AleaSoft Energy Forecasting, 8 luglio 2026. Nel primo semestre del 2026, i prezzi sono aumentati nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei, spinti dall’aumento dei prezzi del gas e della domanda. Al contrario, la maggiore produzione solare fotovoltaica ed eolica ha contribuito a far scendere i prezzi in Spagna e Portogallo. La produzione solare fotovoltaica ha raggiunto record semestrali in Germania, Spagna, Francia e Italia, mentre la produzione eolica ha stabilito record in Francia, Italia e Portogallo. Il petrolio Brent e il gas TTF hanno raggiunto i loro prezzi medi più alti dal 2023, a causa delle tensioni tra Stati Uniti e Iran e dei bassi livelli delle scorte di gas.
Produzione solare fotovoltaica ed eolica
Nel primo semestre del 2026, la produzione solare fotovoltaica è aumentata nei principali mercati elettrici europei rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente. I mercati spagnolo e francese hanno registrato gli aumenti maggiori, entrambi del 16%. Portogallo e Italia hanno raggiunto aumenti dell’8,3% e del 7,8%, rispettivamente, mentre il mercato tedesco ha registrato l’incremento minore, del 5,7%.
Rispetto al secondo semestre del 2025, la produzione solare fotovoltaica è aumentata nella maggior parte dei principali mercati europei. Il mercato tedesco ha registrato l’aumento maggiore, del 34%. È stato seguito dai mercati francese e italiano, con aumenti del 17% e del 10%, rispettivamente. Il mercato spagnolo ha registrato un incremento più moderato, del 5,2%. Al contrario, la produzione in Portogallo è diminuita del 3,9%.
Inoltre, tutti i mercati analizzati, ad eccezione del Portogallo, hanno raggiunto nel primo semestre del 2026 un record storico di produzione solare fotovoltaica semestrale. Nel complesso del semestre, la Germania ha generato 43 623 GWh con questa tecnologia, la Spagna ha raggiunto 26 959 GWh, l’Italia ha prodotto 18 351 GWh e la Francia ha generato 17 457 GWh.
Secondo i dati di Red Eléctrica, nei primi sei mesi del 2026 la Spagna peninsulare ha aggiunto 3763 MW di nuova capacità solare fotovoltaica rispetto alla capacità installata alla fine del 2025, escludendo gli impianti di autoconsumo. Questo dato rappresenta un aumento del 9,2%. In Portogallo, secondo i dati di REN, la capacità solare fotovoltaica è aumentata di 198 MW nello stesso periodo, ovvero del 4,1%.
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.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.Nel primo semestre del 2026, la produzione eolica è aumentata nei principali mercati elettrici europei rispetto allo stesso periodo del 2025. Il mercato italiano ha registrato l’aumento maggiore, del 17%. È stato seguito dai mercati francese e tedesco, con aumenti del 13% e dell’11%, rispettivamente. I mercati portoghese e spagnolo hanno registrato gli incrementi minori, dell’8,2% e del 5,8%, rispettivamente.
Rispetto al secondo semestre del 2025, la produzione eolica è aumentata nella maggior parte dei mercati analizzati. Il mercato italiano ha registrato l’aumento maggiore, del 30%. Il Portogallo si è classificato al secondo posto, con un incremento del 13%. I mercati spagnolo e francese hanno registrato aumenti del 6,1% e del 3,3%, rispettivamente. Al contrario, la produzione con questa tecnologia nel mercato tedesco è diminuita del 5,0%.
Inoltre, Francia, Italia e Portogallo hanno raggiunto nel primo semestre del 2026 record storici di produzione eolica semestrale. Nel complesso del semestre, la Francia ha generato 26 050 GWh con questa tecnologia, l’Italia ha raggiunto 12 976 GWh e il Portogallo ha prodotto 7350 GWh.
Per quanto riguarda la capacità installata, i dati di Red Eléctrica indicano che, a giugno 2026, la capacità eolica della Spagna peninsulare superava di 231 MW quella registrata alla fine del 2025, escludendo gli impianti di autoconsumo. Questo dato rappresenta un aumento dello 0,7%. In Portogallo, i dati di REN mostrano un aumento di 84 MW nello stesso periodo, equivalente a una crescita dell’1,5%.
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.Domanda di elettricità
Nel primo semestre del 2026, la domanda di elettricità è aumentata su base annua nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei. Il mercato belga ha registrato l’aumento maggiore, del 6,1%, seguito dal Portogallo, con un incremento del 4,0%. I mercati spagnolo, tedesco e italiano hanno registrato aumenti compresi tra l’1,4% della Spagna e il 2,7% dell’Italia. Il mercato britannico ha registrato l’incremento minore, dello 0,4%. Al contrario, la domanda nel mercato francese è diminuita dello 0,5%.
La maggior parte dei mercati ha registrato aumenti della domanda anche rispetto al semestre precedente. Il mercato belga ha guidato questa tendenza, con un aumento dell’8,7%. È stato seguito dal mercato francese, con il 7,4%. I mercati tedesco, britannico e portoghese hanno registrato aumenti del 2,0%, del 3,3% e del 3,4%, rispettivamente. L’Italia ha registrato la crescita minore, dello 0,9%. Al contrario, la domanda nel mercato spagnolo è scesa dello 0,9%.
Allo stesso tempo, le temperature medie sono aumentate su base annua in tutti i principali mercati europei, con incrementi compresi tra 0,1 °C in Germania e 0,7 °C in Belgio e Francia.
Rispetto al secondo semestre del 2025, le temperature medie sono diminuite in tutti i mercati analizzati. I cali sono stati compresi tra 2,3 °C in Francia e 3,8 °C in Spagna.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid ed ELIA.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid ed ELIA.Mercati elettrici europei
Nel primo semestre del 2026, il prezzo medio ha superato i 60 €/MWh nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei. Il mercato N2EX del Regno Unito e il mercato IPEX dell’Italia hanno registrato i prezzi semestrali più alti, di 107,27 €/MWh e 127,18 €/MWh, rispettivamente. I mercati MIBEL di Portogallo e Spagna hanno registrato i prezzi più bassi, di 48,77 €/MWh e 49,83 €/MWh, rispettivamente. Negli altri mercati analizzati presso AleaSoft Energy Forecasting, i prezzi medi sono stati compresi tra i 61,78 €/MWh del mercato francese e i 98,62 €/MWh del mercato tedesco, mentre il mercato nordico ha registrato una media di 79,05 €/MWh.
Rispetto al semestre precedente, nel primo semestre del 2026 i prezzi medi sono aumentati nella maggior parte dei mercati elettrici europei. Il mercato nordico ha registrato l’aumento maggiore, dell’82%, seguito dal mercato britannico, con il 27%. I mercati belga, olandese, italiano, tedesco e francese hanno registrato aumenti compresi tra l’11% e il 23%. Al contrario, i prezzi sono scesi nei mercati spagnolo e portoghese, del 28% e del 29%, rispettivamente.
Confrontando i prezzi medi del primo semestre del 2026 con quelli registrati nello stesso periodo del 2025, i prezzi sono aumentati nella maggior parte dei mercati elettrici europei analizzati presso AleaSoft Energy Forecasting. Il mercato nordico ha registrato l’aumento maggiore su base annua, del 120%. I mercati olandese, tedesco, belga e italiano hanno registrato aumenti compresi tra il 6,4% e il 9,4%, mentre il prezzo del mercato britannico è aumentato del 2,4%. Al contrario, i prezzi sono scesi nei mercati francese, spagnolo e portoghese, del 7,4%, del 19% e del 23%, rispettivamente.
In seguito a questi aumenti, nel primo semestre del 2026 il mercato nordico ha raggiunto il suo prezzo medio più alto dal primo semestre del 2023, mentre i mercati tedesco, belga, britannico, italiano e olandese hanno registrato le medie più alte dal secondo semestre del 2023. Al contrario, i mercati spagnolo e portoghese hanno registrato le medie più basse dal secondo semestre del 2024.
Nel primo semestre del 2026, l’aumento dei prezzi del gas TTF, insieme alla maggiore domanda di elettricità, ha spinto al rialzo i prezzi nella maggior parte dei mercati elettrici europei rispetto al semestre precedente. Al contrario, l’aumento della produzione solare fotovoltaica ed eolica nella penisola iberica ha contribuito al calo dei prezzi nei mercati spagnolo e portoghese.
Rispetto al primo semestre del 2025, l’aumento del prezzo medio del gas ha determinato incrementi dei prezzi su base annua nella maggior parte dei mercati elettrici europei. Viceversa, l’aumento della produzione solare fotovoltaica ed eolica ha contribuito a far scendere i prezzi nei mercati francese, portoghese e spagnolo.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di OMIE, Nord Pool e GME.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di OMIE, Nord Pool e GME.Brent, combustibili e CO2
I futures del petrolio Brent per il Front‑Month nel mercato ICE hanno registrato un prezzo medio semestrale di 87,60 $/bbl nel primo semestre del 2026. Secondo i dati analizzati presso AleaSoft Energy Forecasting, si è trattato del prezzo più alto dal primo semestre del 2023. Questo valore è stato inoltre superiore del 33% al prezzo medio dei futures Front‑Month del semestre precedente, che si era attestato a 65,64 $/bbl. È stato inoltre superiore del 24% al corrispondente prezzo dei futures Front‑Month del primo semestre del 2025, la cui media era stata di 70,81 $/bbl.
Il conflitto tra Stati Uniti e Iran e le sue conseguenze sulle forniture attraverso lo stretto di Hormuz hanno contribuito alla tendenza al rialzo dei prezzi dei futures del Brent durante il primo semestre del 2026.
Per quanto riguarda i futures del gas TTF nel mercato ICE per il Front‑Month, il prezzo medio registrato nel primo semestre del 2026 è stato di 42,94 €/MWh. Secondo i dati analizzati presso AleaSoft Energy Forecasting, si è trattato del prezzo più alto dal secondo semestre del 2023. Rispetto al prezzo medio dei futures Front‑Month del semestre precedente, di 31,59 €/MWh, la media è aumentata del 36%. Rispetto ai futures Front‑Month negoziati nello stesso periodo del 2025, quando il prezzo medio era stato di 41,21 €/MWh, l’aumento è stato del 4,2%.
I bassi livelli delle scorte europee di gas, insieme alle tensioni geopolitiche, hanno favorito l’aumento dei prezzi dei futures del gas TTF durante il primo semestre del 2026.
Per quanto riguarda i futures dei diritti di emissione di CO₂ nel mercato EEX per il contratto di riferimento di dicembre 2026, hanno raggiunto un prezzo medio di 77,13 €/t nel primo semestre del 2026. Questo prezzo è stato inferiore del 2,4% alla media registrata nel semestre precedente, di 79,02 €/t. Rispetto alla media di 74,62 €/t dello stesso periodo del 2025, il prezzo medio del primo semestre del 2026 è stato superiore del 3,4%.
L’analisi di AleaSoft Energy Forecasting con l’intelligenza artificiale per i mercati energetici
Dal 1999, AleaSoft Energy Forecasting sviluppa modelli di previsione per i mercati energetici europei combinando intelligenza artificiale, statistica, econometria e una conoscenza approfondita del settore energetico. Da 27 anni l’IA costituisce una parte centrale della sua metodologia, consentendo di produrre previsioni solide dei prezzi dei mercati elettrici, della domanda di elettricità, della produzione di energie rinnovabili e di altre variabili chiave utilizzate nel processo decisionale.
La transizione energetica sta aumentando la volatilità dei mercati, la penetrazione delle energie rinnovabili, la comparsa di prezzi zero e negativi, la necessità di flessibilità e l’importanza dello stoccaggio di energia. In questo contesto, AleaSoft Energy Forecasting continua a promuovere lo sviluppo di strumenti basati sull’intelligenza artificiale per analizzare i mercati, valutare i rischi, ottimizzare le strategie di acquisto e vendita di energia, strutturare PPA, valutare investimenti, dimensionare batterie, stimare i ricavi dei sistemi di stoccaggio di energia e analizzare progetti ibridi di energie rinnovabili e batterie.
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Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.