En julio de 2026, los precios mensuales aumentaron en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. La subida de los precios del gas y de los derechos de emisión de CO2, el aumento de la demanda y la menor producción eólica en varios mercados impulsaron esta tendencia. La producción solar fotovoltaica alcanzó máximos históricos en Alemania, España, Francia, Italia y Portugal. La demanda también marcó máximos históricos en algunos mercados y alcanzó los niveles más altos de los últimos años en otros.
En julio de 2026, los precios promedio mensuales aumentaron en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. El mercado italiano registró el precio más alto, seguido del británico. En cambio, el mercado nórdico presentó el promedio más bajo.
En comparación con junio de 2026, los precios subieron en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Los mercados portugués y español registraron los mayores incrementos porcentuales. En cambio, los precios descendieron en los mercados nórdico, neerlandés, alemán y belga.
Respecto a julio de 2025, los precios aumentaron en todos los mercados. Los mercados francés y nórdico registraron los mayores incrementos interanuales. Italia alcanzó su promedio mensual más alto desde marzo de 2023, mientras que Gran Bretaña, España y Portugal registraron los precios más elevados desde marzo de 2025.
La producción solar fotovoltaica aumentó respecto a junio y en términos interanuales en Alemania, España, Francia, Italia y Portugal y alcanzaron máximos históricos mensuales.
La producción eólica aumentó en términos interanuales en Alemania y Francia, mientras que disminuyó en Portugal, Italia y España. Alemania, Francia e Italia registraron su segundo valor más alto para un mes de julio y Portugal alcanzó el más bajo desde 2018.
La demanda eléctrica aumentó en términos interanuales en la mayoría de los mercados europeos. España y Portugal alcanzaron máximos históricos para un mes de julio e Italia registró su valor mensual más alto de los últimos 26 años.
Los futuros de gas TTF para el FrontMonth en el mercado ICE alcanzaron un promedio de 53,99 €/MWh, un 20% más que en junio y el valor más alto desde febrero de 2023. El ataque al metanero Al-Rekayyat y los bajos niveles de las reservas europeas impulsaron los precios.
Los futuros de derechos de emisión de CO₂ en el mercado EEX para diciembre de 2026 alcanzaron un promedio de 81,26 €/t, un 2,8% más que en junio y un 12% más que en julio de 2025.
Los futuros de petróleo Brent para el FrontMonth en el mercado ICE registraron un promedio de 83,97 $/bbl, un 0,5% menos que en junio. Los avances en las negociaciones entre Estados Unidos e Irán y el anuncio de un aumento de la producción de la OPEP+ favorecieron el descenso.
Para conocer en detalle la evolución de los mercados de energía europeos durante julio 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, 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.
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