AleaSoft Energy Forecasting, 2 de junio de 2026. En mayo de 2026, los precios promedio mensuales aumentaron en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. El incremento de los precios del gas y del CO2, junto con la caída de la producción eólica en varios mercados, favoreció esta tendencia. Alemania alcanzó un récord histórico de producción solar fotovoltaica, mientras España, Francia, Italia y Portugal registraron máximos de producción solar para un mes de mayo e Italia un récord de producción eólica para ese mes. Los futuros de Brent registraron su promedio mensual más alto desde agosto de 2022.
Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En mayo de 2026, la producción solar fotovoltaica aumentó en los principales mercados eléctricos europeos respecto al mismo mes del año anterior. España lideró el crecimiento porcentual con un 27%, mientras que Portugal registró el menor incremento, del 2,9%. Por su parte, Italia, Alemania y Francia aumentaron su producción un 5,2%, un 7,3% y un 20%, respectivamente.
En comparación con abril de 2026, la producción solar fotovoltaica también creció en los principales mercados eléctricos europeos analizados. En este caso, los mercados de la península ibérica registraron los mayores aumentos, del 20% tanto en España como en Portugal. El mercado alemán presentó la menor subida, del 6,4%, mientas que los mercados italiano y francés aumentaron su producción un 8,3% y un 10%, respectivamente.
El mercado alemán alcanzó un récord histórico de producción solar fotovoltaica, con 10 964 GWh de generación. Además, los mercados de España, Italia, Francia y Portugal registraron sus mayores producciones solares fotovoltaicas para un mes de mayo. En España, la generación alcanzó 6137 GWh, un valor que constituye la segunda producción mensual más alta de su historia. En Italia, la producción se situó en 4114 GWh. En Francia, la generación alcanzó 3951 GWh, lo que también representa la segunda producción mensual más alta de su historia. Por su parte, Portugal registró 718 GWh.
Estos récords de producción solar fotovoltaica reflejan el crecimiento interanual de la capacidad instalada. Entre mayo de 2025 y mayo de 2026, el mercado español añadió 8616 MW de potencia solar fotovoltaica, excluido el autoconsumo, según datos de Red Eléctrica. Durante el mismo período, el mercado portugués incorporó 713 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 mayo de 2026, la producción eólica aumentó en términos interanuales en los mercados de Italia y Portugal un 15% en ambos casos. En contraste, los mercados de Alemania, Francia y España registraron descensos en la generación eólica. Alemania presentó la mayor caída, del 28%, mientras que Francia y España redujeron su producción un 21% y un 7,7%, respectivamente.
En comparación con el mes anterior, la producción eólica mantuvo la misma tendencia. Los mercados portugués e italiano registraron incrementos del 4,2% y el 6,5%, respectivamente. Por el contrario, la producción eólica disminuyó en los mercados de Alemania, Francia y España. Alemania registró la mayor caída, del 29%, seguida por los descensos del 26% en Francia y del 20% en España.
El mercado italiano alcanzó un récord histórico de producción eólica para un mes de mayo, con 2144 GWh de generación. Por su parte, los mercados de Alemania y España registraron sus menores niveles de producción eólica para un mes de mayo en varios años. Alemania generó 7029 GWh, su valor más bajo para este mes desde mayo de 2017. España alcanzó una producción de 3118 GWh, la más baja para un mes de mayo desde 2011.
Según datos de Red Eléctrica, entre mayo de 2025 y mayo de 2026 el mercado español añadió 920 MW de nueva capacidad eólica, excluido el autoconsumo. En el mismo período, el mercado portugués incorporó 120 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 mayo de 2026, la demanda eléctrica aumentó en términos interanuales en la mayoría de los principales mercados europeos. El mercado belga registró el mayor incremento, del 7,0%, mientras que el mercado español anotó la menor subida, del 0,9%. En los mercados de Italia, Francia, Portugal y Gran Bretaña, la demanda aumentó entre un 2,6% en el mercado italiano y un 4,2% en el británico. La excepción fue el mercado alemán, donde la demanda descendió un 0,6% respecto a mayo de 2025.
En comparación con abril de 2026, la demanda descendió en la mayoría de los principales mercados europeos analizados. Francia y Alemania registraron las mayores caídas, del 6,8% y 6,0%, respectivamente. Gran Bretaña y Bélgica presentaron descensos del 3,6% y 4,1%, respectivamente. En cambio, la demanda aumentó en los mercados de la península ibérica e Italia con respecto al mes anterior. España registró el mayor incremento, del 1,0%, mientras que Portugal e Italia presentaron subidas del 0,3% y 0,8%, respectivamente.
Las temperaturas medias fueron más altas que las de mayo de 2025 en todos los mercados europeos analizados. Alemania registró el mayor incremento, de 1,5°C, mientras que Gran Bretaña y Bélgica presentaron los menores aumentos, de 0,4°C, en ambos casos. La península ibérica, Italia y Francia registraron subidas que oscilaron entre 0,7°C en España y Portugal y 0,9°C en Francia.
En comparación con el mes anterior, las temperaturas medias de mayo también aumentaron en todos los mercados analizados. Alemania registró la mayor subida, de 5,0°C, mientras que Portugal presentó el menor incremento, de 1,9°C. En el resto de los mercados, las temperaturas medias aumentaron entre 2,5°C en España y 3,7°C en Francia.
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 2026, el precio promedio mensual fue superior a 75 €/MWh en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron los mercados francés, portugués y español, con promedios de 52,20 €/MWh, 54,08 €/MWh y 54,23 €/MWh, respectivamente. En cambio, los mercados italiano y británico registraron los precios mensuales más altos, de 119,35 €/MWh y 120,75 €/MWh, respectivamente. En el resto de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los promedios estuvieron entre los 76,15 €/MWh del mercado nórdico y los 97,54 €/MWh del mercado alemán.
En comparación con el mes de abril, los precios promedio subieron en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting. El mercado italiano fue la excepción, con un ligero descenso del 0,1%. El mercado francés registró la mayor subida porcentual de precios, del 31%. En el resto de los mercados, los precios subieron entre el 12% del mercado neerlandés y el 28% del mercado español.
Comparando los precios promedio del mes de mayo con los registrados en el mismo mes de 2025, los precios también subieron en los mercados europeos. Los mercados portugués, nórdico, francés y español alcanzaron las mayores subidas porcentuales de precios, del 110%, el 169%, el 169% y el 220%, respectivamente. En el resto de los mercados, los aumentos de precios estuvieron entre el 28% del mercado italiano y el 50% del mercado belga.
Como consecuencia de estos aumentos, el mercado británico registró su promedio mensual más alto desde marzo de 2025.
El incremento de los precios del gas y de los derechos de emisión de CO2 respecto a abril, junto con la caída de la producción eólica en la mayoría de los mercados, favoreció el aumento de los precios en los mercados eléctricos europeos respecto al mes anterior.
En comparación con el mismo mes de 2025, la subida de los precios del gas y de los derechos de emisión de CO2, así como el aumento de la demanda en la mayoría de los mercados, impulsaron los incrementos interanuales de precios en Europa. La menor producción eólica en Alemania, Francia y la península ibérica también contribuyó a esta tendencia alcista.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de OMIE, RTE, 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 de 103,71 $/bbl en mayo de 2026. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este fue el promedio mensual más alto desde agosto de 2022. El valor superó en un 1,2% al de abril de 2026, cuando se situó en 102,46 $/bbl, y fue un 62% superior al de mayo de 2025, que alcanzó los 64,01 $/bbl.
Durante mayo, las tensiones entre Estados Unidos e Irán siguieron condicionando la evolución de los precios de los futuros de petróleo Brent. Las negociaciones de paz ejercieron presión a la baja sobre los precios. Sin embargo, las hostilidades y las interrupciones en el suministro persistieron, favoreciendo que el promedio mensual aumentara ligeramente respecto al mes anterior.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, el precio promedio registrado en mayo de 2026 fue de 47,23 €/MWh. Esta cifra fue un 5,0% superior a la de abril de 2026, cuando el promedio se situó en 44,98 €/MWh. En comparación con mayo de 2025, cuyo precio promedio fue de 35,30 €/MWh, el incremento alcanzó el 34%.
En mayo, la evolución del conflicto entre Estados Unidos e Irán también continuó influyendo de forma significativa en los precios de los futuros de gas TTF. Las expectativas de un acuerdo de paz presionaron los precios a la baja. No obstante, la falta de avances en las negociaciones y las restricciones del suministro impulsaron el incremento de los precios. La preocupación por los bajos niveles de las reservas europeas también contribuyó a este incremento.
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, el precio promedio alcanzó los 76,31 €/t en mayo. Este valor fue un 3,1% superior al registrado en abril de 2026, de 74,04 €/t. Además, superó en un 4,2% al promedio de mayo de 2025, que fue de 73,24 €/t.
Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ICE y EEX.Análisis de AleaSoft Energy Forecasting para almacenamiento de energía
Para lograr una inversión rentable y bancable, los proyectos de almacenamiento de energía necesitan identificar la configuración que maximiza los ingresos, anticipar la evolución de las oportunidades de arbitraje y de participación en los servicios de ajuste, evaluar el impacto que tendrá la creciente penetración de baterías sobre esos ingresos y definir el dimensionamiento óptimo en proyectos híbridos. Estas cuestiones son de especial relevancia tanto en sistemas stand‑alone como en instalaciones híbridas, como las plantas de energía solar fotovoltaica o eólica con baterías.
Para abordar estos desafíos, la división AleaStorage de AleaSoft Energy Forecasting elabora informes de previsiones para proyectos de almacenamiento de energía, los cuales permiten optimizar los ingresos, el dimensionamiento y la rentabilidad de los sistemas de almacenamiento.
Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.