas del juego para el inversor paciente y disciplinado».

Este análisis revisa los principales aprendizajes de aquel episodio, los sectores más sensibles a este tipo de riesgos y las estrategias que permiten preservar capital en entornos de mayor fricción comercial.

2018 como referencia: qué ocurrió realmente
Las medidas adoptadas en 2018 se concentraron en sectores específicos, como el acero y el aluminio, y afectaron a un volumen limitado de exportaciones europeas. A pesar del impacto inicial en los mercados, diversos estudios posteriores demostraron que los costes de los aranceles se trasladaron en gran medida al consumidor estadounidense, elevando precios internos sin lograr una reducción significativa del déficit comercial global.

Un estudio de la Reserva Federal de Nueva York publicado en 2019 concluyó que la transmisión de los aranceles a los precios de importación fue prácticamente total. Desde el punto de vista macroeconómico, el efecto agregado sobre el crecimiento europeo fue moderado y desigual, con mayor impacto en las economías más abiertas y orientadas a la exportación.

La principal lección fue clara: los aranceles no destruyen el comercio, lo reconfiguran.

Impactos sectoriales: asimetría y ajustes graduales
Como ya ocurrió en 2018, los efectos de la retórica arancelaria no se distribuyen de forma homogénea. Los sectores más expuestos suelen ser aquellos con una elevada dependencia del mercado estadounidense, como la automoción, determinados segmentos industriales o los bienes de consumo de alta gama.

En estos casos, la presión se manifiesta principalmente a través de compresión de márgenes, revisión de contratos, ajustes en las cadenas de suministro, y cambios en la localización de la producción.

No obstante, la evidencia histórica indica que las exportaciones no colapsan: los ajustes suelen producirse vía elasticidad de la demanda, traslación parcial de precios y diversificación geográfica. 

Tras 2018, la Unión Europea reforzó su presencia en mercados emergentes. Actualmente, además, se observa un «segundo shock de China», con un aumento del 12 % de las exportaciones chinas hacia Europa, lo que podría ejercer presión a la baja sobre precios e inflación en la región.

Las pérdidas de empleo asociadas se estiman entre 8.000 y 10.000 puestos por cada 1.000 millones de euros en exportaciones perdidas. Sin embargo, la política monetaria del BCE —con tipos en torno al 2 %— actúa como amortiguador relevante del ciclo.

Reacción de los mercados: volatilidad ordenada, no pánico
Cada vez que resurgen las tensiones comerciales, los mercados financieros reaccionan de forma inmediata. No obstante, la experiencia demuestra que estas reacciones suelen ser selectivas y no sistémicas.

En 2018, los descensos bursátiles se concentraron en sectores directamente expuestos, mientras que otros segmentos del mercado mostraron una elevada resiliencia. La volatilidad repuntó, pero se normalizó a medida que avanzaron las negociaciones y se alcanzaron acuerdos parciales.

Los activos considerados defensivos, como los metales preciosos, tendieron a desempeñar un papel estabilizador dentro de carteras diversificadas, reforzando la importancia de una correcta asignación de activos en contextos de incertidumbre política.

Quién asume realmente los costes
La evidencia empírica de 2018 muestra que los aranceles no penalizan de forma directa al exportador europeo. En la práctica, funcionan como un impuesto indirecto que recae mayoritariamente sobre el consumidor estadounidense, elevando precios y presionando la inflación interna. En palabras de Pedro Santa Cruz, «cuando un país impone aranceles, rara vez castiga al exportador extranjero; suele castigar a su propio consumidor. Es una lección incómoda, pero ampliamente documentada, y que el mercado ya conoce».

Este mecanismo ha evitado históricamente colapsos exportadores, permitiendo ajustes graduales que preservan los fundamentos macroeconómicos. En 2026, con precios energéticos moderados y un euro fuerte, Europa podría incluso beneficiarse de determinados desvíos comerciales, aunque persisten riesgos de fragmentación del comercio global.

Estrategias para inversores: disciplina frente al titular
Para los inversores europeos, la principal lección de 2018 es evitar sobrerreacciones ante anuncios políticos. El criterio relevante no es la nacionalidad de las empresas, sino la orientación doméstica de sus ingresos, la solidez de sus flujos de caja y su capacidad de fijación de precios.

Sectores como el financiero, asegurador, infraestructuras reguladas y servicios públicos ofrecen mayor estabilidad gracias a contratos de largo plazo y visibilidad de ingresos.

 Entre las principales recomendaciones destacan:

• Diversificación geográfica: reforzar exposición intra-UE y a mercados emergentes.
• Activos defensivos: mantener posiciones moderadas en metales preciosos, vigilando señales de sobrecompra.
• Análisis granular: evaluar la resiliencia de las cadenas de suministro y el poder de fijación de precios.
• Escenarios de sensibilidad: modelizar impactos con rangos de caída del PIB entre el 0,2 % y el 1,2 %, priorizando liquidez.

En un entorno dominado por la incertidumbre política, la disciplina en la asignación de capital sigue siendo la principal ventaja competitiva. Como ocurrió en 2018, estos episodios tienden a resolverse mediante negociación y ajustes multilaterales, más que mediante rupturas estructurales del comercio global.

Los aranceles introducen volatilidad y ruido, pero no redefinen por sí mismos los ciclos económicos ni los fundamentos del mercado. El valor a largo plazo se construye con datos, perspectiva y gestión del riesgo, no con urgencia.

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Uno de los datos más relevantes que se mantienen respecto al estudio realizado el año anterior es el cobro de comisiones injustas como principal motivo para cambiar de banco. De hecho, el 60% de los españoles cambió de banco la última vez por este motivo. Esto refleja cómo la percepción de injusticia puede movilizar a los consumidores a cambiar de banco.

Esta percepción se traslada a la preocupación por la transparencia en el cobro de comisiones. Esto se puede apreciar en que tan solo un 28% de los encuestados afirman conocer y estar de acuerdo con las comisiones que paga y son más de la mitad (51%) los que perciben que las comisiones son cada vez más altas. Además, ha aumentado en 6 puntos el porcentaje de españoles que no sabe qué comisiones se les cobran por su cuenta respecto al año pasado, con un 16%.

Otro de los aspectos clave que destaca el estudio es el debate de los españoles sobre la equidad en el cobro de comisiones. La mitad de los españoles considera que las comisiones deberían ser proporcionales a los ingresos. Por el contrario, el 39% de los españoles piensa que todos los clientes deberían pagar lo mismo, independientemente de sus ingresos, 5 puntos porcentuales más que el año pasado. Tan solo el 11% de los encuestados considera que los bancos deberían cobrar más a aquellos que tienen menos ingresos.

Compromiso de la banca: la sociedad no nota mejoría
Tras el compromiso de la banca en 2022 para impulsar medidas para garantizar y mejorar la atención a los mayores, los españoles no notan mejoría.

En este sentido, entre los aspectos que deberían mejorar los bancos, según los españoles, son la atención presencial (50%) y una mejor atención a los mayores (46%). A estos aspectos a mejorar le siguen una oferta de productos más sencillos, fáciles de usar y entender, con un 43% y la demanda de que no se exija vinculación ni compra de otros productos, con un 41% de los encuestados.

La percepción del aumento de comisiones es más fuerte en mayores de 65 años
Entre los distintos grupos de población, existe una preocupación generalizada por el aumento de comisiones. Sin embargo, los mayores de 65 años muestran una percepción más pesimista sobre el futuro de las comisiones, siendo un 91% los que creen que aumentarán, en comparación con el 84% de los españoles menores de 40 años.

En cuanto al conocimiento sobre las comisiones que pagan, destaca que las personas mayores son más conscientes de lo que pagan y perciben un mayor aumento que los jóvenes. Mientras que un 58% de los mayores de 65 años afirman que conocen lo que pagan, pero que cada vez son más altas, esta percepción se reduce 15 puntos en los menores de 40 años (43%).

Sin embargo, los jóvenes son más proactivos en cambiar de banco por el cobro de comisiones que consideran injustas. Para el 63% de los menores de 40 años fue uno de los principales motivos cuando cambiaron de banco la última vez, mientras que esto fue del 29% para los mayores de 65.

«En Nickel usamos siempre un lenguaje transparente y sencillo, sobre todo al hablar de las condiciones de los servicios», afirma Mónica Correia, CEO de Nickel España, «Nuestros clientes saben lo que están pagando y por qué, y esto es básico para poder gestionar mejor su dinero».

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El MWC Barcelona 2024, que acogió a más de 101.000 asistentes durante cuatro días de febrero, también creó 9.200 puestos de trabajo a tiempo parcial en la ciudad de Barcelona, lo que supone un aumento de 100 puestos de trabajo respecto al 2023. En total, desde 2006, se estima que el MWC Barcelona ha generado más de 160.000 empleos a tiempo parcial en toda Cataluña.

La edición de este año del MWC consolidó su reputación por sus apasionantes debates, networking, anuncios del sector, reuniones entre responsables políticos y legisladores, así como por convocar a líderes de la industria y asistentes de todo el ecosistema móvil.  Por su combinación única de exposiciones, conferencias y encuentros entre responsables políticos que impulsan la economía digital el MWC es indiscutiblemente el evento de conectividad más grande e influyente del mundo.  

MWC Barcelona 2024 en cifras:

• 502 millones de euros de impacto económico generado.
• Más de 9.200 puestos de trabajo a tiempo parcial creados.
• 6.300 millones de euros han contribuido a la economía barcelonesa desde 2006.
• Más de 101.000 asistentes de 205 países y territorios.
• Más de 2.700 expositores, patrocinadores y socios.
• Más del 59% de los asistentes representan a industrias adyacentes al ecosistema móvil central.
• Más de 1.100 ponentes y líderes de opinión, de los cuales más del 40% son mujeres.

• El 51% de los asistentes eran de nivel directivo o superior, el 21% de los cuales ocupaban cargos de alta dirección.
• El Programa Ministerial de la GSMA convocó a más de 180 delegaciones de 140 países, incluidos 2 jefes de Estado, más de 70 ministros, casi 120 jefes de autoridades reguladoras y más de 40 organizaciones intergubernamentales.

«Nuestra contribución a la prosperidad y a las oportunidades económicas de Barcelona es clara, y estamos encantados y orgullosos de formar parte del éxito de esta ciudad que significa tanto para nosotros. El MWC y Barcelona es la combinación perfecta de innovación, colaboración y éxito mutuo: sin el apoyo de la ciudad anfitriona y la gente de Barcelona, no podríamos organizar un evento tan exitoso, año tras año. Estamos muy agradecidos por esta asociación público-privada«, ha señalado el director ejecutivo de GSMA Ltd., John Hoffman.

Jordi Valls, cuarto teniente de alcalde del Ayuntamiento de Barcelona, ha expresado su agradecimiento por los resultados: «El anuncio del impacto económico del MWC en Barcelona es un mensaje de confianza en la ciudad y es una prueba de nuestro éxito compartido. Tras 18 años de relación, podemos afirmar que el MWC es mucho más que un congreso para Barcelona, y que Barcelona es mucho más que una ciudad para la GSMA.».

El impacto económico generado por el MWC incluye el impacto directo (es decir, el gasto adicional en la economía anfitriona debido al MWC), el impacto indirecto (es decir, el «efecto dominó» a medida que el gasto directo se recicla a través de la economía) y una entrada significativa de impuestos al Gobierno como resultado de la celebración del MWC. Todo ello se calcula mediante un proceso verificado de forma independiente y se viene midiendo desde 2006. Los beneficios del MWC Barcelona van más allá del valor que aporta a los sectores mundiales de la tecnología y la movilidad durante la semana anual del evento, ya que proporciona un legado durante todo el año. El MWC es un creador vital de perspectivas y oportunidades económicas que benefician a los ciudadanos de Barcelona, Cataluña y España. Desde su llegada a Barcelona en 2006, el MWC ha evolucionado para incluir todo un ecosistema al servicio de todos, con una serie de programas y actividades como el Mobile World Capital y las mSchools.

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Producción solar fotovoltaica y termoeléctrica y producción eólica
En la semana del 26 de febrero, la producción solar aumentó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos en comparación con la semana anterior, continuando la tendencia alcista por tercera semana consecutiva. Los aumentos oscilaron entre el 6,1% en España y el 30% en Alemania. Francia, con un aumento del 15%, revirtió la caída de la semana anterior. Italia, por el contrario, registró una caída de la producción solar del 17% por segunda semana consecutiva.

Con la cercanía de la primavera y el aumento de las horas de luz, la producción fotovoltaica diaria en algunos mercados volvió a los niveles vistos por última vez en otoño. El 28 de febrero, el mercado portugués generó 14 GWh, el valor más alto desde finales de septiembre y también el valor más alto jamás registrado para un mes de febrero, rompiéndose el récord anterior del 20 de febrero cuando la generación alcanzó los 13 GWh. Los mercados alemán y español también registraron la mayor producción solar desde octubre, con 187 GWh generados el 3 de marzo en Alemania y 119 GWh generados el 1 de marzo en España.

Para la semana del 4 de marzo, según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, la tendencia alcista de esta semana continuará en Alemania e Italia. Sin embargo, se espera que el mercado español registre un descenso en la producción solar con respecto a la semana anterior.

En la semana del 26 de febrero, la producción eólica aumentó por segunda semana consecutiva en la península ibérica e Italia. En ambos casos el aumento fue del 11%. Los mercados alemán y francés revirtieron la tendencia alcista de la semana anterior y registraron descensos de producción del 47% y el 12% respectivamente.

El fuerte viento en la península ibérica llevó la producción semanal a niveles vistos por última vez a finales de octubre. Durante la semana del 26 de febrero, el mercado español generó con esta tecnología 2102 GWh y el mercado portugués 546 GWh.

Para la semana del 4 de marzo, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican un aumento en Italia y Alemania, mientras que en Francia y la península ibérica se espera que descienda.

Demanda eléctrica
En la semana del 26 de febrero, la demanda eléctrica aumentó por segunda semana consecutiva en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos en comparación con la semana anterior. El mercado portugués registró el mayor incremento, de un 5,7%. Los mercados belga, español e italiano registraron el menor aumento, de un 2,0% en cada caso, con Italia invirtiendo la tendencia a la baja de la semana anterior. Sólo en los mercados neerlandés y alemán la demanda disminuyó, unos 5,3% y 4,0% respectivamente. Esta fue la tercera caída semanal consecutiva para los Países Bajos, mientras que en el caso de Alemania se invirtió la tendencia de la semana pasada.

El aumento de la demanda estuvo relacionado con la caída de las temperaturas medias. En la mayoría de los mercados europeos analizados, las temperaturas medias de la semana bajaron entre 0,6°C y 1,7°C en comparación con la semana anterior. La excepción fue Italia, donde las temperaturas medias aumentaron 0,4°C.

Para la semana del 4 de marzo, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, la tendencia alcista continuará y la demanda aumentará en Bélgica y la península ibérica. Alemania y Países Bajos también verán un aumento en la demanda, revirtiendo la caída de la semana anterior. Por el contrario, se espera que Francia, Italia y Gran Bretaña registren una caída de la demanda.

Mercados eléctricos europeos
Tras la recuperación registrada en los últimos días de la semana previa, durante la semana del 26 de febrero, los precios de los principales mercados eléctricos europeos oscilaron, registrando promedios superiores a los de la semana anterior en la mayoría de los casos. La excepción fue el mercado MIBEL de España y Portugal, con una caída del 81%. Por otra parte, el mercado EPEX SPOT de Bélgica y Francia alcanzó la mayor subida, del 21%. En cambio, el mercado IPEX de Italia y el mercado Nord Pool de los países nórdicos registraron los menores incrementos, del 2,5% y el 4,5%, respectivamente. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios aumentaron entre el 8,2% del mercado N2EX del Reino Unido y el 18% del mercado EPEX SPOT de Alemania.

En la última semana de febrero, los promedios semanales fueron inferiores a 70 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados. Las excepciones fueron el mercado británico, con un promedio de 72,22 €/MWh, y el mercado italiano, con un promedio de 84,11 €/MWh. En cambio, los mercados portugués y español registraron los menores precios semanales, de 4,52 €/MWh y 4,53 €/MWh, respectivamente. Estos precios fueron el más bajo de la historia en el mercado español y el segundo más bajo en el mercado portugués. En el resto de los mercados analizados, los precios estuvieron entre los 48,57 €/MWh del mercado nórdico y los 67,56 €/MWh del mercado belga.

Desde el 18 de febrero el mercado MIBEL ha registrado de forma consecutiva los precios diarios más bajos de entre los principales mercados eléctricos europeos. Durante la semana del 26 de febrero, este mercado registró 73 horas con precios inferiores a 1 €/MWh. De estas, hubo 44 horas con un precio de 0 €/MWh, catorce de las cuales se registraron el domingo 3 de marzo. Ese domingo, los niveles elevados de producción renovable eólica y solar se unieron a la baja demanda propia de este día de la semana.

Durante la semana del 26 de febrero, el aumento del precio promedio del gas y de los derechos de emisión de CO2 y el incremento de la demanda en la mayoría de los mercados analizados propiciaron el aumento de los precios de los mercados eléctricos europeos. El descenso de la producción eólica en mercados como el alemán o el francés también contribuyó a este comportamiento. Sin embargo, el incremento de la producción eólica y solar en la península ibérica tuvo como consecuencia importantes descensos de precios en el mercado MIBEL.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la primera semana de marzo los precios de los mercados eléctricos europeos podrían continuar aumentando. En el caso del mercado MIBEL, los precios también podrían empezar a recuperarse en esa semana. El incremento de la demanda y la caída de la producción eólica en la mayoría de los mercados propiciarán este comportamiento. El descenso de la producción solar en el mercado español también contribuirá a las subidas de precios en este mercado.

Brent, combustibles y CO2
En la última semana de febrero, los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 82,53 $/bbl, el lunes 26 de febrero. En las primeras tres sesiones de la semana, los precios aumentaron y el 28 de febrero alcanzaron el precio de cierre máximo semanal, de 83,68 $/bbl. Este precio fue el más alto desde la primera mitad de noviembre de 2023. En las últimas sesiones de la semana, los precios se mantuvieron estables. El precio de cierre del viernes 1 de marzo fue de 83,55 $/bbl, un 2,4% mayor al del viernes de la semana anterior.

En la última semana de febrero, las expectativas sobre la continuidad de los recortes de producción de la OPEP+ en el próximo trimestre contribuyeron a mantener los precios de cierre por encima de los 83 $/bbl en casi todas las sesiones de la semana.

Los anuncios de recortes de producción realizados al final de la semana por parte de Rusia y otros países miembros de la OPEP+ podrían ejercer su influencia al alza sobre los precios del Brent en la primera semana de marzo.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el lunes 26 de febrero alcanzaron el precio de cierre mínimo semanal, de 24,01 €/MWh. Durante la última semana de febrero, los precios aumentaron en casi todas las sesiones. Como consecuencia, el viernes, 1 de marzo, estos futuros registraron su precio de cierre máximo semanal, de 25,81 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 13% mayor al del viernes anterior.

Los pronósticos de bajas temperaturas y menor producción eólica contribuyeron al incremento de los precios de los futuros de gas TTF, así como las interrupciones en el suministro desde Noruega. Sin embargo, pese a las subidas, el suministro abundante de gas natural licuado y los altos niveles de las reservas europeas mantuvieron los precios de cierre por debajo de los registrados en las primeras semanas 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 2024, iniciaron la semana del 26 de febrero con un precio de cierre de 53,97 €/t, el mínimo de la semana. En las tres primeras sesiones de la semana, los precios aumentaron hasta alcanzar el precio de cierre máximo semanal, de 57,84 €/t, el 28 de febrero. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio de cierre fue un 6,0% mayor al del mismo día de la semana anterior. Pero en las últimas sesiones de la semana, los precios de cierre se mantuvieron por debajo de 57 €/t. El precio de cierre del viernes 1 de marzo fue de 56,37 €/t, un 8,0% mayor al del viernes anterior.

La entrada La energía eólica lleva los precios del mercado español a la semana más baja de toda su historia se publicó primero en Informe Digital.

Producción solar fotovoltaica y termoeléctrica y producción eólica
En la semana del 11 de diciembre, la producción solar aumentó en los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. El aumento osciló entre el 97% en Portugal y el 5,3% en Francia. La excepción fue el mercado italiano, con una disminución del 0,1% en la producción solar.

Las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting indican que durante la semana del 18 de diciembre, la producción aumentará en Alemania, Italia y España.

La producción eólica, en la semana del 11 de diciembre, disminuyó en los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. El mercado francés experimentó la mayor caída, del 44%. En los mercados de la Península Ibérica y Alemania los descensos fueron en torno al 1,0%. Al igual que con la producción solar, el mercado italiano fue la excepción. Aquí, la producción eólica aumentó un 92% con una producción de 817 GWh, la tercera mayor generación semanal.

Las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican que habrá un aumento en la producción para los mercados de Francia y Alemania durante la semana del 18 de diciembre, mientras se espera una disminución en el resto de los mercados analizados.

Demanda eléctrica
En la semana del 11 de diciembre, la demanda eléctrica disminuyó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos en comparación con la semana anterior. Las caídas de la demanda oscilaron entre el 6,7% en Francia y el 2,3% en los Países Bajos. Las excepciones fueron los mercados de España e Italia, donde las demandas aumentaron en 4,9% y 3,1% respectivamente. La recuperación de la demanda se relacionó con los festivos del 6 de diciembre, Día de la Constitución, en el caso de España, y del 8 de diciembre, Fiesta de la Inmaculada Concepción, celebrado en ambos países.

Las caídas de la demanda se relacionaron con temperaturas medias menos frías en comparación con la semana anterior. Los aumentos de las temperaturas medias oscilaron entre los 4,7°C en Alemania y los 0,1°C en Portugal.

Según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting para la semana del 18 de diciembre, la demanda eléctrica disminuirá en los mercados de Italia, Gran Bretaña, Bélgica y Países Bajos. Por otro lado, se espera un aumento en los mercados de Francia, Portugal, España y Alemania.

Mercados eléctricos europeos
En la semana del 11 de diciembre, los precios de los principales mercados eléctricos europeos cayeron respecto a la semana anterior. La excepción fue el mercado MIBEL de Portugal y España, con aumentos del 4,7% y 4,5% respectivamente. Por otra parte, el mercado Nord Pool de los países nórdicos registró la mayor bajada de precios, del 24%, mientras que el mercado IPEX de Italia, experimentó el menor descenso, con una caída del 11%. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios bajaron entre el 14% del mercado EPEX SPOT de Países Bajos y el 18% del mercado N2EX del Reino Unido.

Durante la segunda semana de diciembre, la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados tuvieron promedios semanales por debajo de 90 €/MWh. La excepción fue el mercado italiano, con un promedio de 110,14 €/MWh. En cambio, los mercados español y portugués registraron los menores promedios semanales, de 71,30 €/MWh y 71,32 €/MWh, respectivamente. En el resto de los mercados analizados, los precios oscilaron entre los 80,85 €/MWh del mercado de países nórdicos y los 86,95 €/MWh del mercado británico.

Por otra parte, el mercado nórdico registró el precio horario más elevado de la segunda semana de diciembre, de 162,04 €/MWh, el 12 de diciembre, de 15:00 a 16:00. A lo largo de la semana, los precios en este mercado descendieron gradualmente hasta llegar al precio horario más bajo, de 0,07 €/MWh, el día 17 de diciembre de 4:00 a 5:00.

Durante la semana del 11 de diciembre, el descenso del precio promedio del gas y de los derechos de emisión de CO2 y la caída de la demanda eléctrica en la mayoría de los mercados propiciaron el descenso de los precios en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. El incremento de la producción solar en países como Alemania y Francia también ejerció su influencia a la baja sobre los precios.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la semana del 18 de diciembre los precios podrían continuar bajando en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. El aumento de la producción solar en mercados como el italiano y el alemán, junto con el incremento de la producción eólica en Alemania y Francia, podrían contribuir a este comportamiento.

Brent, combustibles y CO2
Los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE iniciaron el lunes 11 de diciembre con un ligero incremento de precios respecto a la última sesión de la semana anterior de un 0,3%. Sin embargo, el martes 12 de diciembre, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 73,24 $/bbl. Este precio fue el más bajo para el Front‑Month desde finales de junio. Tras la bajada del martes, los precios se recuperaron en los dos días posteriores, hasta alcanzar el precio de máximo semanal, de 76,61 $/bbl, el jueves 14 de diciembre. En cambio, el viernes 15 de diciembre, los precios descendieron un 0,1%, hasta los 76,55 $/bbl.

La disminución de los inventarios de crudo de Estados Unidos, junto con el aumento de la demanda impulsó los incrementos de precios en los futuros de petróleo Brent durante la segunda semana de diciembre. Además, los nuevos recortes de producción acordados por la OPEP+ también contribuyeron al aumento de los precios.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el lunes 11 de diciembre alcanzaron el precio de cierre máximo semanal, de 36,12 €/MWh. Este precio fue un 6,4% menor al de la última sesión de la semana anterior. El martes 12 de diciembre, los precios descendieron un 3,9% con respecto al día anterior hasta los 34,70 €/MWh. Posteriormente, el 13 de diciembre, experimentaron una recuperación del 3,2%, alcanzando los 35,81 €/MWh, para descender nuevamente en las siguientes sesiones y registrar el precio de cierre mínimo semanal de 33,19 €/MWh el viernes 15 de diciembre. Según los datos analizados por AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más bajo desde principios de septiembre.

En la segunda semana de diciembre, el suministro abundante y los altos niveles de las reservas europeas, así como unas temperaturas más suaves, propiciaron que los precios de los futuros de gas TTF continuaran descendiendo.

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 2023 experimentaron una disminución del 2,0% el lunes 11 de diciembre en comparación a la última sesión de la semana anterior. El 13 de diciembre, lograron su precio de cierre máximo semanal, de 68,90 €/t, representando un aumento del 1,0% con respecto al día anterior. En los días siguientes, los precios descendieron nuevamente hasta alcanzar su precio de cierre mínimo semanal, de 66,35 €/t el viernes 15 de diciembre. Este precio fue el más bajo desde octubre de 2022 para el contrato de referencia de diciembre de ese año.

La entrada Segunda semana consecutiva con bajadas en los precios de gas, CO2 y mercados eléctricos europeos se publicó primero en Informe Digital.

El estudio, el segundo que XTB elabora sobre los inversores en España, pone de manifiesto que un 61,1% de la población declara poder ahorrar a final de mes y que la media del dinero acumulado es de 288,3 euros. Más concretamente, un 30% ahorra entre 200 y 500 euros, el 27,4% ahorra entre 100 y 200 euros y el 22,7% consigue guardar entre 50 y 100 euros. Por tramos de edad, es el sector de la población con edades comprendidas entre los 18 y los 29 años y el de 30-44 años los que más consiguen ahorrar al final de mes: un 77,2% y un 74,2%, respectivamente, aunque son los perfiles mayores de 65 años los que ahorran mayores cantidades.

En lo que a objetivos se refiere, los objetivos principales del ahorro a corto plazo para un 59,6% de la población son las vacaciones/viajar, seguido del 29,7% que lo hace para comprar ropa/caprichos y del 25,8%, para dispositivos electrónicos. Le siguen -con porcentajes más bajos- comprar un regalo (17,4%), asistir a un evento (14,4%) y realizar un curso de formación (11,1%). Destaca también el hecho de que un 18,5% de los encuestados declaran que no se han planteado objetivos de ahorro a corto plazo.

Centrados en el largo plazo, los objetivos de los ahorradores españoles son constituir un colchón de seguridad (40,5%), para la jubilación (30,9%) y para comprar un vehículo (26,6%). Hacer una reforma en casa, la educación de los hijos, la compra de una vivienda o realizar una amortización de la hipoteca son las otras razones más esgrimidas. Del mismo modo, un 11,9% de los encuestados no se han planteado objetivos de ahorro a largo plazo.

Por comunidades autónomas, los castellanoleoneses y los valencianos destacan como los más ahorradores, seguidos por los castellanomanchegos. Por el contrario, andaluces, canarios y catalanes son los que menos consiguen ahorrar a final de mes. Al igual que a nivel nacional, unas vacaciones/viajar es el objetivo más común a corto plazo y constituir un colchón de seguridad la principal razón para el largo plazo.

En cuanto a los que no tienen la capacidad de ahorro mes a mes, el elevado coste de la vida es el factor principal que impide llenar la hucha para el 75,5%. Le siguen un sueldo demasiado bajo (44,3%) y la aparición de imprevistos (32,2%). Por segmentos de la población, son las mujeres y los perfiles de 55 años en adelante los que se consideran en mayor medida como no ahorradores.

Los hábitos de inversión de los españoles: un 46% ha invertido alguna vez
Según el informe ‘Hábitos de ahorro e inversión en España’ de XTB, el perfil del inversor en España es: hombre de entre 18 y 44 años, optimista en cuanto a la inversión, que en un 60% de los casos prefiere invertir en mercados financieros frente a hacerlo en viviendas, con preferencia por el largo plazo, con una media de 11.331 € al año y con un nivel medio de formación financiera. El estudio especifica, además, que del 46% de la población que ha invertido alguna vez en los mercados financieros, más de la mitad lo hace de forma recurrente.

El informe de la Fintech pone de manifiesto que los productos en los que más invierten los españoles son las acciones, en un 40,9% de los casos, los fondos, con un 34,8%, y las cuentas remuneradas o de ahorro, con un 28,7%. Le siguen las criptomonedas (24,1%), depósitos e inmuebles (22%), deuda pública (17,8%) y ETFs (9,8%). Además, 7 de cada 10 inversores suelen diversificar sus carteras.

¿Y cuánto dinero colocan? El 50% de los inversores invierte entre 1.000 y 5.000 euros, frente al 25,5% que invierte entre 5.000 y 10.000 euros y el 15,1% que tiene destinado entre 10.000 y 30.000 euros. Así, el inversor español destina de media 11.331 euros a la inversión, una cifra que aumenta hasta los 12.475 euros entre el grupo de edad de entre 30 y 44 años. Si se hace referencia a la frecuencia de inversión, lo más habitual es hacerlo semanalmente (35,6%), seguido de mensualmente (25,2%) y diariamente (20,4%). Solo el 3,5% lo hace una vez a año.

Preguntados por cuánto tiempo llevan invirtiendo, el 40,8% lo hace desde hace más de 5 años; el 25% desde entre 1 y 3 años; el 19,9% desde entre 3 y 5 años y el 14,4% lo hace desde menos de un año atrás. Además, la mitad de los encuestados cuenta con un estado de ánimo optimista a la hora de colocar su dinero en los mercados financieros. Haciendo referencia al contexto económico actual, los inversores consideran que han invertido menos (40%) o igual (41%), frente al 19% que cree que ha invertido más ahora. En cuanto al futuro, el 36% afirma que invertirá más que en la actualidad, frente al 39% que invertirá igual y el 25% que cree que invertirá menos. Con todo, más de la mitad de los inversores encuestados reconoce que ha perdido dinero invirtiendo. Concretamente, el 56,3%. Una cifra que aumenta hasta el 68,5% cuando se trata de inversión en criptomonedas.

A la hora de ejecutar las inversiones, los bancos son la opción escogida por el 56,7% de los inversores encuestados, frente al 30,4% que lo hace directamente, el 23,4% que utiliza a un asesor financiero y el 22,9% que lo hace a través de brókeres online. Llama especialmente la atención el hecho de que más del 15% han realizado alguna inversión basada en pronósticos de la Inteligencia Artificial, entre ellos los perfiles expertos menores de 45 años.

El coste y las comisiones son claves para elegir bróker
Centrándose en los motivos por los que se elige un bróker, los costes y comisiones son la principal razón (64 %). Los motivos secundarios para elegir un bróker para invertir son una red de apoyo y servicio (35,3%) y la formación (32,1%).

En lo que al grado de formación se refiere, el 58,1% considera que tiene un nivel medio de formación, el 20% cree que tiene amplios conocimientos y el 20,5% pocos. Solo el 1,5% se considera un experto. Más concretamente, y segmentando por género, aunque ambos perfiles se sitúan principalmente en un nivel medio, entre las mujeres se da una mayor proporción de poco conocimiento financiero, mientras que en los perfiles más jóvenes se da un mayor porcentaje de amplio conocimiento. Si este conocimiento se focaliza en lo que a regulación se refiere, el 70 % de los inversores conoce si en lo que invierte está regulado o no.

Por otro lado, y contrariamente a la popularidad de su uso, las redes sociales no son la principal fuente de información para el inversor español, ya que solo el 11,1% se informa por ahí. Los bancos son la fuente principal de información para el 66,9% de los encuestados, con independencia del género y la edad. Le siguen los medios de comunicación, para el 31,1% y los brókeres, para el 28,4%, seguido muy de cerca por amigos y familiares con un 28,2%. Además, solo el 1 de cada 4 inversores sigue a algún influencer o analista financiero.

Destaca el hecho de que los inversores españoles no son usuarios habituales de apps móviles para invertir: solo hacen uso de ellas 4 de cada 10. No es extraño, sin embargo, que sean los perfiles más jóvenes (de 18 a 44 años) los que las utilizan en mayor medida.

Castilla-La Mancha es la región donde más se invierte
Por comunidades, Castilla la Mancha, País Vasco y Madrid son las regiones que cuentan con un mayor número de personas que ha invertido alguna vez. En el lado contrario se sitúan Baleares y Andalucía.

Aquellos encuestados por la empresa de tecnología financiera que declararon no haber invertido nunca especificaron que las razones principales para no hacerlo son el miedo a perder el dinero (54,1%) y el desconocimiento (43,7%). El desinterés (17,1%) y la falta de dinero (6,6%) se sitúan como razones menos importantes a la hora de no invertir. Sin embargo, 4 de cada 10 sí se han planteado invertir en alguna ocasión. Los no inversores dedican mayoritariamente su dinero al ahorro.

Para Joaquín Robles, analista de XTB, «durante las últimas décadas los españoles han canalizado gran parte de sus ahorros a través de activos muy tradicionales, como las cuentas remuneradas o los depósitos a largo plazo. Pero durante los últimos años han proliferado otras fórmulas que ayudan a poder ahorrar de una manera más constante y además pudiendo definir previamente sus objetivos».

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Como consecuencia del alza sostenida en el coste de los alimentos, un 32% de los encuestados señala también que, de ser necesario, estarían dispuestos a reducir su gasto en estos productos. Esta cifra se eleva todavía más, hasta el 87%, cuando se cuestiona por el gasto en restaurantes, siendo uno de los sectores más afectados por este motivo. Desde la perspectiva de los restaurantes se perciben los efectos de esta situación, con un 44% de los encuestados reportando menor número de clientes dentro de este contexto inflacionario.

El Ticket Restaurant incrementa el poder adquisitivo

Los resultados obtenidos en la encuesta muestran una cierta cohesión entre los trabajadores de todo el mundo. Hasta un 75% de ellos destaca el aumento del poder adquisitivo como la principal ventaja de disponer de Ticket Restaurant. En el caso concreto de España, los encuestados se sitúan en esta media, lo que supone que 3 de cada 4 trabajadores reconoce sus beneficios para hacer frente a la inflación.

Atendiendo a estos resultados, las tarjetas comida parecen ser una solución útil para asegurar el presupuesto alimentario de los hogares. Incluso, en el contexto de inflación actual, estos beneficios sociales se posicionan como una forma de mantener las visitas a restaurantes, ya que el 59% de los encuestados en España afirma que van más al restaurante gracias a estas tarjetas.

Esto se constata también desde la perspectiva de los propios restaurantes. En España, hasta un 56% está de acuerdo en que aceptar Tickets Restaurant supone un aumento en su volumen de facturación y un 58% destaca que los clientes que disponen de este servicio acuden a comer más a menudo que aquellos que no lo tienen.

La demanda de alimentos saludables se mantiene a pesar de la inflación

El barómetro de este año constata también otra tendencia: la población activa sigue prestando atención a mantener una dieta sana y equilibrada. Este es el caso del 78% de los encuestados, especialmente en el sur de Europa (Portugal, Italia y España), países en los que la dieta Mediterránea tiene especial calado.

Los restaurantes confirman también esta situación y hasta un 74% de los encuestados en España afirma haber modificado sus hábitos y sus proveedores en favor de productos más sanos y de cercanía. Incluso, el 81% apunta que los consumidores valoran estos cambios y la apuesta por una cocina más sana y un 60% confirma que la oferta de comida saludable es una de las principales razones de los comensales para visitar su restaurante.

En el caso de España, los consumidores justifican su interés por alimentos saludables por razones de salud (99%) o por su sabor o variedad (72%). Además, hasta un 53% asegura que optaría por una dieta más sana por motivos animalistas y ambientalistas. Por otro lado, los consumidores asocian comida sana con productos frescos (97%), más verduras (94%) y tan solo un 21% la relaciona con raciones menores o más pequeñas.

El coste de estas opciones saludables continúa siendo uno de sus lastres, al menos, en la visión de los restaurantes. En el caso de España, hasta un 54% considera que elaborar estas opciones de menú más sanas resulta más caro.

Concienciación contra el desperdicio de alimentos

Esta es una tendencia constatada ya en anteriores ediciones del barómetro. Este año, de nuevo, casi todos los encuestados (96%) afirmaron estar concienciados y preocupados por el desperdicio de alimentos, dato que en España se eleva hasta un 84%. Por parte de los restaurantes, 8 de cada 10 asegura haber implementado medidas para reducir su desperdicio de alimentos. Esta cifra se mantiene en un nivel similar al del año anterior, señalando una acción constante en este sentido.

Barómetro FOOD 2023

El Barómetro FOOD es una de las actividades que se realizan dentro del marco del Programa FOOD (Fighting Obesity through Offer and Demand), un proyecto europeo que tiene el objetivo de fomentar la alimentación saludable para luchar contra la obesidad. En España, este proyecto está impulsado por Edenred y Ticket Restaurant®, que son asesorados por la Academia Española de Nutrición y Dietética en las acciones relacionadas con alimentación saludable.

Esta es la decimocuarta edición del estudio en España y en ella han participado casi 6.000 personas y más de 140 restaurantes, ubicados en diferentes ciudades de la geografía nacional. Para Stanislas de Bourgues, CEO de Edenred España “el Barómetro FOOD es un excelente instrumento para detectar tendencias en el sector de la restauración en España, así como para compararlas con los datos registrados en otros países. Al igual que en la edición del año pasado, la inflación continúa siendo uno de los principales factores a tener en cuenta y está moldeando la actitud tanto de consumidores como de hosteleros. En este contexto, se demuestra una vez más la utilidad y la buena valoración que los usuarios hacen de servicios como el Ticket Restaurant, que se sitúa, de nuevo, como una muy buena herramienta para paliar los efectos del alza de precios y mantener el poder adquisitivo”.

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Las centrales de bombeo generan electricidad a partir del agua embalsada que previamente han bombeado a un estanque superior. Para aumentar su generación de electricidad, las centrales también han aumentado de manera notoria su consumo para bombear agua. Durante los primeros diez meses de 2023, se registraron 6747 GWh de consumo por parte de las centrales de bombeo, en contraste con los 4683 GWh de los mismos meses de 2022 y los 3523 GWh en 2021.

De forma análoga a su producción, el consumo de las centrales de bombeo ha ido registrando récords prácticamente todos los meses de 2023 hasta ahora. De momento, a falta de dos meses para terminar el año, todos los meses de 2023, excepto febrero y junio, han sido récords de consumo en sus meses respectivos.

El almacenamiento de energía y la nueva dinámica del mercado de electricidad
El aumento del consumo y la generación de las centrales de bombeo, y su capacidad de almacenar energía, refleja una tendencia al alza en la flexibilidad y adaptación de estas instalaciones a la dinámica cambiante del mercado eléctrico. Este fenómeno se explica fundamentalmente por la creciente volatilidad de los precios en el mercado diario de electricidad. Los altos precios del gas y el aumento de la energía solar han contribuido a esta volatilidad, lo que permite un mayor rango de precios en el mercado diario. Esta variabilidad en los precios ha permitido a las centrales de bombeo consumir energía en momentos de precios bajos y, a su vez, generar electricidad en momentos con precios mucho más altos.

El incremento de la capacidad solar en España, en particular, ha generado una mayor presión a la baja en los precios de la electricidad durante las horas de máxima radiación solar. Esta situación, combinada con los altos precios del gas, ha incentivado la necesidad de sistemas de almacenamiento de energía flexibles y eficientes como las centrales de bombeo o las baterías.

La evolución del perfil horario tanto de generación como de consumo de las centrales de bombeo durante los últimos años pone de manifiesto el cambio que la energía solar está provocando en los precios y dinámicas del mercado de electricidad. A partir de 2020, pero mucho más claramente a partir de 2023, el perfil de consumo de las centrales de bombeo ha cambiado de manera radical para pasar a consumir prácticamente toda la energía durante las horas solares. Esto es un reflejo claro de los precios más competitivos que se producen en esas horas gracias al aumento de la energía solar en el mix de generación.

El perfil horario de generación de las centrales de bombeo no ha experimentado un cambio tan significativo. La mayor generación se continúa dando en las primeras horas de la mañana y durante la noche. Estas son las horas en las que se dan los precios más altos en el mercado eléctrico, que coinciden con horas de alta demanda y donde no hay generación solar.

Lo que sí que se refleja de forma clara en la evolución del perfil de generación es el aumento de la producción de energía de las centrales de bombeo a partir de 2022 y, de forma más clara, en 2023.

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Producción solar fotovoltaica y termoeléctrica y producción eólica
En la semana del 9 de octubre, la producción solar disminuyó respecto a la semana anterior en los principales mercados eléctricos europeos. La mayor caída, del 23%, se registró en el mercado portugués. En el resto de los mercados, la caída de la producción solar osciló entre el 19% en Alemania y el 8,1% en Italia.

A pesar de la caída semanal de la producción solar relacionada con el cambio estacional, al comparar la producción solar fotovoltaica de la primera quincena de octubre de 2023 con la del mismo período de años anteriores, desde 2019, se batió el récord en todos los mercados analizados.

Durante la primera quincena de octubre de 2023, la mayor producción fotovoltaica se registró en el mercado alemán, de 2036 GWh, lo que supone un aumento del 5,4% en comparación con el mismo período de 2022 y del 62% en comparación con 2019. En España peninsular, la producción fotovoltaica de los primeros quince días de octubre de 2023 fue de 1613 GWh, lo que supone un aumento del 37% y del 286% en comparación con el mismo período de 2022 y 2019, respectivamente. La producción más baja, de 160 GWh, se registró en Portugal, pero aun así representó un aumento del 33% con respecto a 2022 y del 228% con respecto a 2019.

Para la semana del 16 de octubre, según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, se espera que la producción solar disminuya en los mercados analizados.

En el caso de la producción eólica, la semana del 9 de octubre trajo un incremento intersemanal en la mayoría de los mercados analizados por AleaSoft Energy Forecasting. El mayor aumento, del 51%, se registró en el mercado francés. En este mercado se generaron 261 GWh con energía eólica el viernes 13 de octubre, que es el mayor valor registrado desde principios de agosto. En el resto de los mercados el aumento osciló entre el 8,6% de Alemania y el 43% de Italia. Las excepciones fueron los mercados de la península ibérica, donde en conjunto la producción eólica cayó un 12% respecto a la semana anterior.

Para la semana del 16 de octubre, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican que la producción con esta tecnología aumentará en todos de mercados analizados con la excepción de Alemania.

Demanda eléctrica
En la semana del 9 de octubre, la demanda eléctrica aumentó respecto a la semana anterior en la mayoría de los principales mercados europeos. Los incrementos oscilaron entre el 0,6% registrado en el mercado belga y el 6,2% del mercado alemán. En el caso de Alemania, la subida estuvo relacionada con la recuperación de la laboralidad después de que la semana anterior se celebrara el Día de la Unidad de Alemania el 3 de octubre. Algo similar sucedió en Portugal, donde se celebró el Día de la República de Portugal el 5 de octubre, lo que favoreció el incremento del 5,3% en la demanda de ese mercado en la segunda semana de octubre.

Por otra parte, la demanda disminuyó sólo en dos de los principales mercados eléctricos europeos. En España, la caída fue del 7,6%, y estuvo relacionada con la celebración de la Fiesta Nacional de España el jueves 12 de octubre. La demanda también cayó en el mercado francés, en este caso un 0,6%.

Durante el mismo período, las temperaturas medias cayeron en la mayoría de los mercados analizados, entre los 2,0°C de Gran Bretaña y los 0,1°C de Alemania e Italia. La excepción fue Francia, donde las temperaturas medias aumentaron 0,4°C respecto a la primera semana de octubre.

Para la semana del 16 de octubre, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, se espera que la demanda eléctrica aumente en la mayoría de los principales mercados europeos, con la excepción de Alemania.

Mercados eléctricos europeos
En la semana del 9 de octubre, los precios de todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting subieron respecto a la semana anterior. La mayor subida porcentual de precios, del 70%, se alcanzó en el mercado Nord Pool de los países nórdicos, mientras que el menor incremento, del 1,7%, se registró en el mercado EPEX SPOT de los Países Bajos. En el resto de los mercados, los precios aumentaron entre el 5,0% del mercado EPEX SPOT de Alemania y el 20% del mercado IPEX de Italia.

En la segunda semana de octubre, los promedios semanales fueron inferiores a 95 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados. Las excepciones fueron los mercados español, italiano y portugués. En el mercado italiano se alcanzó el promedio más elevado, de 145,30 €/MWh. En el caso del mercado MIBEL de Portugal y España, los promedios fueron de 125,39 €/MWh y 125,41 €/MWh, respectivamente. En cambio, el precio promedio más bajo, de 9,25 €/MWh, se alcanzó en el mercado nórdico. En el resto de los mercados analizados, los precios se situaron entre los 77,92 €/MWh del mercado alemán y los 90,55 €/MWh del mercado N2EX del Reino Unido.

Pese a las subidas en los precios promedio semanales, en la segunda semana de octubre, se registraron precios horarios negativos en los mercados alemán, belga, británico, neerlandés y nórdico, influenciados por valores elevados de producción eólica. El precio horario más bajo, de ‑7,10 €/MWh, se alcanzó en el mercado neerlandés el domingo 15 de octubre, de 14:00 a 15:00.

Pero en la segunda semana de octubre también se registraron precios horarios por encima de los 200 €/MWh en diversas ocasiones en la mayoría de los mercados europeos analizados. Esto también ocurrió el lunes 16 de octubre en todos los mercados analizados, excepto en los mercados portugués y nórdico. Ese día, los mayores precios horarios se registraron de 19:00 a 20:00 CET. En los mercados alemán, belga, francés, italiano y neerlandés se alcanzó un precio de 240,00 €/MWh. En el caso de los mercados francés e italiano, este precio fue el más alto desde el 24 de agosto. Por otra parte, en el caso del mercado español, se alcanzó un precio horario de 220,00 €/MWh, el 16 de octubre de 19:00 a 20:00 CET, que fue el precio más alto desde finales de enero. Ese mismo día y hora, en el mercado británico también se alcanzó el precio horario más elevado desde enero, de 241,19 £/MWh.

Durante la semana del 9 de octubre, la subida del precio promedio del gas y de los derechos de emisión de CO2, el incremento de la demanda en la mayoría de los mercados y el descenso generalizado de la producción solar propiciaron la subida de los precios de los mercados eléctricos europeos. En el caso del mercado MIBEL, la producción eólica en la península ibérica y la producción nuclear en España disminuyeron, contribuyendo al incremento de los precios.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la tercera semana de octubre los precios de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos podrían continuar aumentando, influenciados por el descenso de la producción solar y el incremento de la demanda en la mayoría de los mercados. En el caso del mercado alemán, el descenso de la producción eólica también podría ejercer su influencia al alza sobre los precios.

Brent, combustibles y CO2
Los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE se mantuvieron por encima de 85 $/bbl durante la segunda semana de octubre. El precio de cierre mínimo semanal, de 85,82 $/bbl, se registró el día 11 de octubre. Por otra parte, el precio de cierre máximo semanal, de 90,89 $/bbl, se alcanzó el viernes 13 de octubre. Este precio fue un 7,5% mayor al del viernes anterior.

En la segunda semana de octubre, la preocupación por las consecuencias del conflicto en Oriente Medio sobre el suministro de petróleo y las previsiones de crecimiento de la demanda mundial de crudo de la OPEP ejercieron su influencia al alza sobre los precios de los futuros de petróleo Brent. Sin embargo, los datos mostraron un incremento en las reservas de crudo de Estados Unidos que ejerció cierta presión a la baja. Por otra parte, en la segunda mitad de la semana, Estados Unidos empezó a imponer sanciones a los propietarios de buques petroleros que transportan petróleo ruso a un precio mayor al máximo impuesto por el G7, lo cual también podría tener consecuencias sobre el suministro.

En cuanto a los precios de cierre de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, estos aumentaron durante la segunda semana de octubre. El lunes 9 de octubre se alcanzó el precio de cierre mínimo semanal, de 43,95 €/MWh. Este precio ya fue un 12% mayor al del lunes anterior. El precio de cierre máximo semanal, de 53,98 €/MWh, se alcanzó el viernes 13 de octubre. Este precio fue un 41% mayor al del viernes anterior y el más alto desde mediados de febrero.

En la segunda semana de octubre, los precios se vieron influenciados al alza por la preocupación por el suministro debido a la inestabilidad en Oriente Medio, al conflicto laboral en plantas exportadoras de gas natural licuado australianas y a la fuga en un gaseoducto en el mar Báltico. Además, el pronóstico de temperaturas más bajas en Europa también contribuyó a los incrementos de precios, ya que éstas favorecerían un incremento de la demanda de gas para calefacción.

Por lo que respecta a los precios de cierre de los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2023, durante la segunda semana de octubre se mantuvieron por encima de 80 €/t. El precio de cierre mínimo semanal, de 81,75 €/t, se registró el lunes 9 de octubre y fue un 1,2% mayor al del lunes anterior. Posteriormente, se registraron aumentos de precios que condujeron a que el precio de cierre máximo semanal, de 85,95 €/t, se alcanzara el viernes 13 de octubre. Este precio fue un 6,8% mayor al del mismo día de la semana anterior y el más alto desde finales de agosto.

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Producción solar fotovoltaica y termoeléctrica y producción eólica
En la semana del 18 de septiembre, la producción solar disminuyó en casi todos los mercados analizados respecto a la semana anterior. El mercado alemán registró la mayor caída, del 22%. Los otros mercados en los que la producción solar disminuyó fueron Francia, con un 2,0% de descenso, e Italia, con un 18%. La excepción a esta tendencia fue la Península Ibérica, donde se registró un incremento intersemanal del 12%. Además, el domingo 24 de septiembre en el mercado español se alcanzó la mayor producción solar termoeléctrica desde principios del mes de septiembre, con 22 GWh generados, y el miércoles 20 de septiembre se registró la segunda mayor producción fotovoltaica en el mismo período, con 126 GWh generados. Asimismo, en el mercado portugués se generaron 13,8 GWh de energía fotovoltaica el 23 de septiembre, el valor más alto desde finales de agosto.

Para la semana del 25 de septiembre, según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting se espera un aumento en todos los mercados analizados.

En cuanto a la producción eólica, en la semana del 18 de septiembre se registró un aumento intersemanal en la mayoría de los mercados analizados por AleaSoft Energy Forecasting. El mayor aumento, del 295%, se registró en el mercado italiano, seguido del 210% del mercado alemán. El menor incremento, del 28%, se registró en el mercado español. La excepción fue el mercado portugués con una caída de la producción eólica del 38%.

Durante la tercera semana de septiembre, la producción eólica diaria alcanzó niveles no vistos desde la primavera o el verano en varios mercados. En España, por ejemplo, el 21 de septiembre se generaron 290 GWh con esta tecnología, el cual es el valor más alto desde mayo de este año. En el mercado alemán, el 19 de septiembre se generaron 653 GWh, que es la mayor producción eólica en este mercado desde la segunda semana de agosto. Asimismo, un día después, el 20 de septiembre, en el mercado francés se generaron 191 GWh, un nivel no alcanzado desde el 6 de agosto.

Para la semana del 25 de septiembre las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican que la misma disminuirá en todos los mercados analizados.

Demanda eléctrica
En la semana del 18 de septiembre, la demanda eléctrica disminuyó respecto a la semana anterior en todos los mercados analizados. La mayor caída, del 9,2%, se observó en el mercado de los Países Bajos, seguido del mercado español, donde el descenso fue del 5,1%. La menor caída se registró en Alemania y fue del 0,3%. En el resto de los mercados analizados, la caída de la demanda osciló entre el 1,8% de Bélgica y el 4,2% de Portugal.

Durante el mismo período, las temperaturas medias bajaron en todos los mercados analizados en comparación con la semana anterior. El menor descenso se registró en Italia, el cual fue de 0,3 ºC. En el resto de los mercados analizados, las temperaturas medias disminuyeron desde los 1,5 ºC de Portugal a los 3,4 ºC de Francia.

Para la semana del 25 de septiembre, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, se espera que la demanda eléctrica siga cayendo en la mayoría de los mercados europeos analizados, a excepción de Francia y la Península Ibérica.

Mercados eléctricos europeos
En la semana del 18 de septiembre, los precios de todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting bajaron respecto a la semana anterior. La mayor caída, del 87%, se alcanzó en el mercado Nord Pool de los países nórdicos, mientras que el menor descenso, del 1,5%, se registró en mercado MIBEL de Portugal. En el resto de los mercados, los precios cayeron entre el 4,2% del mercado español y el 31% del mercado EPEX SPOT de Alemania, Bélgica y los Países Bajos.

En la tercera semana de septiembre, los promedios semanales fueron inferiores a 100 €/MWh en casi todos los mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron el mercado portugués y el mercado IPEX de Italia, que alcanzaron los 102,26 €/MWh y los 118,27 €/MWh, respectivamente. En cambio, el precio promedio más bajo, de 2,62 €/MWh, fue el del mercado nórdico. En el resto de los mercados analizados, los precios se situaron entre los 68,42 €/MWh del mercado francés y los 99,43 €/MWh del mercado español.

Por lo que respecta a los precios horarios, los días 19, 20 y 24 de septiembre se registraron precios negativos en los mercados alemán, belga, francés y neerlandés. En el mercado nórdico, además de estos días, se alcanzaron precios horarios negativos, los días 21, 25 y 26 de septiembre. Asimismo, el precio del mercado Nord Pool del día 19 se quedó por debajo de cero, al promediar ‑0,60 €/MWh. En el caso del mercado británico, los precios horarios negativos se registraron los días 19, 20 y 25 de septiembre. El precio horario más bajo, de ‑5,74 €/MWh, se alcanzó en el mercado alemán el día 19 de septiembre, de 14:00 a 15:00. Este precio fue el menor desde la primera mitad de agosto en este mercado.

Por otra parte, en el mercado español, el domingo 24 de septiembre, de 12:00 a 16:00, el precio fue de 0 €/MWh. En el mercado italiano, ese día, de 13:00 a 15:00, se registró un precio de 10,00 €/MWh, el más bajo desde el mes de mayo.

Durante la semana del 18 de septiembre, pese al incremento del precio promedio del gas y de los derechos de emisión de CO2, el descenso generalizado de la demanda eléctrica y el importante incremento de la producción eólica en la mayoría de los mercados analizados propiciaron la caída de los precios de los mercados eléctricos europeos.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que en la cuarta semana de septiembre los precios de los mercados eléctricos europeos podrían aumentar, influenciados por el descenso de la producción eólica, así como por incrementos de la demanda en algunos mercados.

Brent, combustibles y CO2
En la tercera semana de septiembre, los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE se mantuvieron por encima de 93 $/bbl. El precio de cierre mínimo semanal, de 93,27 $/bbl, se registró el viernes 22 de septiembre y fue un 0,7% menor al del viernes anterior. Por otra parte, el precio de cierre máximo semanal, de 94,43 $/bbl, se alcanzó el lunes 18 de septiembre. Este precio fue un 4,2% mayor al del lunes anterior y el más alto desde la primera quincena de noviembre de 2022.

En la tercera semana de septiembre, los recortes de producción de Arabia Saudí y Rusia propiciaron que los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent alcanzaran valores superiores a 93 $/bbl. Sin embargo, la preocupación por la evolución de la economía y las expectativas de tipos de interés elevados durante más tiempo ejercieron su influencia a la baja sobre los precios, contribuyendo al descenso de estos durante la semana.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el lunes 18 de septiembre registraron un precio de cierre de 34,47 €/MWh, un 3,8% menor al del lunes anterior. Pero, a partir del martes 19 de septiembre los precios empezaron a aumentar. Esta tendencia creciente continuó el lunes 25 de septiembre, cuando se alcanzó un precio de cierre de 44,44 €/MWh. Este precio fue un 29% mayor al del lunes 18 de septiembre y el más alto desde principios de abril.

En la tercera semana de septiembre, la cercanía de los meses más fríos propició el incremento de los precios de los futuros de gas TTF, pese a los elevados niveles de las reservas europeas. Las alteraciones en el flujo de gas procedente de Noruega, que se extenderán al mes de octubre, también ejercieron su influencia al alza sobre los precios. Mientras tanto, el conflicto laboral en plantas exportadoras de gas natural licuado australianas continúa.

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 2023, el lunes 18 de septiembre, se registró el precio de cierre mínimo semanal, de 80,84 €/t. Este precio fue un 1,0% menor al del lunes anterior y el más bajo desde principios de junio. Sin embargo, durante el resto de las sesiones de la tercera semana de septiembre los precios aumentaron. Como consecuencia, el precio de cierre máximo semanal, de 85,48 €/t, se alcanzó el viernes 22 de septiembre y fue un 3,9% mayor al del viernes anterior.

La entrada Descenso de precios en los mercados eléctricos europeos gracias al aumento de la producción eólica se publicó primero en Informe Digital.