El gas y el CO2 disparan los precios eléctricos europeos a máximos de varios años en el tercer trimestre
El tercer trimestre de 2026 cerró con los precios de la electricidad en máximos de varios años en los principales mercados europeos, impulsados por el encarecimiento del gas y de los derechos de emisión de CO2. La demanda al alza y el menor aporte eólico en parte de la región agravaron la tensión, mientras la solar fotovoltaica marcó récords históricos en varios países, incluida España.
Contexto de precios: subidas generalizadas y máximos regionales
Según el análisis de AleaSoft Energy Forecasting, con datos de OMIE, RTE, Nord Pool y GME, los precios medios trimestrales superaron los 120 €/MWh en casi todos los mercados europeos analizados. Italia registró el promedio más alto, con 181,24 €/MWh, mientras que el mercado nórdico presentó el más bajo, con 74,39 €/MWh. Alemania, Bélgica, Países Bajos e Italia anotaron sus valores más elevados desde el primer trimestre de 2023, mientras que España y Portugal alcanzaron los máximos desde el cuarto trimestre de 2022. Francia y Gran Bretaña, por su parte, registraron su mejor dato desde el segundo trimestre de 2023.
La comparación interanual también mostró subidas: los precios aumentaron respecto al tercer trimestre de 2025 en los principales mercados, con Francia registrando las mayores alzas tanto frente al trimestre anterior como en términos interanuales. Estos máximos reflejan la confluencia de varios factores: el encarecimiento del gas y del CO2, el aumento de la demanda y la menor producción eólica en la mayor parte de la región.
Gas y CO2: los principales impulsores de la subida
El gas natural fue el principal motor de la escalada. Los futuros TTF para el Front-Month en el mercado ICE promediaron 63,65 €/MWh en el trimestre, un 39% más que en el trimestre anterior y la cifra más alta desde el primer trimestre de 2023. Las bajas reservas europeas y las tensiones de suministro sostuvieron los precios.
Los derechos de emisión de CO2 también contribuyeron al alza: los futuros para diciembre de 2026 en el mercado EEX promediaron 83,09 €/t, un 8,7% más que en el segundo trimestre de 2026 y un 11% por encima del mismo período de 2025. El petróleo Brent, aunque bajó un 5,6% respecto al trimestre anterior hasta 91,31 $/bbl, se mantuvo en niveles elevados por las restricciones a las exportaciones de Oriente Medio. Este cóctel de combustibles fósiles y derechos de emisión encareció la generación marginal en los mercados europeos.
Generación renovable: la solar marca récords, la eólica se frena
La producción solar fotovoltaica aumentó interanualmente en los principales mercados europeos. España, Francia, Italia y Portugal registraron máximos históricos trimestrales, y Alemania anotó su mayor producción para un tercer trimestre.
La eólica, sin embargo, solo creció en Alemania, tanto frente al tercer trimestre de 2025 como respecto al trimestre anterior. En el resto de mercados analizados la producción eólica disminuyó, con Francia alcanzando su segundo mejor dato para un tercer trimestre y Alemania un máximo histórico para ese período. La menor generación eólica en parte de la región contribuyó a la presión sobre los precios, al tener que cubrirse esa producción con fuentes más caras.
Demanda eléctrica al alza en toda Europa
La demanda eléctrica aumentó interanualmente en la mayoría de los principales mercados europeos. Italia registró la demanda trimestral más alta de su historia, y Portugal alcanzó un máximo histórico para un tercer trimestre. España, por su parte, anotó su mayor demanda trimestral desde el primer trimestre de 2018.
Este incremento de la demanda, combinado con la menor producción eólica y los altos precios de los combustibles, explica la tensión alcista de los precios en el trimestre. Los datos de demanda y generación citados proceden del informe de AleaSoft, que señala que la combinación de estos factores elevó los precios por encima de los 120 €/MWh en casi todos los mercados.
Relevancia para el sector renovable español
En este contexto, AleaSoft Energy Forecasting ha puesto en marcha un servicio específico de análisis de vertidos de energía renovable a nivel regional y nodal en el sistema eléctrico peninsular español. El servicio combina el tratamiento de información pública del sistema y del mercado con la interpretación experta de los resultados.
Permite conocer la distribución regional de los vertidos, identificar los nudos con mayor concentración de curtailments y analizar los patrones territoriales y las restricciones de evacuación. Esta información resulta clave para que desarrolladores e inversores evalúen los riesgos de ubicación de nuevos proyectos y tomen decisiones sobre almacenamiento e hibridación.
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