AleaSoft Energy Forecasting, 2 de diciembre de 2025. En noviembre de 2025, los principales mercados eléctricos europeos registraron subidas de precios respecto a octubre, salvo el ibérico, que marcó su nivel más bajo desde junio. La producción fotovoltaica alcanzó récords para un mes de noviembre y la eólica aumentó en la mayoría de los mercados. La demanda repuntó por las temperaturas más frías. Los futuros del gas TTF y el Brent marcaron sus promedios mensuales más bajos en meses y los del CO2 alcanzaron su nivel más alto desde 2023.
Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En noviembre de 2025, la producción solar fotovoltaica aumentó en los principales mercados europeos en comparación con el mismo mes del año anterior. Alemania registró el mayor incremento, del 55%, seguido por los aumentos del 36% en España y del 25% en Portugal. Francia e Italia presentaron crecimientos interanuales del 15% y 16%, respectivamente.
En comparación con octubre 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, típica de los meses de otoño. En este caso, los mercados francés y alemán registraron las mayores bajadas intermensuales, del 38% y 36%, respectivamente. El mercado español registró el menor descenso, del 19%, mientras que Portugal e Italia presentaron reducciones del 31% y 32% en cada caso.
Los principales mercados europeos registraron récords históricos de producción solar fotovoltaica para un mes de noviembre. España registró la mayor producción, de 3095 GWh, seguida por Alemania con 2384 GWh. Italia, Francia y Portugal registraron producciones de 1637 GWh, 1369 GWh y 334 GWh, respectivamente.
El incremento interanual de la generación fotovoltaica estuvo asociado a una mayor capacidad instalada. Según datos de Red Eléctrica, entre noviembre de 2024 y noviembre de 2025 el mercado español añadió 7032 MW de potencia solar fotovoltaica. En el mismo período, el mercado portugués incorporó 999 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 noviembre de 2025 en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos respecto a noviembre de 2024. España registró el mayor incremento, del 43%, mientras que Alemania presentó el menor, del 0,7%. Italia y Francia registraron aumentos del 2,2% y 29%, respectivamente. Portugal fue la excepción, ya que registró una bajada del 3,3% en su generación eólica.
En comparación con el mes anterior, la producción eólica también aumentó en gran parte de los principales mercados eléctricos de Europa. La península ibérica registró las mayores subidas, del 58% en España y del 54% en Portugal. En este caso, Francia registró el menor incremento, del 3,5%. Por otro lado, Italia y Alemania experimentaron descensos del 21% y 22%, respectivamente.
En noviembre de 2025, el mercado francés alcanzó su segunda producción eólica más alta para un mes de noviembre, con 5264 GWh, después el récord registrado en noviembre de 2023.
Según datos de Red Eléctrica, entre noviembre de 2024 y noviembre de 2025 el mercado español añadió 1217 MW de nueva capacidad eólica. En el mismo período, el mercado portugués añadió 37 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 noviembre 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 6,2%, mientras que el mercado italiano presentó la menor subida, del 1,2%. Los mercados francés, alemán y español registraron aumentos del 1,6, 2,9% y 4,2%, respectivamente. Por otro lado, la demanda disminuyó en términos interanuales en los mercados de Bélgica y Gran Bretaña. El mercado belga registró el mayor descenso, del 3,5%, mientras que el mercado británico mostró la menor bajada del 2,7%.
En la comparación con octubre de 2025, la demanda aumentó en todos los principales mercados europeos. Francia y Gran Bretaña registraron los mayores incrementos, del 18% y 12%, respectivamente, mientras que Italia y Bélgica mostraron los menores, del 3,2% y 3,3%. Los mercados español, alemán y portugués registraron aumentos que oscilaron entre el 5,5% en España y el 7,3% en Portugal.
Las temperaturas medias disminuyeron respecto al mismo mes de 2024 en Italia, Francia, Portugal y España, con descensos que oscilaron entre 0,1°C en Italia y 1,7°C en España. En cambio, Alemania, Gran Bretaña y Bélgica registraron aumentos de 0,1°C, 0,7°C y 1,1°C, respectivamente.
Por otro lado, las temperaturas medias de noviembre se situaron por debajo de las del mes anterior en todos los mercados analizados. La península ibérica registró la mayor caída, de 6,0°C en Portugal y 5,9°C en España. En el resto de los mercados, las temperaturas medias descendieron entre 3,0°C en Gran Bretaña y 4,8°C en Alemania.
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 noviembre de 2025, el precio promedio mensual fue superior a 85 €/MWh en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron el mercado MIBEL de España y Portugal, el mercado EPEX SPOT de Francia y el mercado Nord Pool de los países nórdicos, cuyos promedios fueron de 58,65 €/MWh, 59,09 €/MWh, 59,13 €/MWh y 60,58 €/MWh, respectivamente. En cambio, el mercado IPEX de Italia registró el precio mensual más alto, de 117,09 €/MWh. En el resto de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los promedios estuvieron entre los 86,19 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Bélgica y los 101,88 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Alemania.
En comparación con el mes de octubre, los precios de noviembre subieron en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting. El mercado ibérico fue la excepción, con un descenso del 23%. Los mercados francés e italiano registraron los menores aumentos, del 2,9% y el 5,4%, respectivamente. En cambio, el mercado nórdico alcanzó la mayor subida porcentual de precios, del 55%. En el resto de los mercados, los precios subieron entre el 9,3% del mercado N2EX del Reino Unido y el 21% del mercado alemán.
La comparación con noviembre de 2024 muestra descensos de precios en la mayoría de los mercados. El mercado nórdico fue la excepción, con una subida del 63%. Por otra parte, los mercados francés e ibérico alcanzaron las mayores caídas porcentuales de precios, del 41% y el 44%, respectivamente. En el resto de los mercados, los descensos de precios estuvieron entre el 11% de los mercados alemán e italiano y el 25% del mercado británico.
El mercado nórdico, que registró incrementos de precios en comparación con el mes anterior y con noviembre de 2024, alcanzó su precio mensual más alto desde el mes de febrero de 2024. Los mercados alemán y neerlandés registraron sus promedios mensuales más elevados desde marzo de 2025, mientras que los mercados belga, francés e italiano alcanzaron sus mayores promedios desde abril de 2025. En el caso del mercado británico, el promedio de noviembre fue el más alto desde agosto. En cambio, los mercados español y portugués alcanzaron sus precios más bajos desde junio.
En el mes de noviembre de 2025, el incremento de los precios de los derechos de emisión de CO2 respecto al mes anterior, la subida de la demanda y la caída de la producción solar favorecieron el incremento de los precios en los mercados eléctricos europeos. Además, en los mercados alemán e italiano, la producción eólica descendió en comparación con el mes de octubre. En cambio, el notable incremento de la producción eólica en la península ibérica favoreció el descenso de los precios en los mercados español y portugués.
Por otra parte, la caída interanual de los precios del gas, el incremento de la producción solar respecto a noviembre de 2024, así como el aumento de la producción eólica en la mayoría de los mercados, contribuyeron a la caída interanual de precios en los mercados eléctricos europeos en noviembre de 2025. Además, la demanda eléctrica bajó en algunos mercados.
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 63,66 $/bbl en el mes de noviembre 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 0,5% menor al alcanzado por los futuros Front‑Month de octubre de 2025, de 63,95 $/bbl. También fue un 13% menor al correspondiente a los futuros Front‑Month negociados en noviembre de 2024, de 73,40 $/bbl.
En noviembre, la preocupación por la evolución de la demanda continuó ejerciendo su influencia a la baja sobre los precios de los futuros de petróleo Brent. El 2 de noviembre, la OPEP+ acordó incrementar su producción en diciembre, pero pausar sus incrementos en el primer trimestre de 2026. En paralelo, en la primera mitad del mes, las sanciones estadounidenses a compañías petroleras rusas, así como los ataques ucranianos a infraestructuras petroleras en Rusia, presionaron los precios al alza. Sin embargo, en la segunda mitad del mes, las negociaciones de paz para Ucrania propiciaron el descenso de los precios, ya que un levantamiento de sanciones a Rusia podría suponer un incremento en el suministro a nivel global.
En el caso de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, registraron un promedio de 30,77 €/MWh en el mes de noviembre de 2025. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este fue el menor promedio mensual desde mayo de 2024. En comparación con el promedio de los futuros Front‑Month negociados en el mes de octubre, de 31,92 €/MWh, el promedio de noviembre bajó un 3,6%. Si se compara con los futuros Front‑Month negociados en el mes de noviembre de 2024, cuando el precio promedio fue de 44,71 €/MWh, hubo un descenso del 31%.
El suministro abundante de gas natural licuado ejerció su influencia a la baja sobre los precios de los futuros de gas TTF en noviembre. En la primera mitad del mes, su disponibilidad aumentó debido a la suavidad de las temperaturas en China. Mientras tanto, las conversaciones para finalizar la guerra en Ucrania, así como los pronósticos de temperaturas más suaves a finales de noviembre e inicios de diciembre, contribuyeron al descenso de los precios en la segunda mitad de noviembre.
En lo referente 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 noviembre de 81,14 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este fue el mayor promedio mensual desde diciembre de 2023. Este precio mensual aumentó un 3,3% respecto al promedio del mes de octubre, que fue de 78,55 €/t. Si se compara con el promedio del mes de noviembre de 2024, que fue de 69,60 €/t, el promedio de noviembre de 2025 fue un 17% mayor.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.Webinars AleaSoft: visión estratégica de los mercados de energía europeos
Desde hace seis años, AleaSoft Energy Forecasting organiza webinars mensuales sobre los mercados de energía europeos, con la participación habitual de colaboradores de alto nivel de empresas de referencia en el ámbito de la energía. En estos webinars se abordan los temas más estratégicos del sector, como la financiación de proyectos de energías renovables, los PPA y el almacenamiento de energía. Las grabaciones de la mayoría de los webinars están disponibles en el canal de YouTube de la empresa (AleaSoft Energy Forecasting), y también pueden solicitarse directamente.
Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.