AleaSoft Energy Forecasting, 3 de febrero de 2026. En enero, los precios aumentaron en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos y se situaron por encima de 100 €/MWh. En varios mercados, el precio mensual fue el más alto desde al menos marzo de 2025. En cambio, en el mercado ibérico los precios descendieron y se situaron en torno a los 71 €/MWh. España e Italia registraron récords históricos de producción eólica mensual, mientras que Francia y Portugal alcanzaron sus mayores producciones eólicas para un mes de enero. Alemania, Italia y Francia lograron su mayor producción fotovoltaica para un mes de enero. La demanda eléctrica aumentó. Los futuros de gas TTF alcanzaron el promedio más alto desde julio, los de Brent desde octubre y los de CO2 al menos desde enero de 2024.
Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En enero de 2026, la producción solar fotovoltaica aumentó en la mayoría de los principales mercados europeos en comparación con el mismo mes del año anterior. Italia registró el mayor incremento, del 14%, seguido por Francia, con un aumento del 11% y Alemania, con una subida del 2,8%. En cambio, en el mercado portugués la producción fotovoltaica disminuyó un 14%, mientras que en el mercado español la generación con esta tecnología fue similar a la registrada en enero de 2025.
En comparación con diciembre de 2025, la producción con energía solar fotovoltaica también aumentó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. El mercado francés registró la mayor subida, del 6,1%, seguido por los aumentos del 4,9% en Alemania y del 2,6% en España. Por el contrario, los mercados portugués e italiano disminuyeron su generación fotovoltaica con respecto a diciembre. El mercado portugués registró el mayor descenso, del 11%, mientras que el mercado italiano presentó una caída más moderada, del 1,0%.
Varios de los principales mercados europeos alcanzaron récords históricos de producción de energía solar fotovoltaica para un mes de enero. Alemania logró la mayor producción, con 1673 GWh, seguida por Italia, con 1279 GWh, y Francia, con 1160 GWh.
Según datos de Red Eléctrica, entre enero de 2024 y enero de 2025 el mercado español añadió 9301 MW de potencia solar fotovoltaica, incluyendo el autoconsumo. Durante el mismo período, el mercado portugués incorporó 936 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 enero de 2026, la producción eólica aumentó interanualmente en los principales mercados eléctricos europeos. Italia registró el mayor incremento, del 17%, seguida por Portugal y España, con aumentos del 7,4% y del 6,6%, respectivamente. Francia presentó la menor subida, del 3,1%, mientras que Alemania registró un crecimiento del 5,6%.
En comparación con el mes anterior, la producción eólica también aumentó en los principales mercados europeos. Italia volvió a registrar el mayor incremento, con un 105%, seguida por España, con un 50%, y de Portugal, con un 43%. Francia mostró nuevamente el menor aumento, del 3,1%, mientras que Alemania anotó una subida del 6,1%.
En enero de 2026, los mercados español e italiano alcanzaron récords históricos de producción eólica, con 7988 GWh y 2989 GWh, respectivamente. Por su parte, los mercados francés y portugués lograron sus mayores producciones eólicas para un mes de enero, con 5905 GWh y 1935 GWh, respectivamente.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA.Demanda eléctrica
En enero de 2026, la demanda eléctrica aumentó en la mayoría de los principales mercados europeos respecto al mismo mes del año anterior. El mercado portugués registró el mayor incremento, del 8,4%, mientras que el mercado francés mostró la menor subida, del 0,7%. Los mercados español, italiano, alemán y belga experimentaron aumentos que oscilaron entre el 3,6% en España y el 4,7% en Bélgica. Por otro lado, el mercado británico registró un descenso interanual del 1,3% en su demanda.
En comparación con diciembre de 2025, la demanda aumentó de manera generalizada en los principales mercados europeos analizados. Francia registró el mayor incremento, del 11%, mientras que España presentó el menor, del 4,9%. Los mercados de Italia, Bélgica, Portugal, Gran Bretaña y Alemania mostraron incrementos que oscilaron entre el 8,2% en Italia y el 9,1% en Alemania.
Las temperaturas medias fueron inferiores a las del mismo mes de 2025 en Francia, Portugal, Italia, España y Alemania, con descensos que oscilaron entre 0,4°C en Francia y 2,6°C en Alemania. En cambio, Gran Bretaña y Bélgica registraron temperaturas medias 0,4°C y 0,5°C menos frías, respectivamente.
En la comparación con diciembre de 2025, las temperaturas medias de enero se situaron por debajo de las del mes anterior en todos los mercados analizados. Alemania registró la mayor caída, de 3,5°C, seguida por las bajadas de 2,4 °C en Bélgica y 2,2 °C en Francia. En el resto de los mercados, las temperaturas medias descendieron entre 0,8°C en Portugal y 1,8°C en Gran Bretaña e Italia.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid y ELIA.Mercados eléctricos europeos
En el mes de enero de 2026, el precio promedio mensual en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos fue superior a 100 €/MWh. La excepción fue el mercado MIBEL de la península ibérica, cuyos promedios se situaron en 71,19 €/MWh y 71,67 €/MWh para Portugal y España, respectivamente. El mercado IPEX de Italia registró el precio mensual más elevado, de 132,66 €/MWh. En el resto de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los promedios estuvieron entre los 100,65 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Francia y los 109,93 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Alemania.
En comparación con el mes de diciembre, los precios promedio subieron en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting. Los mercados español y portugués fueron las excepciones, con descensos del 8,0% y el 8,6%, respectivamente. El mercado Nord Pool de los países nórdicos alcanzó la mayor subida porcentual de precios, del 95%. En cambio, los mercados italiano y alemán registraron los menores aumentos, del 15% y el 18%, respectivamente. En el resto de los mercados, los precios subieron entre el 22% del mercado neerlandés y el 46% del mercado francés.
Sin embargo, al comparar los precios promedio del mes de enero con los registrados en el mismo mes de 2025, los precios bajaron en la mayoría de los mercados. El mercado nórdico fue la excepción, con una subida del 136%. El mercado N2EX del Reino Unido y los mercados español y portugués alcanzaron las mayores caídas porcentuales de precios, del 23% en el primer caso y del 26% en los otros dos mercados. En el resto de los mercados, los descensos de precios estuvieron entre el 1,6% del mercado francés y el 8,2% del mercado neerlandés.
En enero, los mercados alemán, francés, italiano, británico, belga y neerlandés registraron sus precios más altos desde marzo de 2025. Por su parte, el mercado nórdico alcanzó su mayor promedio desde enero de 2023.
El aumento de los precios del gas y de los derechos de emisión de CO2, así como el incremento de la demanda respecto al mes anterior, favorecieron la subida de los precios en los mercados eléctricos europeos en el mes de enero de 2026. Sin embargo, el fuerte incremento de la producción eólica y la subida de la producción solar en la península ibérica contribuyeron al descenso de los precios en el mercado MIBEL.
Por otra parte, la caída de los precios del gas respecto a enero de 2025 y el incremento de la producción eólica propiciaron la caída interanual de precios en los mercados eléctricos europeos en el primer mes de 2026. Además, la producción solar aumentó en Alemania, Francia e Italia, mientras que la demanda bajó en el mercado británico.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool y GME.Brent, combustibles y CO2
Los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE registraron un precio promedio mensual de 64,73 $/bbl en el mes de enero de 2026. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este promedio mensual fue el más alto desde octubre de 2025. Este valor fue un 5,0% mayor al alcanzado por los futuros Front‑Month de diciembre de 2025, de 61,63 $/bbl. En cambio, fue un 17% menor al correspondiente a los futuros Front‑Month negociados en enero de 2025, de 78,35 $/bbl.
La incertidumbre en torno a Venezuela y el temor a los efectos de la inestabilidad en Oriente Medio sobre el suministro de petróleo ejercieron su influencia al alza sobre los precios de los futuros de petróleo Brent en enero. El anuncio de nuevas sanciones estadounidenses a los países importadores de petróleo ruso también contribuyó al incremento de los precios respecto al mes anterior. Sin embargo, la preocupación por el exceso de suministro a nivel global continuó ejerciendo su influencia a la baja sobre los precios, cuyo promedio fue inferior al del mismo mes del año anterior.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el valor promedio registrado durante el mes de enero de 2026 fue de 34,14 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este fue el mayor promedio mensual desde julio de 2025. En comparación con el promedio de los futuros Front‑Month negociados en el mes de diciembre de 2025, de 27,62 €/MWh, el promedio de enero subió un 24%. Si se compara con los futuros Front‑Month negociados en el mes de enero de 2025, cuando el precio promedio fue de 48,32 €/MWh, hubo un descenso del 29%.
En enero, las bajas temperaturas y la preocupación por los niveles cada vez menores de las reservas europeas ejercieron su influencia al alza sobre los precios de los futuros de gas TTF. La evolución de los precios durante el mes también estuvo condicionada por las tensiones en Oriente Medio. Además, la reducción del suministro de gas natural licuado desde Estados Unidos causada por la climatología adversa en ese país también contribuyó al incremento de los precios respecto al mes anterior. Sin embargo, el promedio mensual todavía fue inferior al del enero de 2025.
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 enero de 88,10 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este fue el mayor promedio mensual al menos desde enero de 2024. Este precio mensual aumentó un 2,0% respecto al promedio del mes de diciembre de 2025, que fue de 86,36 €/t. Si se compara con el promedio del mes de enero de 2025, que fue de 80,52 €/t, el promedio de enero de 2026 fue un 9,4% mayor.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre el almacenamiento de energía
La división AleaStorage de AleaSoft Energy Forecasting está especializada en la elaboración de informes de previsiones para proyectos de almacenamiento de energía. Los servicios de AleaStorage incluyen el cálculo de ingresos y rentabilidad, así como el dimensionamiento del almacenamiento óptimo en sistemas híbridos. AleaStorage ha desarrollado casos de éxito en el cálculo de ingresos a largo plazo para baterías stand‑alone y para sistemas híbridos, principalmente para sistemas de energía fotovoltaica con baterías.
Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.