AleaSoft Energy Forecasting, 5 de mayo de 2026. En abril de 2026, los precios mensuales de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos descendieron respecto a marzo y se situaron, en su mayoría, por debajo de 85 €/MWh, con varios mercados en sus niveles más bajos de los últimos meses. La bajada de los precios del gas, una demanda más baja y el aumento de la producción solar favorecieron esta tendencia, en un mes que también dejó récords históricos de producción fotovoltaica y el promedio más alto de los futuros de Brent desde agosto de 2022.
Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En abril de 2026, la producción solar fotovoltaica aumentó en los principales mercados eléctricos europeos respecto al mismo mes del año anterior. Portugal lideró el crecimiento porcentual con un 41%, mientras que Italia registró el menor incremento, del 7,4%. Por su parte, Alemania, Francia y España aumentaron su producción un 11%, un 22% y un 24%, respectivamente.
En comparación con marzo de 2026, la producción solar fotovoltaica también creció en los principales mercados eléctricos europeos analizados. En este caso, el mercado alemán registró el mayor aumento, del 40%, seguido por los incrementos del 38% en Portugal y del 33% en Italia. Los mercados de Francia y España aumentaron un 19% y un 29%, respectivamente.
Todos los mercados analizados alcanzaron récords históricos de producción solar fotovoltaica para un mes de abril. Alemania encabezó la lista con 9969 GWh, seguida de España con 4966 GWh, Italia con 3677 GWh, Francia con 3473 GWh y Portugal con 580 GWh.
Estos récords de producción solar fotovoltaica reflejan el crecimiento interanual de la capacidad instalada. Entre abril de 2025 y abril de 2026, el mercado español añadió 8434 MW de potencia solar fotovoltaica, excluido el autoconsumo, según datos de Red Eléctrica. Durante el mismo período, el mercado portugués incorporó 879 MW al sistema, de acuerdo con datos de REN.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA.En abril de 2026, la producción eólica aumentó en términos interanuales en los mercados de Alemania e Italia. El mercado alemán registró el mayor incremento, del 39%, mientras que el italiano presentó un crecimiento más moderado, del 0,7%. En contraste, los mercados de la península ibérica y Francia redujeron su generación eólica. Portugal registró la mayor caída, del 34%, mientras que España y Francia disminuyeron su producción un 16% y un 0,1%, respectivamente.
En comparación con el mes anterior, la producción eólica aumentó en el mercado italiano un 4,2%. Por el contrario, la producción eólica disminuyó en los mercados de la península ibérica, Francia y Alemania. Portugal registró la mayor bajada, del 36%, seguida por la caída del 27% en el mercado español. Alemania y Francia anotaron descensos del 13% y del 20%, respectivamente.
Según datos de Red Eléctrica, entre abril de 2025 y abril de 2026 el mercado español añadió 894 MW de nueva capacidad eólica, excluyendo el autoconsumo. En el mismo período, el mercado portugués añadió 48 MW al sistema, de acuerdo con datos de REN.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA.Demanda eléctrica
En abril de 2026, la demanda eléctrica aumentó en términos interanuales en la mayoría de los principales mercados europeos. El mercado belga registró el mayor incremento, del 7,5%, mientras que el mercado francés anotó la menor subida, del 0,7%. En los mercados de Italia, Alemania y Portugal, la demanda subió un 1,8%, un 2,0% y un 2,8%, en cada caso. Por el contrario, los mercados británico y español registraron descensos interanuales del 0,6% y del 1,3%, respectivamente.
En comparación con marzo de 2026, la demanda descendió en abril en los principales mercados europeos analizados. Gran Bretaña y Francia registraron las mayores caídas, del 14% y 13%, respectivamente, mientras que Bélgica presentó la menor, del 4,3%. En Alemania, Italia, Portugal y España, la demanda bajó entre un 5,6% en el mercado alemán y un 9,7% en el español.
Las temperaturas medias fueron más frías que las de abril de 2025 en la mayoría de los mercados europeos analizados. Francia, Bélgica, Gran Bretaña y Alemania registraron descensos que oscilaron entre 0,1°C en Francia y 1,3°C en Alemania. Por otro lado, la península ibérica e Italia registraron temperaturas medias más altas, con aumentos de 0,9°C en Italia, 1,2°C en España y 1,4°C en Portugal.
En comparación con el mes anterior, las temperaturas medias de abril aumentaron en todos los mercados analizados. España registró la mayor subida, de 4,5°C, mientras que Gran Bretaña presentó el menor aumento, de 2,2°C. En el resto de los mercados, las temperaturas medias subieron entre 2,3°C en Bélgica y 4,2°C en Italia.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid y ELIA.Mercados eléctricos europeos
Abril de 2026 cerró con precios mensuales por debajo de 85 €/MWh en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. Solo los mercados británico e italiano se desmarcaron de esta tendencia, con promedios de 95,75 €/MWh y 119,47 €/MWh, respectivamente. En el extremo opuesto, Francia, Portugal y España registraron los valores más bajos del mes, con 39,80 €/MWh, 42,42 €/MWh y 42,44 €/MWh en cada caso. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los promedios se situaron entre 63,33 €/MWh en el mercado nórdico y 84,59 €/MWh en el neerlandés.
Respecto a marzo, abril estuvo marcado por una bajada casi generalizada de los precios de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting. España y Portugal fueron las excepciones, con ligeros incrementos del 1,6% y del 3,8%. Francia encabezó los descensos, con una caída del 38%, mientras que en el resto de los mercados las reducciones oscilaron entre el 0,7% del mercado nórdico y el 21% del alemán.
Sin embargo, en términos interanuales la tendencia fue distinta. Frente a abril de 2025, los precios subieron en casi todos los mercados europeos. Francia fue la excepción, con un descenso del 5,7%. Por el contrario, España, Portugal y el mercado nórdico registraron los mayores incrementos porcentuales, del 58%, el 64% y el 99%, respectivamente. En los demás mercados, las subidas fueron más moderadas y se situaron entre el 0,7% del mercado alemán y el 20% del italiano.
La caída mensual de los precios permitió que varios mercados alcanzaran sus niveles más bajos de los últimos meses. El mercado alemán registró su promedio mensual más reducido desde septiembre de 2025, el francés desde octubre de 2025 y los mercados belga y neerlandés desde noviembre de ese mismo año.
Detrás de la bajada respecto a marzo estuvieron principalmente el descenso de los precios del gas, el aumento de la producción solar y una demanda más baja. En Italia, además, el incremento de la generación eólica reforzó esta tendencia bajista.
En cambio, la comparación interanual estuvo condicionada por un contexto de precios del gas y de los derechos de emisión de CO2 superiores a los de abril de 2025, junto con un aumento de la demanda en la mayoría de los mercados. En la península ibérica, a ello se sumó una menor producción eólica, que contribuyó a impulsar los precios en España y Portugal.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, RTE, Nord Pool y GME.Brent, combustibles y CO2
Los futuros de petróleo Brent para el FrontMonth en el mercado ICE registraron un precio promedio mensual de 102,46 $/bbl en el mes de abril de 2026. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este promedio mensual fue el más alto desde agosto de 2022. Este valor fue un 2,9% mayor al alcanzado por los futuros FrontMonth de marzo de 2026, de 99,60 $/bbl. También fue un 54% mayor al correspondiente a los futuros FrontMonth negociados en abril de 2025, de 66,46 $/bbl.
Durante el mes de abril, el conflicto entre Estados Unidos e Irán continuó condicionando la evolución de los precios de los futuros de petróleo Brent. Si bien las negociaciones de paz y la tregua pactada ejercieron su influencia a la baja sobre los precios, la falta de avances en las negociaciones, las amenazas, así como el cierre del estrecho de Ormuz, propiciaron la subida de los precios durante el mes de abril. Como resultado, el promedio mensual acabó superando los 100 $/bbl.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el FrontMonth, el valor promedio registrado durante el mes de abril de 2026 por estos futuros fue de 44,98 €/MWh. En comparación con el promedio de los futuros FrontMonth negociados en el mes de marzo de 2026, de 52,87 €/MWh, el promedio de abril bajó un 15%. En cambio, si se compara con los futuros FrontMonth negociados en el mes de abril de 2025, cuando el precio promedio fue de 35,41 €/MWh, hubo un aumento del 27%.
En abril, la preocupación por el suministro de gas natural licuado debida a la inestabilidad en Oriente Medio y los bajos niveles de las reservas europeas continuaron ejerciendo su influencia al alza sobre los precios de los futuros de gas TTF. Sin embargo, el descenso de la demanda asociado a las temperaturas más suaves contribuyó al descenso de los precios respecto al mes anterior.
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, alcanzaron un precio promedio en abril de 74,04 €/t. Este precio mensual subió un 5,7% respecto al promedio del mes de marzo de 2026, que fue de 70,07 €/t. Si se compara con el promedio del mes de abril de 2025, que fue de 67,09 €/t, el promedio de abril de 2026 fue un 10% mayor.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.Análisis de AleaSoft Energy Forecasting para el almacenamiento de energía y la hibridación
Los proyectos de almacenamiento de energía afrontan hoy retos decisivos para alcanzar una inversión rentable y bancable. No basta con instalar capacidad, sino que es necesario determinar qué configuración permite maximizar ingresos, cómo evolucionarán las oportunidades de arbitraje y de participación en servicios de ajuste, qué impacto tendrá la creciente penetración de baterías sobre esos ingresos y cuál es el dimensionamiento óptimo en proyectos híbridos. Resolver estas incógnitas resulta especialmente relevante tanto en sistemas standalone como en instalaciones híbridas, como las plantas de energía solar fotovoltaica o eólica con baterías. Para dar respuesta a estos desafíos, AleaSoft Energy Forecasting, a través de la división AleaStorage, desarrolla análisis para proyectos de almacenamiento de energía orientados a optimizar ingresos, dimensionamiento y rentabilidad.
Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.
