AleaSoft Energy Forecasting, 5 maggio 2026. Ad aprile 2026, i prezzi mensili della maggior parte dei principali mercati elettrici europei sono diminuiti rispetto a marzo e si sono attestati, per lo più, al di sotto di €85/MWh, con diversi mercati che hanno raggiunto i livelli più bassi degli ultimi mesi. Il calo dei prezzi del gas, una domanda più debole e l’aumento della produzione solare hanno favorito questa tendenza in un mese che ha inoltre fatto registrare record storici di produzione fotovoltaica e il prezzo medio dei futures sul Brent più alto da agosto 2022.
Produzione solare fotovoltaica ed eolica
Ad aprile 2026, la produzione solare fotovoltaica è aumentata nei principali mercati elettrici europei rispetto allo stesso mese dell’anno precedente. Il Portogallo ha guidato la crescita percentuale con il 41%, mentre l’Italia ha registrato l’aumento più contenuto, 7.4%. Germania, Francia e Spagna hanno intanto aumentato la loro produzione dell’11%, 22% e 24%, rispettivamente.
Rispetto a marzo 2026, la produzione solare fotovoltaica è cresciuta anche nei principali mercati elettrici europei analizzati. In questo caso, il mercato tedesco ha registrato l’aumento maggiore, 40%, seguito da incrementi del 38% in Portogallo e del 33% in Italia. I mercati francese e spagnolo sono cresciuti del 19% e 29%, rispettivamente.
Tutti i mercati analizzati hanno raggiunto record storici di produzione solare fotovoltaica per un mese di aprile. La Germania ha guidato la classifica con 9969 GWh, seguita dalla Spagna con 4966 GWh, dall’Italia con 3677 GWh, dalla Francia con 3473 GWh e dal Portogallo con 580 GWh.
Questi record di produzione solare fotovoltaica riflettono la crescita della capacità installata su base annua. Tra aprile 2025 e aprile 2026, il mercato spagnolo ha aggiunto 8434 MW di capacità solare fotovoltaica, escluso l’autoconsumo, secondo i dati di Red Eléctrica. Nello stesso periodo, il mercato portoghese ha aggiunto 879 MW al sistema, secondo i dati di REN.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.Ad aprile 2026, la produzione eolica è aumentata su base annua nei mercati tedesco e italiano. Il mercato tedesco ha registrato l’aumento maggiore, 39%, mentre il mercato italiano ha registrato una crescita più moderata, 0.7%. Al contrario, i mercati della penisola iberica e della Francia hanno ridotto la loro produzione eolica. Il Portogallo ha registrato il calo maggiore, 34%, mentre Spagna e Francia hanno ridotto la loro produzione del 16% e 0.1%, rispettivamente.
Rispetto al mese precedente, la produzione eolica è aumentata nel mercato italiano del 4.2%. Al contrario, la produzione eolica è diminuita nei mercati della penisola iberica, della Francia e della Germania. Il Portogallo ha registrato il calo più marcato, 36%, seguito da una flessione del 27% nel mercato spagnolo. Germania e Francia hanno registrato cali del 13% e 20%, rispettivamente.
Secondo i dati di Red Eléctrica, tra aprile 2025 e aprile 2026 il mercato spagnolo ha aggiunto 894 MW di nuova capacità eolica, escluso l’autoconsumo. Nello stesso periodo, il mercato portoghese ha aggiunto 48 MW al sistema, secondo i dati di REN.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.Domanda elettrica
Ad aprile 2026, la domanda elettrica è aumentata su base annua nella maggior parte dei principali mercati europei. Il mercato belga ha registrato l’aumento maggiore, 7.5%, mentre il mercato francese ha registrato l’aumento più contenuto, 0.7%. Nei mercati italiano, tedesco e portoghese, la domanda è aumentata dell’1.8%, 2.0% e 2.8%, rispettivamente. Al contrario, i mercati britannico e spagnolo hanno registrato cali su base annua dello 0.6% e 1.3%, rispettivamente.
Rispetto a marzo 2026, la domanda è diminuita ad aprile nei principali mercati europei analizzati. Gran Bretagna e Francia hanno registrato i cali maggiori, 14% e 13%, rispettivamente, mentre il Belgio ha registrato il più contenuto, 4.3%. In Germania, Italia, Portogallo e Spagna, la domanda è diminuita tra il 5.6% nel mercato tedesco e il 9.7% nel mercato spagnolo.
Le temperature medie sono state più fredde rispetto a quelle di aprile 2025 nella maggior parte dei mercati europei analizzati. Francia, Belgio, Gran Bretagna e Germania hanno registrato cali compresi tra 0.1 °C in Francia e 1.3 °C in Germania. D’altra parte, la penisola iberica e l’Italia hanno registrato temperature medie più elevate, con aumenti di 0.9 °C in Italia, 1.2 °C in Spagna e 1.4 °C in Portogallo.
Rispetto al mese precedente, le temperature medie di aprile sono aumentate in tutti i mercati analizzati. La Spagna ha registrato l’aumento maggiore, 4.5 °C, mentre la Gran Bretagna ha registrato il più contenuto, 2.2 °C. Negli altri mercati, le temperature medie sono aumentate tra 2.3 °C in Belgio e 4.2 °C in Italia.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid e ELIA.Mercati elettrici europei
Aprile 2026 si è chiuso con prezzi mensili al di sotto di €85/MWh nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei. Solo i mercati britannico e italiano si sono discostati da questa tendenza, con medie di €95.75/MWh e €119.47/MWh, rispettivamente. All’estremo opposto, Francia, Portogallo e Spagna hanno registrato i valori più bassi del mese, €39.80/MWh, €42.42/MWh e €42.44/MWh, rispettivamente. Negli altri mercati analizzati presso AleaSoft Energy Forecasting, le medie si sono attestate tra €63.33/MWh nel mercato nordico e €84.59/MWh nel mercato olandese.
Rispetto a marzo, aprile è stato caratterizzato da un calo quasi generalizzato dei prezzi nei mercati elettrici europei analizzati presso AleaSoft Energy Forecasting. Spagna e Portogallo hanno fatto eccezione, con lievi aumenti dell’1.6% e 3.8%. La Francia ha guidato i cali, con una flessione del 38%, mentre negli altri mercati le riduzioni si sono attestate tra lo 0.7% nel mercato nordico e il 21% nel mercato tedesco.
Tuttavia, in termini annui la tendenza è stata diversa. Rispetto ad aprile 2025, i prezzi sono aumentati in quasi tutti i mercati europei. La Francia ha fatto eccezione, con un calo del 5.7%. Al contrario, Spagna, Portogallo e il mercato nordico hanno registrato gli aumenti percentuali maggiori, 58%, 64% e 99%, rispettivamente. Negli altri mercati, gli aumenti sono stati più moderati, compresi tra lo 0.7% nel mercato tedesco e il 20% nel mercato italiano.
Il calo mensile dei prezzi ha consentito a diversi mercati di raggiungere i livelli più bassi degli ultimi mesi. Il mercato tedesco ha registrato la media mensile più bassa da settembre 2025, il mercato francese da ottobre 2025, e i mercati belga e olandese da novembre dello stesso anno.
Dietro il calo rispetto a marzo vi sono stati principalmente i prezzi del gas più bassi, l’aumento della produzione solare e una domanda più debole. In Italia, inoltre, l’aumento della produzione eolica ha rafforzato questa tendenza ribassista.
Al contrario, il confronto su base annua è stato caratterizzato da un contesto di prezzi del gas e di prezzi dei diritti di emissione di CO2 più elevati rispetto a quelli di aprile 2025, insieme a un aumento della domanda nella maggior parte dei mercati. Nella penisola iberica, una minore produzione eolica è stata un fattore aggiuntivo che ha contribuito a spingere al rialzo i prezzi in Spagna e Portogallo.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di OMIE, RTE, Nord Pool e GME.Brent, combustibili e CO2
I futures del petrolio Brent per il FrontMonth sul mercato ICE hanno registrato un prezzo medio mensile di $102.46/bbl ad aprile 2026. Secondo i dati analizzati presso AleaSoft Energy Forecasting, questa media mensile è stata la più alta da agosto 2022. Questo valore è stato del 2.9% superiore a quello raggiunto dai futures FrontMonth di marzo 2026, $99.60/bbl. È stato inoltre del 54% superiore a quello corrispondente ai futures FrontMonth negoziati ad aprile 2025, $66.46/bbl.
Nel mese di aprile, il conflitto tra Stati Uniti e Iran ha continuato a condizionare l’evoluzione dei prezzi dei futures del petrolio Brent. Se da un lato i negoziati di pace e la tregua concordata hanno esercitato una pressione al ribasso sui prezzi, dall’altro la mancanza di progressi nei negoziati, le minacce, così come la chiusura dello stretto di Hormuz, hanno sostenuto gli aumenti dei prezzi durante aprile. Di conseguenza, la media mensile si è chiusa al di sopra di $100/bbl.
Per quanto riguarda i futures del gas TTF sul mercato ICE per il FrontMonth, il valore medio registrato durante aprile 2026 è stato di €44.98/MWh. Rispetto alla media dei futures FrontMonth negoziati a marzo 2026, €52.87/MWh, la media di aprile è scesa del 15%. Al contrario, rispetto ai futures FrontMonth negoziati ad aprile 2025, quando il prezzo medio era di €35.41/MWh, si è registrato un aumento del 27%.
Ad aprile, le preoccupazioni per l’approvvigionamento di gas naturale liquefatto a causa dell’instabilità in Medio Oriente e i bassi livelli delle riserve di stoccaggio europee hanno continuato a esercitare una pressione al rialzo sui prezzi dei futures del gas TTF. Tuttavia, il calo della domanda associato a temperature più miti ha contribuito alla diminuzione dei prezzi rispetto al mese precedente.
Per quanto riguarda i futures dei diritti di emissione di CO₂ sul mercato EEX per il contratto di riferimento di dicembre 2026, hanno raggiunto un prezzo medio di €74.04/t ad aprile. Questo prezzo mensile è aumentato del 5.7% rispetto alla media di marzo 2026, che era di €70.07/t. Rispetto alla media di aprile 2025, che si attestava a €67.09/t, la media di aprile 2026 è stata del 10% più alta.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ICE e EEX.Analisi di AleaSoft Energy Forecasting per lo stoccaggio di energia e l’ibridazione
I progetti di stoccaggio di energia affrontano attualmente sfide decisive per raggiungere un investimento redditizio e bancabile. Non è sufficiente installare capacità; è necessario determinare quale configurazione consente di massimizzare i ricavi, come evolveranno le opportunità di arbitraggio e di partecipazione ai servizi di dispacciamento, quale impatto avrà la crescente penetrazione delle batterie su tali ricavi e quale sia il dimensionamento ottimale nei progetti ibridi. La risoluzione di queste incertezze è particolarmente rilevante sia nei sistemi standalone sia negli impianti ibridi, come gli impianti solari fotovoltaici o eolici con batterie. Per rispondere a queste sfide, AleaSoft Energy Forecasting, attraverso la sua divisione AleaStorage, sviluppa analisi per progetti di stoccaggio di energia volte a ottimizzare ricavi, dimensionamento e redditività.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
