AleaSoft Energy Forecasting, 3 de junio de 2025. En mayo, los precios de los principales mercados eléctricos europeos alcanzaron sus niveles más bajos desde al menos noviembre. El mercado español registró el menor promedio mensual. La producción solar fotovoltaica marcó récords históricos en Alemania, Italia, Francia y Portugal, mientras que la eólica creció interanualmente en varios mercados. La demanda eléctrica retrocedió, los precios del CO2 bajaron y los del gas estuvieron en el entorno de los de abril.
Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En mayo de 2025, la producción solar fotovoltaica aumentó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos respecto al mismo mes del año anterior. Francia lideró el crecimiento porcentual con un 36%, mientras que Alemania registró el menor incremento, del 12%. Italia y Portugal aumentaron su producción un 23% y un 34%, respectivamente. En cambio, España redujo su producción fotovoltaica en un 5,1% de forma interanual.
En relación con abril de 2025, los principales mercados europeos incrementaron su producción en mayo. Portugal registró la mayor subida porcentual, del 63%, mientras que Italia y Alemania tuvieron el menor aumento, del 10% en ambos mercados. Francia y España elevaron su producción un 12% y un 16%, respectivamente.
La mayoría de los mercados analizados registraron récords históricos de producción solar fotovoltaica. Alemania encabezó la lista con 9752 GWh, seguida por Italia con 3911 GWh, Francia con 3305 GWh y Portugal con 696 GWh.
La evolución de la producción de energía solar fotovoltaica refleja el crecimiento interanual de la capacidad instalada en la mayoría de estos mercados. Según datos de Red Eléctrica, entre mayo de 2024 y mayo de 2025, España añadió 6467 MW de esta tecnología al sistema peninsular. En Portugal, según datos de REN, se sumaron 1157 MW a su capacidad solar.
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.La producción eólica aumentó interanualmente en mayo de 2025 en gran parte de los principales mercados eléctricos europeos. Francia lideró el crecimiento, con un alza del 31%, seguida por Alemania e Italia, que incrementaron su generación un 26% y un 11%, respectivamente. En cambio, los mercados de la península ibérica redujeron su producción eólica. En España disminuyó un 19% y en Portugal un 32%.
Respecto a abril de 2025, solo el mercado alemán aumentó su generación eólica, con un crecimiento del 36%. En el resto de los principales mercados analizados, la producción con esta tecnología disminuyó. Portugal registró la mayor caída, del 40%, seguido por España, con un descenso del 24%. Italia presentó la menor reducción, del 6,7%, mientras que en Francia bajó un 7,3%.
En mayo de 2025, Alemania e Italia alcanzaron su segundo mayor volumen de generación eólica para un mes de mayo, con 9719 GWh y 1870 GWh, respectivamente. En ambos casos, estos valores representan los más altos de los últimos cuatro años para ese mes. Francia logró su tercera mayor producción eólica histórica para un mayo, con 3425 GWh. Por el contrario, la península ibérica registró sus niveles más bajos para ese mes en los últimos cinco años en Portugal, con 738 GWh, y en los últimos siete años en España, con 3355 GWh.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA.Demanda eléctrica
En mayo de 2025, la demanda eléctrica disminuyó en la mayoría de los principales mercados europeos en comparación con el mismo período de 2024. El mercado británico experimentó la mayor caída, con un 6,1%, seguido de una disminución del 2,9% en el mercado belga. España mostró la menor reducción, de un 1,0%, mientras que Francia e Italia presentaron descensos del 2,6% en ambos casos. Por otro lado, los mercados alemán y portugués registraron aumentos del 0,3% y 1,0%, respectivamente.
En relación con abril de 2025, la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos también redujeron su demanda en mayo. Francia encabezó las caídas, con un 9,7%, mientras que España registró el menor descenso, con un 0,2%. Portugal, Alemania, Bélgica y Gran Bretaña siguieron esta tendencia, con descensos que oscilaron entre el 1,0% del mercado portugués y el 8,0% del mercado británico. Italia, por su parte, mantuvo el mismo nivel de demanda que el mes anterior.
En la mayoría de los mercados analizados, mayo de 2025 registró temperaturas medias más bajas que en el mismo mes de 2024. Italia, Gran Bretaña, Bélgica y Alemania experimentaron descensos en las temperaturas medias, que variaron entre 0,3°C en Italia y 2,5°C en Alemania. En contraste, Portugal, España y Francia registraron aumentos interanuales de 0,3°C, 0,4°C y 0,5°C, respectivamente.
Como es habitual a medida que se aproxima el verano, las temperaturas medias fueron superiores en todos los mercados analizados respecto a abril de 2025. El mercado alemán presentó el menor incremento, de 2,2°C, mientras que el mercado italiano registró la mayor subida, de 3,6°C. En los mercados de Gran Bretaña, Bélgica, Portugal, Francia y España, los aumentos de las temperaturas medias oscilaron entre los 2,6°C del británico y los 3,0°C del español.
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 mayo de 2025, el precio promedio mensual fue inferior a 70 €/MWh en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron el mercado N2EX del Reino Unido y el mercado IPEX de Italia, cuyos promedios fueron de 82,36 €/MWh y 93,58 €/MWh, respectivamente. En cambio, el mercado MIBEL de España y el mercado EPEX SPOT de Francia registraron los precios mensuales más bajos, de 16,93 €/MWh y 19,38 €/MWh, respectivamente. En el resto de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los promedios estuvieron entre los 25,79 €/MWh del mercado MIBEL de Portugal y los 67,34 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Alemania.
Destaca la diferencia de precios entre los mercados de España y Portugal, habitualmente muy acoplados. Esta divergencia se explica por las medidas adoptadas por Portugal para restringir las importaciones de energía desde España tras el apagón que afectó a la península ibérica el 28 de abril, lo que provocó un descenso interanual del 63% en las exportaciones españolas hacia el país vecino. Esta situación coincidió, además, con una elevada producción renovable en España, tanto solar como hidroeléctrica y eólica, lo que contribuyó al descenso de los precios y posicionó al mercado español como el de menor promedio mensual entre los principales mercados eléctricos europeos.
En comparación con el mes de abril, los precios promedio bajaron en todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting. Los mercados español y francés alcanzaron las mayores caídas porcentuales de precios, del 37% y el 54%, respectivamente. En cambio, el mercado portugués registró el menor descenso, de tan solo el 0,4%. En el resto de los mercados, los precios bajaron entre el 6,3% del mercado italiano y el 17% del mercado belga.
Comparando los precios promedio del mes de mayo con los registrados en el mismo mes de 2024, los precios también bajaron en la mayoría de los mercados analizados. El mercado alemán, el mercado Nord Pool de los países nórdicos y el mercado belga fueron las excepciones, con subidas del 1,3%, el 3,9% y el 12%, respectivamente. Por otra parte, los mercados francés y español registraron las mayores caídas porcentuales de precios, del 29% y el 44%, respectivamente. En el resto de los mercados, los descensos de precios estuvieron entre el 1,4% del mercado italiano y el 16% del mercado portugués.
Como consecuencia de estas bajadas de precios, en mayo de 2025, el mercado francés alcanzó su precio mensual más bajo desde junio de 2020. Los mercados español, italiano, neerlandés y portugués registraron sus promedios más bajos desde mayo de 2024. El promedio mensual de Alemania fue el más bajo desde junio de 2024, mientras que el promedio de Bélgica fue el más bajo desde agosto de 2024. En el caso de los mercados británico y nórdico, en mayo de 2025, registraron sus menores promedios desde septiembre y noviembre de 2024, respectivamente.
En el mes de mayo de 2025, el ligero descenso del precio mensual del gas, el aumento de la producción solar y la caída de la demanda eléctrica respecto al mes anterior favorecieron la caída de precios en los mercados eléctricos europeos. En el caso del mercado alemán, además, aumentó la producción eólica.
Por otra parte, en mayo de 2025, los precios de los derechos de emisión de CO2 bajaron respecto a mayo de 2024. La demanda eléctrica también fue inferior en la mayoría de los casos. Además, la producción solar y eólica aumentó en la mayoría de los mercados. Estos factores contribuyeron a la caída interanual de los precios registrada en la mayoría de los mercados eléctricos europeos.
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 64,01 $/bbl en el mes de mayo de 2025. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este promedio mensual fue el más bajo desde marzo de 2021. Este valor fue un 3,7% menor al alcanzado por los futuros Front‑Month de abril de 2025, de 66,46 $/bbl y un 23% menor al correspondiente a los futuros Front‑Month negociados en mayo de 2024, de 83,00 $/bbl.
A pesar del descenso de las tensiones comerciales en las primeras semanas del mes, la preocupación por la evolución de la demanda continuó en mayo, propiciando el descenso de los precios de los futuros de petróleo Brent. La posibilidad de un acuerdo nuclear que permitiese el levantamiento de las sanciones al petróleo iraní también ejerció su influencia a la baja sobre los precios. Además, los incrementos de producción de la OPEP+ contribuyeron al descenso de los precios en el mes de mayo.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el valor promedio registrado durante el mes de mayo de 2025 por estos futuros fue de 35,30 €/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 abril, de 35,41 €/MWh, el promedio de mayo bajó un 0,3%. Si se compara con los futuros Front‑Month negociados en el mes de mayo de 2024, cuando el precio promedio fue de 32,07 €/MWh, hubo un incremento del 10%.
En el mes de mayo, los niveles de demanda de gas natural licuado en Asia, así como las alteraciones en el suministro desde Noruega en la segunda mitad del mes, ejercieron su influencia al alza sobre los precios de los futuros de gas TTF. Sin embargo, la preocupación causada por las tensiones comerciales presionó los precios a la baja. Como resultado, en mayo, el precio promedio mensual fue similar al del mes anterior.
En el caso de 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 mayo de 71,38 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio mensual subió un 9,2% respecto al promedio del mes de abril, que fue de 65,37 €/t. Si se compara con el promedio del mes de mayo de 2024, que fue de 76,07 €/t, el promedio de mayo de 2025 fue un 6,2% menor.
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 y el almacenamiento de energía
La división AleaStorage de AleaSoft Energy Forecasting proporciona soluciones avanzadas para la optimización y gestión de sistemas de almacenamiento de energía. Los servicios de AleaStorage incluyen el cálculo de ingresos y rentabilidad de sistemas con almacenamiento de energía, así como el dimensionamiento del almacenamiento óptimo en sistemas híbridos. Estos servicios están disponibles para 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.
Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.
