AleaSoft Energy Forecasting, 1 de octubre de 2025. Los precios de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos aumentaron en el tercer trimestre de 2025 y superaron los 65 €/MWh. Este comportamiento estuvo favorecido por el aumento de la demanda y el descenso de la producción eólica respecto al segundo trimestre del año en gran parte de los mercados, así como por la subida de los precios del CO2. En los mercados español, francés y portugués se alcanzó la producción fotovoltaica trimestral más alta de la historia. El precio promedio de los futuros de gas TTF durante el trimestre fue el más bajo desde el tercer trimestre de 2024.
Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En el tercer trimestre de 2025, la producción solar fotovoltaica aumentó en los principales mercados eléctricos europeos en comparación con el mismo período de 2024. El mercado francés registró el mayor aumento, de un 26%. Los mercados portugués, italiano y español también experimentaron aumentos de dos dígitos, del 21%, 20% y 11%, respectivamente. El mercado alemán registró el menor incremento, de un 3,5%.
Comparando el tercer y segundo trimestres de 2025, la tendencia alcista se observó en los mercados portugués, español y francés. Los aumentos en cada caso fueron del 16%, 13% y 3,6%. En cambio, los mercados alemán e italiano registraron descensos trimestrales en la producción solar, del 11% y el 3,0%, respectivamente.
En los mercados español, francés y portugués se alcanzó la producción fotovoltaica trimestral más alta de la historia. En España se generaron 16 814 GWh con esta tecnología, en Francia 10 393 GWh y en Portugal 2140 GWh.
Los datos anteriores reflejan el aumento de la capacidad instalada de energía fotovoltaica. Según los datos de Red Eléctrica, entre el segundo y tercer trimestres de 2025 dicha potencia aumentó en 834 MW.
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 tercer trimestre de 2025, la producción eólica aumentó de forma interanual en gran parte de los principales mercados eléctricos europeos. El mercado italiano registró el mayor aumento, de un 23%. En los mercados francés, alemán y portugués la producción eólica creció un 10%, 9,8% y 8,8% en cada caso. En cambio, en el mercado español la producción eólica del tercer trimestre cayó un 3,5% en comparación con el mismo trimestre del año anterior.
En línea con la transición estacional de primavera a verano, la producción eólica disminuyó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos entre el segundo y tercer trimestres de 2025. El mercado italiano encabezó la lista con una disminución del 9,9%. En los mercados francés y alemán la producción con esta tecnología cayó un 2,8% y un 1,5%, respectivamente. Sin embargo, en los mercados español y portugués la producción eólica aumentó con respecto al trimestre anterior un 9,7% y un 9,3% en cada caso.
Según datos de Red Eléctrica, la capacidad eólica instalada en el mercado español aumentó en 159 MW entre julio y septiembre de 2025.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica y TERNA.Demanda eléctrica
En el tercer trimestre de 2025, la demanda eléctrica aumentó en la península ibérica y en Francia en comparación con el mismo período del año anterior. El mercado portugués experimentó el mayor aumento de la demanda, de un 2,8%. Le siguieron los mercados español y francés, con incrementos del 1,0% y el 0,5%, respectivamente. El resto de los mercados analizados por AleaSoft Energy Forecasting mostraron una tendencia a la baja. El mercado italiano registró la mayor caída de la demanda, de un 4,2%. En los mercados alemán y británico la demanda disminuyó un 1,2% y un 1,0%, respectivamente. El mercado belga registró el menor descenso, de un 0,5%.
Si se comparan el segundo y tercer trimestres de 2025, la demanda de electricidad aumentó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. Los mayores aumentos se observaron en los mercados del sur de Europa, donde son típicos los días más calurosos y una mayor demanda de refrigeración en los meses de verano. El mercado español registró el mayor incremento, de un 8,5%. Mientras tanto, en el mercado italiano la demanda subió un 6,4% y en el portugués un 5,0%. En el mercado alemán la demanda creció un 2,3%. En los mercados británico y belga la demanda aumentó un 1,4% y un 0,1%, respectivamente. El mercado francés fue la excepción, con una demanda que cayó un 1,3% respecto al trimestre anterior.
Las temperaturas medias aumentaron de forma interanual en gran parte de los mercados analizados, con incrementos que oscilaron entre 0,4°C en España y Bélgica y 0,8°C en Gran Bretaña. En Francia las temperaturas medias del trimestre fueron similares a las del mismo período del año anterior. Por el contrario, Alemania e Italia registraron un descenso de las temperaturas medias de 1,0°C en cada caso.
Al coincidir en gran medida el tercer trimestre con el verano, las temperaturas medias aumentaron en todos los mercados analizados respecto al segundo trimestre de 2025. Los incrementos oscilaron entre 2,8°C en Gran Bretaña y 5,1°C en España.
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 tercer trimestre de 2025, el precio promedio trimestral superó los 65 €/MWh en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron el mercado Nord Pool de los países nórdicos y el mercado EPEX SPOT de Francia, cuyos promedios fueron de 36,01 €/MWh y 49,21 €/MWh, respectivamente. El mercado IPEX de Italia registró el precio trimestral más alto, de 110,35 €/MWh. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los promedios estuvieron entre los 66,56 €/MWh del mercado MIBEL de España y los 83,78 €/MWh del mercado N2EX del Reino Unido.
En comparación con el trimestre anterior, en el tercer trimestre de 2025 los precios promedio aumentaron en casi todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting. La excepción fue el mercado británico, con un ligero descenso del 0,5%. El mercado ibérico registró la mayor subida, del 73%. El resto de los mercados registraron incrementos de precios de entre el 8,2% del mercado belga y el 45% del mercado francés.
Si se comparan los precios promedio del tercer trimestre de 2025 con los registrados en el mismo trimestre de 2024, los precios también subieron en la mayoría de los mercados. En este caso, las excepciones fueron los mercados francés, italiano e ibérico, con caídas del 3,8%, el 7,5% y el 15%, respectivamente. En cambio, el mercado nórdico registró la mayor subida, del 81%. En el resto de los mercados, los incrementos de precios estuvieron entre el 2,5% del mercado británico y el 16% del mercado belga.
En el tercer trimestre de 2025, el aumento de los precios de los derechos de emisión de CO2, así como el incremento de la demanda respecto al trimestre anterior, propiciaron el aumento de los precios de los mercados eléctricos europeos. El descenso de la producción eólica en la mayoría de los mercados también contribuyó al aumento de los precios. Además, la producción solar bajó en el mercado alemán y el italiano.
El incremento interanual de los precios también estuvo influenciado por el incremento de los precios de los derechos de emisión de CO2. Sin embargo, el descenso interanual de los precios del gas, así como el aumento de la producción solar, favorecieron la caída de los precios en los mercados español, francés, italiano y portugués. Además, la producción eólica aumentó en Francia, Italia y Portugal.
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 trimestral de 68,12 $/bbl en el tercer trimestre de 2025. Este valor fue un 2,1% mayor al alcanzado por los futuros Front‑Month del trimestre anterior, de 66,71 $/bbl. Sin embargo, fue un 13% inferior al correspondiente a los futuros Front‑Month negociados en el tercer trimestre de 2024, de 78,71 $/bbl.
La preocupación por la evolución de la demanda, así como los incrementos de producción de la OPEP+, favorecieron que el promedio trimestral de los precios de los futuros de petróleo Brent se quedara por debajo de 70 $/bbl en el tercer trimestre de 2025. Sin embargo, la evolución del conflicto entre Rusia y Ucrania, así como la amenaza de sanciones a los países importadores de petróleo ruso, ejercieron su influencia al alza sobre los precios, de manera que el promedio aumentó ligeramente respecto al trimestre anterior.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el valor promedio registrado durante el tercer trimestre de 2025 fue de 33,04 €/MWh. En comparación con el de los futuros Front‑Month negociados en el trimestre anterior, de 35,73 €/MWh, el promedio bajó un 7,5%. Si se compara con los futuros Front‑Month negociados en el mismo trimestre de 2024, cuando el precio promedio fue de 35,69 €/MWh, hubo una caída similar, del 7,4%. Como consecuencia de estos descensos de precios, en el tercer trimestre de 2025, el precio promedio fue el más bajo desde el tercer trimestre de 2024.
En el tercer trimestre de 2025, el suministro abundante de gas natural licuado permitió que el promedio trimestral descendiera a pesar de las tareas de mantenimiento que afectaron al flujo de gas desde Noruega y a la posibilidad de nuevas sanciones al gas ruso. El progresivo incremento de las reservas europeas también contribuyó al descenso de los precios.
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 de 72,99 €/t en el tercer trimestre de 2025, un 4,3% mayor al promedio del trimestre anterior, de 70,00 €/t. Si se compara con el promedio del mismo trimestre de 2024, de 70,80 €/t, el promedio del tercer trimestre de 2025 fue un 3,1% mayor.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas del almacenamiento de energía
La división AleaStorage de AleaSoft Energy Forecasting ofrece informes de previsiones para la optimización y gestión de sistemas de almacenamiento de energía. Los servicios de AleaStorage incluyen el cálculo de los ingresos y la rentabilidad de sistemas con almacenamiento de energía, así como el dimensionamiento de la batería óptima en sistemas híbridos con energías renovables. AleaStorage ha desarrollado casos de éxito en el cálculo de ingresos a largo plazo para baterías stand‑alone, así como en el caso de sistemas híbridos, especialmente para energía fotovoltaica con baterías.
Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.
