AleaSoft Energy Forecasting, 8 de julio de 2026. En el primer semestre de 2026, los precios subieron en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos, impulsados por el aumento de los precios del gas y de la demanda. En cambio, la mayor producción solar fotovoltaica y eólica favoreció el descenso de los precios en España y Portugal. La fotovoltaica marcó récords semestrales en Alemania, España, Francia e Italia, y la eólica en Francia, Italia y Portugal. El Brent y el gas TTF alcanzaron sus promedios más altos desde 2023, por las tensiones entre Estados Unidos e Irán y las bajas reservas de gas.
Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En el primer semestre de 2026, la producción solar fotovoltaica aumentó en los principales mercados eléctricos europeos en comparación con el mismo período del año anterior. Los mercados español y francés registraron los mayores incrementos, ambos del 16%. Portugal e Italia alcanzaron aumentos del 8,3% y el 7,8%, respectivamente, mientras que el mercado alemán registró la menor subida, con un 5,7%.
En comparación con el segundo semestre de 2025, la producción solar fotovoltaica aumentó en la mayoría de los principales mercados europeos. El mercado alemán registró el mayor incremento, del 34%. Le siguieron los mercados francés e italiano, con aumentos del 17% y el 10%, respectivamente. El mercado español registró un incremento más moderado, del 5,2%. En cambio, en Portugal la producción disminuyó un 3,9%.
Además, todos los mercados analizados, excepto Portugal, alcanzaron en el primer semestre de 2026 un récord histórico de producción solar fotovoltaica semestral. En el conjunto del semestre, Alemania generó 43 623 GWh con esta tecnología, España alcanzó 26 959 GWh, Italia produjo 18 351 GWh y Francia generó 17 457 GWh.
Según datos de Red Eléctrica, en los seis primeros meses de 2026, España peninsular incorporó 3763 MW nuevos de capacidad solar fotovoltaica respecto a la capacidad instalada a finales de 2025, sin incluir el autoconsumo. Esta cifra representa un aumento del 9,2%. En Portugal, según datos de REN, la capacidad solar fotovoltaica aumentó en 198 MW en el mismo período, un 4,1%.
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.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA.En el primer semestre de 2026, la producción eólica aumentó en los principales mercados eléctricos europeos en comparación con el mismo período de 2025. El mercado italiano registró el mayor incremento, del 17%. Le siguieron los mercados francés y alemán, con aumentos del 13% y el 11%, respectivamente. Los mercados portugués y español registraron los menores incrementos, del 8,2% y el 5,8%, respectivamente.
En comparación con el segundo semestre de 2025, la producción eólica aumentó en la mayoría de los mercados analizados. El mercado italiano registró el mayor aumento, del 30. Portugal ocupó el segundo lugar, con un incremento del 13%. Los mercados español y francés registraron aumentos del 6,1% y el 3,3%, respectivamente. En cambio, en el mercado alemán, la producción con esta tecnología disminuyó un 5,0%.
Además, Francia, Italia y Portugal alcanzaron en el primer semestre de 2026 récords históricos de producción eólica semestral. En el conjunto del semestre, Francia generó 26 050 GWh con esta tecnología, Italia alcanzó 12 976 GWh y Portugal produjo 7350 GWh.
En cuanto a la capacidad instalada, los datos de Red Eléctrica indican que en junio de 2026 la capacidad eólica en España peninsular superaba en 231 MW la registrada a finales de 2025, excluido el autoconsumo. Esta cifra representa una subida del 0,7%. En Portugal, los datos de REN muestran un aumento de 84 MW en el mismo período. Este valor representa una subida del 1,5%.
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.Demanda eléctrica
En el primer semestre de 2026, la demanda eléctrica aumentó de forma interanual en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. El mercado belga registró el mayor incremento, del 6,1%, seguido de Portugal, con un aumento del 4,0%. Los mercados español, alemán e italiano registraron incrementos de entre el 1,4% de España y el 2,7% de Italia. El mercado británico anotó la menor subida, del 0,4%. En cambio, la demanda en el mercado francés disminuyó un 0,5%.
La mayoría de los mercados también registraron aumentos de la demanda en comparación con el semestre anterior. El mercado belga lideró esta tendencia con un incremento del 8,7%. Le siguió el mercado francés, con un 7,4%. Los mercados alemán, británico y portugués registraron aumentos del 2,0%, el 3,3% y el 3,4%, respectivamente. Italia anotó el menor crecimiento, del 0,9%. En cambio, la demanda en el mercado español cayó un 0,9%.
Al mismo tiempo, las temperaturas medias aumentaron de forma interanual en todos los principales mercados europeos, con subidas que oscilaron entre los 0,1°C de Alemania y los 0,7°C de Bélgica y Francia.
En comparación con el segundo semestre de 2025, las temperaturas medias descendieron en todos los mercados analizados. Las caídas oscilaron entre los 2,3°C de Francia y los 3,8°C de España.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid y ELIA.
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 primer semestre de 2026, el precio promedio superó los 60 €/MWh en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. El mercado N2EX del Reino Unido y el mercado IPEX de Italia registraron los precios semestrales más elevados, de 107,27 €/MWh y 127,18 €/MWh, respectivamente. Los mercados MIBEL de Portugal y España registraron los precios más bajos, de 48,77 €/MWh y 49,83 €/MWh, respectivamente. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los promedios estuvieron entre los 61,78 €/MWh del mercado francés y los 98,62 €/MWh del mercado alemán, con el mercado nórdico en 79,05 €/MWh.
En comparación con el semestre anterior, en el primer semestre de 2026, los precios promedio subieron en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. El mercado nórdico registró el mayor incremento, del 82%, seguido del británico, con un 27%. Los mercados belga, neerlandés, italiano, alemán y francés registraron aumentos de entre el 11% y el 23%. En cambio, los precios cayeron en los mercados español y portugués, con descensos del 28% y el 29%, respectivamente.
Si se comparan los precios promedio del primer semestre de 2026 con los registrados en el mismo semestre de 2025, los precios aumentaron en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting. El mercado nórdico registró el mayor incremento interanual, del 120%. Los mercados neerlandés, alemán, belga e italiano registraron aumentos de entre el 6,4% y el 9,4%, mientras que en el mercado británico el precio aumentó un 2,4%. En cambio, los precios cayeron en los mercados francés, español y portugués, con descensos del 7,4%, el 19% y el 23%, respectivamente.
Como consecuencias de las subidas, en el primer semestre de 2026, el mercado nórdico alcanzó su mayor promedio desde el primer semestre de 2023, mientras que los mercados alemán, belga, británico, italiano y neerlandés registraron sus promedios más elevados desde el segundo semestre de 2023. En cambio, los mercados español y portugués registraron su menor promedio desde el segundo semestre de 2024.
En el primer semestre de 2026, el incremento de los precios del gas TTF, junto con el aumento de la demanda eléctrica, impulsó la subida de los precios en la mayoría de los mercados eléctricos europeos respecto al semestre anterior. En cambio, el aumento de la producción solar fotovoltaica y eólica en la península ibérica contribuyó al descenso de los precios en los mercados español y portugués.
Al comparar con el primer semestre de 2025, el aumento del precio promedio del gas propició el incremento interanual de los precios en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Por el contrario, el aumento de la producción solar fotovoltaica y eólica favoreció el descenso de los precios en los mercados francés, portugués y español.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, RTE, Nord Pool y GME.
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 Front‑Month en el mercado ICE registraron un precio promedio semestral de 87,60 $/bbl en el primer semestre de 2026. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más alto desde el primer semestre de 2023. Además, este valor fue un 33% mayor al alcanzado por los futuros Front‑Month del semestre anterior, de 65,64 $/bbl. También fue un 24% mayor al correspondiente a los futuros Front‑Month negociados en el primer semestre de 2025, de 70,81 $/bbl.
El conflicto entre Estados Unidos e Irán y sus consecuencias sobre el suministro a través del estrecho de Ormuz influyeron en el comportamiento al alza de los precios de los futuros de Brent durante el primer semestre de 2026.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el precio promedio registrado durante el primer semestre de 2026 por estos futuros fue de 42,94 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más alto desde el segundo semestre de 2023. En comparación con el precio de los futuros Front‑Month negociados en el semestre anterior, de 31,59 €/MWh, el promedio aumentó un 36%. Si se compara con los futuros Front‑Month negociados en el mismo semestre de 2025, cuando el precio promedio fue de 41,21 €/MWh, el aumento fue del 4,2%.
Los bajos niveles de las reservas europeas junto con las tensiones geopolíticas propiciaron el incremento de los precios de los futuros de gas TTF durante el primer semestre de 2026.
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 de 77,13 €/t en el primer semestre de 2026. Este precio fue un 2,4% menor al promedio del semestre anterior, de 79,02 €/t. Si se compara con el promedio del mismo semestre de 2025, de 74,62 €/t, el promedio del primer semestre de 2026 fue un 3,4% mayor.
Análisis de AleaSoft Energy Forecasting con inteligencia artificial para los mercados de energía
Desde 1999, AleaSoft Energy Forecasting desarrolla modelos de previsión para los mercados de energía europeos combinando inteligencia artificial, estadística, econometría y un conocimiento profundo del sector de la energía. Durante 27 años, la IA ha formado parte del núcleo de su metodología, permitiendo generar previsiones rigurosas de precios de mercados eléctricos, demanda eléctrica, producción renovable y otras variables clave para la toma de decisiones.
La transición energética está incrementando la volatilidad de los mercados, la penetración de energías renovables, la aparición de precios cero y negativos, la necesidad de flexibilidad y la relevancia del almacenamiento de energía. En este contexto, AleaSoft Energy Forecasting continúa impulsando el desarrollo de herramientas basadas en inteligencia artificial para analizar mercados, evaluar riesgos, optimizar estrategias de compra y venta de energía, estructurar PPA, valorar inversiones, dimensionar baterías, estimar ingresos de sistemas de almacenamiento de energía y analizar proyectos híbridos con energías renovables y baterías.
Estas soluciones combinan previsiones, inteligencia artificial y experiencia acumulada en los mercados de energía para ayudar a empresas del sector de la energía, inversores, generadores, comercializadoras, grandes consumidores y operadores a tomar decisiones con más información, mayor rigor y una visión estratégica de la evolución del mercado.
Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.
