AleaSoft Energy Forecasting, 2 de julio de 2026. En junio de 2026, la producción solar fotovoltaica alcanzó máximos históricos en los principales mercados eléctricos europeos. La producción eólica también batió récords para un mes de junio en Francia y Portugal. Los precios promedio mensuales subieron en la mayoría de los mercados, impulsados por el aumento de la demanda estival y de los precios de las emisiones de CO₂, pese a la caída de los precios del gas TTF y del petróleo Brent respecto a mayo.
Producción solar fotovoltaica y producción eólica
En junio de 2026, la producción solar fotovoltaica aumentó en los principales mercados eléctricos europeos respecto al mismo mes del año anterior. España registró el mayor crecimiento porcentual, con un 18%. Francia le siguió con un 17% y Portugal, con un 16%. Alemania aumentó su producción un 5,5%, mientras que Italia registró el menor incremento, con un 0,7%.
En comparación con mayo de 2026, la producción solar fotovoltaica también creció en todos los mercados analizados. España y Portugal registraron los mayores incrementos, con un 18% en ambos casos. Francia aumentó su producción un 15% e Italia, un 11%, mientras que Alemania registró el menor aumento, con un 4,8%.
En junio de 2026, los principales mercados eléctricos europeos batieron sus máximos históricos de producción solar fotovoltaica. Alemania lideró la generación fotovoltaica mensual, con 11 168 GWh, su mayor registro hasta la fecha. España alcanzó los 6957 GWh, seguida de Italia, con 4428 GWh, y Francia, con 4384 GWh. Portugal también marcó un nuevo máximo histórico, con 823 GWh.
Estos récords de producción solar fotovoltaica reflejan el crecimiento interanual de la capacidad instalada. Entre junio de 2025 y junio de 2026, el mercado español añadió 8689 MW de potencia solar fotovoltaica, excluido el autoconsumo, según datos de Red Eléctrica. Durante el mismo período, el mercado portugués incorporó 739 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 junio de 2026, la producción eólica aumentó en términos interanuales en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos analizados. Portugal registró el mayor incremento, con un 24%. En España, el aumento alcanzó el 18% y, en Francia, el 17%. En cambio, la producción eólica descendió un 25% en Alemania respecto a junio de 2025 y cayó un 1,8% en Italia.
En comparación con mayo de 2026, la producción eólica también aumentó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos analizados. España registró el mayor crecimiento, con un 16%, seguida de Alemania, Francia y Portugal, con incrementos del 15%, el 13% y el 7,2%, respectivamente. La excepción fue Italia, donde la producción eólica descendió un 42% respecto al mes anterior.
Los mercados francés y portugués alcanzaron récords históricos de producción eólica para un mes de junio, con generaciones de 2969 GWh y 875 GWh, respectivamente. En Alemania, la generación alcanzó los 7895 GWh, valor que representa su segunda producción mensual más alta para un mes de junio.
Según datos de Red Eléctrica, entre junio de 2025 y junio de 2026 el mercado español añadió 729 MW de nueva capacidad eólica, excluido el autoconsumo. En el mismo período, el mercado portugués incorporó 121 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 junio de 2026, la demanda eléctrica aumentó en términos interanuales en todos los principales mercados europeos analizados. El mercado belga registró el mayor incremento, con un 9,2%, mientras que el mercado español presentó el menor aumento, con un 0,7%. En Italia, Gran Bretaña, Portugal, Francia y Alemania la demanda creció entre el 1,9% del mercado italiano y el 3,5% del mercado alemán.
En comparación con mayo de 2026, la demanda aumentó en la mayoría de los mercados europeos analizados. Italia registró el mayor incremento, con un 16%. A continuación se situó España, con un aumento del 14%. Portugal, Bélgica, Alemania y Francia registraron subidas que oscilaron entre el 3,3% de Portugal y el 6,0% de Francia. En cambio, la demanda descendió un 0,8% en Gran Bretaña.
Las temperaturas medias de junio de 2026 superaron las de junio de 2025 en los mercados del norte y del centro de Europa. Alemania registró el mayor incremento, con 1,1°C, mientras que Bélgica presentó el menor aumento, con 0,1°C. En Gran Bretaña y Francia, las temperaturas subieron 0,4°C y 0,8°C, respectivamente. En cambio, España, Portugal e Italia registraron temperaturas inferiores a las de junio de 2025, con caídas de 0,4°C en España y de 0,2°C en Portugal e Italia.
En comparación con mayo de 2026, las temperaturas medias de junio fueron más altas en todos los mercados analizados. Italia registró la mayor subida, con 6,0°C, mientras que Gran Bretaña presentó el menor incremento, con 3,6°C. En el resto de los mercados, las temperaturas medias aumentaron entre los 4,5°C de Bélgica y los 5,5°C de 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 junio de 2026, los precios promedio mensuales superaron los 100 €/MWh en cinco de los principales mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting. El mercado italiano alcanzó los 132,50 €/MWh, el británico, los 114,94 €/MWh, el belga, los 112,13 €/MWh, el neerlandés, los 110,08 €/MWh, y el alemán, los 109,52 €/MWh. En cambio, los mercados ibéricos y el francés registraron precios más bajos, con promedios de 69,59 €/MWh en España, 70,25 €/MWh en Portugal y 66,07 €/MWh en Francia. El mercado nórdico cerró el mes en 64,78 €/MWh.
En comparación con mayo de 2026, los precios promedio subieron en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting. Los mayores incrementos porcentuales correspondieron a los mercados portugués y español, del 30% y el 28%, respectivamente. Francia registró una subida del 27%, Bélgica del 22%, los Países Bajos del 16% y Alemania del 12%, mientras que Italia subió un 11%. Las excepciones fueron los mercados nórdico y británico, con descensos del 15% y el 4,8%, respectivamente.
Comparando los precios promedio de junio con los registrados en el mismo mes de 2025, los precios también subieron en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados. El mercado nórdico registró el mayor incremento porcentual, con un 236%, seguido de los mercados belga y alemán, con subidas del 72% y el 71%, respectivamente. Los mercados neerlandés y francés registraron aumentos del 63% y el 62%, el británico, del 46%, y el italiano, del 19%. En cambio, los mercados ibéricos registraron descensos interanuales, con caídas del 4,1% en España y el 5,3% en Portugal.
Como consecuencia de los aumentos de precios, los mercados belga y neerlandés alcanzaron sus promedios mensuales más elevados desde marzo de 2025. Los mercados alemán, francés, portugués y español registraron sus precios más altos desde febrero de 2026, mientras que el mercado italiano alcanzó su promedio mensual más alto desde abril de 2026.
El incremento de los precios de los derechos de emisión de CO2 respecto a mayo, junto con el fuerte aumento de la demanda durante el inicio del verano, favoreció la subida de los precios en la mayoría de los mercados eléctricos continentales respecto al mes anterior. La caída de la producción eólica en Italia también contribuyó al incremento de los precios en ese mercado.
En comparación con junio de 2025, el aumento de los precios del gas TTF y del CO2, así como el crecimiento de la demanda en la mayoría de los mercados, impulsaron los incrementos interanuales en los mercados continentales del norte y del centro de Europa. La caída de la producción eólica en Alemania también contribuyó al incremento de los precios en ese mercado. En los mercados ibéricos, una mayor aportación renovable propició el descenso interanual de los precios.
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 84,43 $/bbl en junio de 2026. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este promedio mensual fue el más bajo desde marzo. Esta cifra fue un 19% inferior a la de mayo de 2026, cuando el promedio se situó en 103,71 $/bbl. No obstante, superó en un 21% al promedio de junio de 2025, que alcanzó los 69,80 $/bbl.
Durante junio, los avances en las negociaciones diplomáticas entre Estados Unidos e Irán y las perspectivas de un mayor suministro en los mercados internacionales presionaron los precios del petróleo a la baja. Las expectativas de desaceleración de la demanda global también contribuyeron al descenso del precio promedio 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 junio de 2026 fue de 44,94 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más bajo desde marzo. Esta cifra fue un 4,8% inferior a la de mayo de 2026, cuando el promedio se situó en 47,23 €/MWh. En comparación con junio de 2025, cuyo precio promedio fue de 36,65 €/MWh, el incremento alcanzó el 23%.
El descenso del precio del gas TTF respecto a mayo de 2026 se relacionó con una mayor disponibilidad de suministro y con la moderación de las tensiones geopolíticas en algunas regiones. Sin embargo, los niveles de las reservas europeas de gas se mantuvieron relativamente bajos para la época del año, lo que limitó el alcance de la caída y sostuvo los precios del gas por encima de los niveles de junio de 2025.
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 79,06 €/t en junio. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este promedio fue el más alto desde febrero. Este valor fue un 3,6% superior al registrado en mayo de 2026, de 76,31 €/t, y superó en un 5,5% al promedio de junio de 2025, que fue de 74,94 €/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, los servicios de la división AleaStorage de AleaSoft Energy Forecasting permiten optimizar los ingresos, el dimensionamiento y la rentabilidad de los sistemas de almacenamiento. Las soluciones de la división AleaStorage incluyen informes de estimación de ingresos de largo plazo para diferentes configuraciones de proyectos de almacenamiento de energía, tanto para sistemas híbridos de energía solar fotovoltaica con baterías como instalaciones stand-alone. El análisis compara distintas duraciones y modos de operación, e incluye previsiones de ingresos por arbitraje en los mercados diario e intradiarios, servicios de ajuste y mercado de capacidad.
Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.