AleaSoft Energy Forecasting, 13 de enero de 2026. En diciembre de 2025, los precios de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos bajaron respecto a noviembre y se situaron por debajo de 90 €/MWh, aunque fueron superiores a los de octubre. El mercado ibérico y el francés alcanzaron sus niveles más altos desde marzo y abril, respectivamente. La fotovoltaica marcó récords para un mes de diciembre en Alemania, Italia y Francia, la eólica aumentó interanualmente en varios mercados y la demanda creció. En los mercados de futuros, el gas TTF y el Brent registraron sus promedios mensuales más bajos desde abril de 2024 y febrero de 2021, mientras que el CO2 alcanzó el más alto al menos desde enero de 2024.
Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En diciembre de 2025, la producción solar fotovoltaica aumentó en algunos de los principales mercados europeos en comparación con el mismo mes del año anterior. Alemania registró el mayor incremento, del 45%, seguido por los aumentos del 19% en Francia y del 11% en Italia. En cambio, en el mercado ibérico la producción fotovoltaica disminuyó, encabezada por Portugal con una reducción del 14%, seguido por España, que registró una caída del 10%.
En comparación con noviembre de 2025, la producción con energía solar fotovoltaica disminuyó en los principales mercados eléctricos europeos, debido a la reducción de las horas de sol y de la irradiación solar, propia de los meses de otoño e invierno. En este contexto, los mercados alemán y español registraron las mayores bajadas intermensuales, del 36% y 30%, respectivamente. El mercado portugués presentó el menor descenso, del 22%, mientras que Italia y Francia registraron reducciones del 24% y 23% en cada caso.
Varios de los principales mercados europeos registraron récords históricos de producción con energía solar fotovoltaica para un mes de diciembre. Alemania alcanzó la mayor producción, con 1588 GWh, seguida de Italia con 1292 GWh y de Francia con 1093 GWh.
Según datos de Red Eléctrica, entre diciembre de 2024 y diciembre de 2025 el mercado español añadió 8312 MW de potencia solar fotovoltaica. En el mismo período, el mercado portugués incorporó 941 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.La producción eólica aumentó en diciembre de 2025 en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos respecto a diciembre de 2024. Francia registró el mayor incremento, del 8,2%, seguida de Portugal con un 7,5%, mientras que España presentó el menor aumento, del 1,8%. Italia y Alemania fueron la excepción, ya que registraron descensos del 45% y del 4,8%, respectivamente, en su generación eólica.
En comparación con el mes anterior, la producción eólica aumentó únicamente en dos de los principales mercados eléctricos europeos. Alemania registró la mayor subida, con un 19%, seguida de Francia con un 5,3%. Por otro lado, Portugal registró la menor caída, con un 7,7%, mientras que Italia y España experimentaron descensos del 21% y del 27%, respectivamente.
En diciembre de 2025, el mercado francés alcanzó su segunda producción eólica más alta para un mes de diciembre, con 5730 GWh, después el récord registrado en diciembre de 2023.
Según datos de Red Eléctrica, entre diciembre de 2024 y diciembre de 2025 el mercado español añadió 1019 MW de nueva capacidad eólica. En el mismo período, el mercado portugués añadió 36 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 diciembre de 2025, 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 6,4%, mientras que el mercado italiano presentó la menor subida, del 1,3%. Los mercados británico, alemán, belga y español registraron aumentos del 1,5%, 2,5%, 3,9% y 4,3%, respectivamente. Por otro lado, la demanda disminuyó en términos interanuales en el mercado francés, que registró un descenso del 1,9%.
En la comparación con noviembre de 2025, la demanda también aumentó en la mayoría de los principales mercados europeos. Francia registró el mayor incremento, del 9,3%, mientras que Gran Bretaña mostró el menor, del 1,5%. Los mercados español, portugués y belga registraron aumentos que oscilaron entre el 4,2% en España y el 7,4% en Bélgica. Por otro lado, la demanda disminuyó en los mercados italiano y alemán, con descensos del 1,2% y el 2,9%, respectivamente.
Las temperaturas medias fueron superiores a las del mismo mes de 2024 en Alemania, Portugal, Bélgica, Francia e Italia, con aumentos que oscilaron entre 0,2°C en Alemania y Portugal y 1,3°C en Italia. En cambio, España y Gran Bretaña registraron descensos de 0,1°C y 0,8°C, respectivamente.
Por otro lado, las temperaturas medias de diciembre se situaron por debajo de las del mes anterior en todos los mercados analizados. La península ibérica registró la mayor caída, de 2,8°C en Portugal y 2,9°C en España. En el resto de los mercados, las temperaturas medias descendieron entre 1,9°C en Francia y 2,5°C en Bélgica.
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 diciembre de 2025, el precio promedio mensual fue inferior a 90 €/MWh en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron el mercado EPEX SPOT de Alemania y el mercado IPEX de Italia, cuyos precios promedios mensuales fueron 93,47 €/MWh y 115,49 €/MWh, respectivamente. El mercado Nord Pool de los países nórdicos registró el precio mensual más bajo, de 52,99 €/MWh. En el resto de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los promedios estuvieron entre los 68,73 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Francia y los 87,70 €/MWh del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos.
En comparación con el mes de noviembre, los precios promedio bajaron en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting. El mercado francés y el mercado MIBEL de Portugal y España fueron las excepciones, con aumentos del 16%, 32% y 33%, respectivamente. Los mercados belga e italiano registraron los menores descensos, del 1,0% y el 1,4%, respectivamente. En cambio, el mercado nórdico alcanzó la mayor caída porcentual de precios, del 13%. En el resto de los mercados, los precios bajaron entre el 2,2% del mercado N2EX del Reino Unido y el 8,3% del mercado alemán.
Aunque en la mayoría de los mercados los precios bajaron respecto a noviembre, los precios de diciembre fueron superiores a los de octubre en los mercados eléctricos europeos. Esto también ocurrió en los mercados español, francés y portugués, donde los precios subieron respecto a noviembre. En diciembre, España y Portugal registraron sus precios más altos desde el mes de marzo de 2025, mientras que Francia alcanzó su mayor promedio desde abril de 2025.
Comparando los precios promedio del mes de diciembre con los registrados en el mismo mes de 2024, los precios también bajaron en la mayoría de los mercados. El mercado nórdico fue la excepción, con una subida del 66%. Los mercados español, francés y portugués alcanzaron la mayor caída porcentual de precios, del 30% en los tres casos. En el resto de los mercados, los descensos de precios estuvieron entre el 14% de los mercados alemán e italiano y el 21% del mercado británico.
En el mes de diciembre de 2025, el descenso de los precios del gas respecto al mes anterior favoreció la caída de los precios en los mercados eléctricos europeos. Además, en los mercados alemán e italiano, la demanda eléctrica descendió en comparación con el mes de noviembre, mientras que la producción eólica aumentó en Alemania. En cambio, la subida de la demanda en los mercados español, francés y portugués, así como la caída de la producción eólica en la península ibérica, contribuyeron al aumento de los precios en esos mercados.
Por otra parte, la caída de los precios del gas en diciembre de 2025 respecto a diciembre de 2024 también propició la caída interanual de precios en los mercados eléctricos europeos. Además, la producción eólica aumentó en Francia, España y Portugal, mientras que la producción solar subió en los mercados alemán, francés e italiano.
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 61,63 $/bbl en el mes de diciembre de 2025. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este promedio mensual fue el más bajo desde febrero de 2021. Este valor fue un 3,2% menor al alcanzado por los futuros Front‑Month de noviembre de 2025, de 63,66 $/bbl. También fue un 16% menor al correspondiente a los futuros Front‑Month negociados en diciembre de 2024, de 73,13 $/bbl.
En diciembre, a pesar de las tensiones entre Estados Unidos y Venezuela y los ataques ucranianos a infraestructuras petroleras rusas, la preocupación por la evolución de la demanda continuó ejerciendo su influencia a la baja sobre los precios de los futuros de petróleo Brent. La posibilidad de que un acuerdo de paz para Ucrania supusiese un levantamiento de sanciones al petróleo ruso, incrementando el suministro a nivel global, también contribuyó al descenso de los precios. Además, la producción petrolera aumentó en Irak.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el valor promedio registrado durante el mes de diciembre de 2025 por estos futuros fue de 27,62 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este fue el menor promedio mensual desde abril de 2024. En comparación con el promedio de los futuros Front‑Month negociados en el mes de noviembre, de 30,77 €/MWh, el promedio de diciembre bajó un 10%. Si se compara con los futuros Front‑Month negociados en el mes de diciembre de 2024, cuando el precio promedio fue de 45,15 €/MWh, hubo un descenso del 39%.
El suministro abundante de gas natural licuado y el flujo de gas desde Noruega contribuyeron al descenso del precio mensual de los futuros del gas TTF en diciembre. Las conversaciones de paz para Ucrania, que podrían resultar en un incremento del suministro de gas ruso, también ejercieron su influencia a la baja sobre los precios. Sin embargo, el cierre de uno de los trenes de licuefacción de la planta exportadora de Freeport en la tercera semana del mes, los pronósticos de bajas temperaturas en enero y los niveles de las reservas europeas limitaron el descenso del promedio mensual.
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 diciembre de 86,24 €/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 3,6% respecto al promedio del mes de noviembre, que fue de 83,28 €/t. Si se compara con el promedio del mes de diciembre de 2024, que fue de 71,03 €/t, el promedio de diciembre de 2025 fue un 21% 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 suministra informes de previsiones para proyectos de almacenamiento de energía. Entre los servicios de AleaStorage se encuentran 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 tanto para baterías stand‑alone como para sistemas híbridos, principalmente para sistemas de energía fotovoltaica con baterías.
Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.