AleaSoft Energy Forecasting, 6 de agosto de 2025. Durante el mes de julio, los precios de los principales mercados eléctricos europeos subieron y se mantuvieron por encima de 70 €/MWh en la mayoría de los casos. Los mercados de la península ibérica fueron la excepción, con descensos interanuales y respecto al mes anterior. La producción solar y eólica creció en la mayoría de los mercados eléctricos, alcanzando récords históricos en España, Francia, Portugal e Italia. La demanda aumentó en la península ibérica y Francia, mientras que los precios de los futuros del gas y los derechos de emisión de CO₂ bajaron con respecto a junio.
Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En julio de 2025, la producción solar fotovoltaica aumentó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos en comparación con el mismo mes del año anterior. El mercado francés registró el mayor incremento, con un 33%. Le siguieron los mercados portugués e italiano, con crecimientos interanuales del 24% y 18%, respectivamente. El mercado español registró el menor incremento, con un 8,3%. El mercado alemán fue la excepción, ya que su producción solar disminuyó un 4,1% respecto a julio de 2024.
Al comparar la producción solar fotovoltaica entre julio y junio de 2025, la mayoría de los mercados eléctricos europeos mostraron aumentos. El mercado portugués lideró con un incremento del 9,0%, mientras que el mercado francés ocupó el segundo lugar con un 4,8%. El mercado español registró el menor crecimiento, con un 1,4%. En cambio, los mercados alemán e italiano redujeron su generación con esta tecnología un 14% y un 4,8%, respectivamente, en relación con el mes anterior.
Además, en julio de 2025, tres mercados establecieron su récord histórico de generación mensual de energía fotovoltaica. El mercado español generó 6190 GWh. El mercado francés produjo 4072 GWh y el mercado portugués sumó 800 GWh, logrando también un máximo histórico.
El aumento interanual de la producción solar respondió principalmente al incremento de la capacidad instalada. Según datos de Red Eléctrica, entre julio de 2024 y julio de 2025 el mercado español añadió 6145 MW de capacidad fotovoltaica. En el mismo período, el mercado portugués incorporó 1038 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 julio de 2025, la producción eólica aumentó en los principales mercados energéticos europeos en comparación con julio de 2024. El mercado italiano registró el mayor incremento, con un 53%. Le siguieron los mercados francés y portugués, con crecimientos del 32% y 30%, respectivamente. Los mercados alemán y español mostraron los menores incrementos, del 8,8% y 6,5%, respectivamente.
En comparación con el mes anterior, la producción eólica también creció en la mayoría de los principales mercados eléctricos de Europa. El mercado italiano lideró nuevamente con un aumento del 45%. El mercado francés registró la menor subida, con un 11%, mientras que los mercados de la península ibérica alcanzaron incrementos del 36%. Por otro lado, el mercado alemán redujo su producción eólica un 28% respecto al mes anterior.
En julio de 2025, los mercados italiano y portugués registraron su mayor volumen de producción eólica para un mes de julio, con 1824 GWh y 993 GWh, respectivamente.
El aumento interanual de la producción eólica respondió al incremento de la capacidad instalada. Según datos de Red Eléctrica, entre julio de 2024 y julio de 2025, el mercado español incorporó 1080 MW de capacidad eólica. En el mismo período, el mercado portugués añadió 18 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 julio de 2025, la demanda eléctrica aumentó en los mercados eléctricos de la península ibérica y Francia en comparación con el mismo mes del año anterior. El mercado portugués experimentó el mayor incremento, alcanzando un 4,0%, mientras que los mercados francés y español presentaron subidas del 1,2% y 1,4%, respectivamente. Por otro lado, la demanda disminuyó en los mercados italiano, belga, alemán y británico en términos interanuales. El mercado italiano registró la mayor caída, del 3,9%, y el mercado belga la menor, del 0,2%. En los mercados alemán y británico, las disminuciones fueron del 0,7% en ambos casos.
Además, según datos provisionales de Red Eléctrica para julio de 2025, la demanda en el mercado español podría haber alcanzado los 21 678 GWh, un nivel no visto desde el verano de 2022.
En comparación con junio de 2025, la demanda aumentó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. Italia registró el mayor incremento, del 6,0%, mientras que Francia mostró la menor subida, del 0,3%. Los mercados español, alemán y británico registraron aumentos del 2,5%, 2,6% y 3,7%, respectivamente. El mercado belga fue la única excepción con una caída del 1,9%.
En la mayoría de los mercados analizados, julio de 2025 fue más cálido que el mismo mes de 2024. Los aumentos en las temperaturas medias oscilaron entre 0,1°C en España y 2,0°C en Gran Bretaña. En contraste, Alemania e Italia registraron descensos de 0,3°C y 1,1°C, respectivamente.
A medida que avanzaba el verano, las temperaturas medias de julio superaron a las de junio en la mayoría de los países analizados. Francia fue la excepción, con una disminución de 0,1°C respecto al mes anterior. En los demás países, las temperaturas medias aumentaron entre 0,2°C en Alemania y 1,2°C en Reino Unido.
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 julio de 2025, el precio promedio mensual fue superior a 70 €/MWh en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron los promedios del mercado Nord Pool de los países nórdicos y el mercado EPEX SPOT de Francia, de 32,32 €/MWh y 57,98 €/MWh, respectivamente. En cambio, el mercado N2EX del Reino Unido y el mercado IPEX de Italia registraron los precios mensuales más elevados, de 91,59 €/MWh y 113,13 €/MWh, respectivamente. En el resto de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los promedios estuvieron entre los 70,01 €/MWh del mercado MIBEL de España y los 87,80 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Alemania.
En comparación con el mes de junio, los precios promedio aumentaron en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting. Los mercados español y portugués fueron las excepciones, con descensos del 3,6% y el 5,5%, respectivamente. El mercado italiano registró el menor incremento, del 1,2%. En cambio, los mercados francés y nórdico alcanzaron las mayores subidas porcentuales de precios, del 42% y el 68%, respectivamente. En el resto de los mercados, los precios subieron entre el 16% del mercado británico y el 37% del mercado alemán.
Comparando los precios promedio del mes de julio con los registrados en el mismo mes de 2024, los precios también aumentaron en la mayoría de los mercados. Los mercados español y portugués también fueron las excepciones, con caídas del 3,2% y el 5,4%, respectivamente. En este caso, el mercado italiano sólo aumentó ligeramente, un 0,7%. Por otra parte, el mercado belga alcanzó la mayor subida porcentual de precios, del 52%. En el resto de los mercados, los aumentos de precios estuvieron entre el 11% del mercado británico y el 35% del mercado neerlandés.
Como consecuencia de estas subidas de precios, en julio de 2025, los mercados alemán, belga, británico, francés, italiano, neerlandés y nórdico registraron sus precios mensuales más altos desde abril.
En el mes de julio de 2025, el incremento de la demanda eléctrica respecto al mes anterior favoreció la subida de los precios en los mercados eléctricos europeos. Además, en el caso del mercado italiano bajó la producción solar, mientras que en el mercado alemán cayó tanto la producción solar como la eólica. En cambio, la producción solar y eólica aumentó en comparación con el mes de junio en España y Portugal, contribuyendo al descenso de los precios en el mercado MIBEL.
Por otra parte, en julio de 2025, los precios del gas y de los derechos de emisión de CO2 aumentaron respecto a julio de 2024, contribuyendo a la subida interanual de precios en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. En el mercado francés, además, la demanda eléctrica aumentó y en el mercado alemán, bajó la producción solar. Sin embargo, la producción solar y eólica aumentó respecto a julio de 2024 en la península ibérica, favoreciendo el descenso de precios en los mercados español y portugués.
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 69,55 $/bbl en el mes de julio de 2025. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este valor fue un 0,4% menor al alcanzado por los futuros Front‑Month de junio de 2025, de 69,80 $/bbl. También fue un 17% menor al correspondiente a los futuros Front‑Month negociados en julio de 2024, de 83,88 $/bbl.
La suspensión de la cooperación de Irán con el Organismo Internacional de la Energía Atómica, así como ataques hutíes en el Mar Rojo y la posibilidad de nuevas sanciones al petróleo ruso, ejercieron su influencia al alza sobre los precios de los futuros de petróleo Brent en julio. Sin embargo, la preocupación por la evolución de la demanda y los incrementos de producción de la OPEP+ contrarrestaron esa subida y contribuyeron al descenso de los precios.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el valor promedio registrado durante el mes de julio de 2025 por estos futuros fue de 33,96 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este es el menor promedio mensual desde agosto de 2024. En comparación con el promedio de los futuros Front‑Month negociados en el mes de junio, de 36,65 €/MWh, el promedio de julio bajó un 7,3%. En cambio, si se compara con los futuros Front‑Month negociados en el mes de julio de 2024, cuando el precio promedio fue de 32,68 €/MWh, hubo un incremento del 3,9%.
El incremento de la demanda en Asia por una ola de calor en la primera mitad del mes de julio, los problemas en el suministro de gas desde Noruega a finales de mes y la posibilidad de nuevas sanciones a la importación de gas ruso ejercieron su influencia al alza sobre los precios de los futuros de gas TTF durante el mes de julio. Sin embargo, los niveles de suministro y la preocupación por los efectos de las políticas arancelarias sobre la demanda propiciaron que el promedio de julio fuera inferior a 34 €/MWh.
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 2025, alcanzaron un precio promedio en julio de 71,00 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio mensual bajó un 2,8% respecto al promedio del mes de junio, que fue de 73,03 €/t. Si se compara con el promedio del mes de julio de 2024, que fue de 70,85 €/t, el promedio de julio de 2025 fue un 0,2% mayor.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa
La división AleaStorage de AleaSoft Energy Forecasting proporciona soluciones avanzadas para la optimización y gestión de sistemas de almacenamiento de energía. Las soluciones de AleaStorage están dirigidas a proyectos de baterías stand‑alone, sistemas híbridos de tecnologías renovables, como la energía eólica o la solar, con baterías, sistemas híbridos de autoconsumo con baterías y otros sistemas híbridos, como hidráulica, cogeneración o consumo. Los servicios de AleaStorage abarcan desde el cálculo de ingresos y rentabilidad de sistemas con almacenamiento de energía hasta el dimensionamiento del almacenamiento óptimo en sistemas híbridos.
Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.
