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

En junio de 2026, los precios promedio mensuales aumentaron en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. Cinco mercados superaron los 100 €/MWh. El mercado italiano registró el precio más alto, con 132,50 €/MWh, seguido de los mercados británico, belga, neerlandés y alemán. En cambio, los mercados ibéricos, el francés y el nórdico registraron promedios inferiores a 71 €/MWh.

En comparación con mayo de 2026, los precios subieron en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Los mercados portugués y español registraron los mayores incrementos porcentuales, del 30% y el 28%, respectivamente.

Respecto a junio de 2025, los precios también aumentaron en la mayoría de los mercados. En cambio, los mercados ibéricos registraron descensos interanuales, favorecidos por una mayor aportación renovable.

La producción solar fotovoltaica aumentó respecto al mismo mes de 2025 en los principales mercados eléctricos europeos. España registró el mayor crecimiento, seguida de Francia y Portugal. En comparación con mayo de 2026, la producción solar fotovoltaica también creció en todos los mercados analizados.

Los principales mercados eléctricos europeos batieron sus máximos históricos de producción solar fotovoltaica en junio. Alemania lideró la generación mensual, seguida de España, Italia, Francia y Portugal.

La producción eólica aumentó en términos interanuales en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos analizados. Portugal registró el mayor incremento, seguido de España y Francia. En cambio, la producción eólica descendió en Alemania e Italia. Francia y Portugal alcanzaron récords históricos de producción eólica para un mes de junio. Alemania registró su segunda producción mensual más alta para un mes de junio.

La demanda eléctrica aumentó en términos interanuales en todos los principales mercados europeos analizados. El mercado belga registró el mayor incremento, mientras que el mercado español presentó el menor aumento. En comparación con mayo de 2026, la demanda aumentó en la mayoría de los mercados, con Italia y España a la cabeza.

Los futuros de gas TTF para el Front‑Month en el mercado ICE registraron un promedio de 44,94 €/MWh en junio. Este precio fue el más bajo desde marzo y se situó por debajo del promedio de mayo. Sin embargo, superó el promedio de junio de 2025. Una mayor disponibilidad de suministro y la moderación de las tensiones geopolíticas favorecieron el descenso respecto al mes anterior.

Los futuros de derechos de emisión de CO₂ en el mercado EEX para diciembre de 2026 alcanzaron un promedio de 79,06 €/t en junio, el más alto desde febrero. Este valor superó tanto el promedio de mayo de 2026 como el de junio de 2025, y contribuyó a la subida de los precios en la mayoría de los mercados eléctricos continentales.

Los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE registraron un precio promedio de 84,43 $/bbl en junio, el más bajo desde marzo. Este promedio fue inferior al de mayo, aunque superó el promedio de junio de 2025. Los avances en las negociaciones diplomáticas entre Estados Unidos e Irán, las perspectivas de mayor suministro y las expectativas de desaceleración de la demanda global presionaron los precios a la baja.

Para conocer en detalle la evolución de los mercados de energía europeos durante junio de 2026, está disponible el informe completo en este enlace.

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.