AleaSoft Energy Forecasting, 3 febbraio 2026. A gennaio, i prezzi sono aumentati nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei, superando i 100 €/MWh. In diversi mercati, il prezzo mensile è stato il più alto almeno dal marzo 2025. Al contrario, nel mercato iberico i prezzi sono scesi attestandosi intorno ai 71 €/MWh. Spagna e Italia hanno registrato livelli record di produzione eolica mensile, mentre Francia e Portogallo hanno raggiunto i livelli più alti di produzione eolica per il mese di gennaio. Germania, Italia e Francia hanno raggiunto i livelli più alti di produzione fotovoltaica per il mese di gennaio. Il fabbisogno di energia elettrica è aumentata. I futures sul gas TTF hanno raggiunto la media più alta da luglio, quelli sul Brent da ottobre e quelli sul CO2 almeno da gennaio 2024.
Produzione solare fotovoltaica e produzione eolica
Nel gennaio 2026, la produzione solare fotovoltaica è aumentata nella maggior parte dei principali mercati europei rispetto allo stesso mese dell’anno precedente. L’Italia ha registrato l’incremento maggiore, pari al 14%, seguita dalla Francia, con un aumento dell’11%, e dalla Germania, con un aumento del 2,8%. Al contrario, nel mercato portoghese la produzione fotovoltaica è diminuita del 14%, mentre nel mercato spagnolo la generazione con questa tecnologia è stata simile a quella registrata nel gennaio 2025.
Rispetto a dicembre 2025, anche la produzione di energia solare fotovoltaica è aumentata nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei. Il mercato francese ha registrato l’aumento maggiore, pari al 6,1%, seguito da quelli tedesco e spagnolo, con incrementi rispettivamente del 4,9% e del 2,6%. Al contrario, i mercati portoghese e italiano hanno registrato un calo della produzione fotovoltaica rispetto a dicembre. Il mercato portoghese ha registrato il calo maggiore, pari all’11%, mentre quello italiano ha registrato una flessione più moderata, pari all’1,0%.
Diversi dei principali mercati europei hanno raggiunto livelli record nella produzione di energia solare fotovoltaica per il mese di gennaio. La Germania ha registrato la produzione più elevata, con 1673 GWh, seguita dall’Italia con 1279 GWh e dalla Francia con 1160 GWh.
Secondo i dati di Red Eléctrica, tra gennaio 2024 e gennaio 2025 il mercato spagnolo ha aggiunto 9301 MW di potenza solare fotovoltaica, compreso l’autoconsumo. Nello stesso periodo, il mercato portoghese ha incorporato 936 MW al sistema, secondo i dati di REN.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando dati provenienti da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando dati provenienti da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.Nel gennaio 2026, la produzione eolica è aumentata su base annua nei principali mercati elettrici europei. L’Italia ha registrato l’incremento maggiore, pari al 17%, seguita da Portogallo e Spagna, con aumenti rispettivamente del 7,4% e del 6,6%. La Francia ha registrato l’incremento minore, pari al 3,1%, mentre la Germania ha registrato una crescita del 5,6%.
Rispetto al mese precedente, anche la produzione eolica è aumentata nei principali mercati europei. L’Italia ha registrato nuovamente l’incremento maggiore, con il 105%, seguita dalla Spagna con il 50% e dal Portogallo con il 43%. La Francia ha registrato nuovamente l’incremento minore, pari al 3,1%, mentre la Germania ha registrato un aumento del 6,1%.
Nel gennaio 2026, i mercati spagnolo e italiano hanno raggiunto livelli record nella produzione eolica, con rispettivamente 7988 GWh e 2989 GWh. Da parte loro, i mercati francese e portoghese hanno raggiunto la loro massima produzione eolica per un mese di gennaio, con rispettivamente 5905 GWh e 1935 GWh.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando dati provenienti da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.Fabbisogno di energia elettrica
Nel gennaio 2026, il fabbisogno di energia elettrica è aumentata nella maggior parte dei principali mercati europei rispetto allo stesso mese dell’anno precedente. Il mercato portoghese ha registrato l’incremento maggiore, pari all’8,4%, mentre quello francese ha registrato l’incremento minore, pari allo 0,7%. I mercati spagnolo, italiano, tedesco e belga hanno registrato aumenti compresi tra il 3,6% in Spagna e il 4,7% in Belgio. D’altra parte, il mercato britannico ha registrato un calo del fabbisogno del 1,3% su base annua.
Rispetto al dicembre 2025, il fabbisogno è aumentata in modo generalizzato nei principali mercati europei analizzati. La Francia ha registrato l’incremento maggiore, pari all’11%, mentre la Spagna ha registrato quello minore, pari al 4,9%. I mercati di Italia, Belgio, Portogallo, Gran Bretagna e Germania hanno registrato incrementi compresi tra l’8,2% in Italia e il 9,1% in Germania.
Le temperature medie sono state inferiori a quelle dello stesso mese del 2025 in Francia, Portogallo, Italia, Spagna e Germania, con cali compresi tra 0,4 °C in Francia e 2,6 °C in Germania. Al contrario, la Gran Bretagna e il Belgio hanno registrato temperature medie inferiori rispettivamente di 0,4 °C e 0,5 °C.
Rispetto a dicembre 2025, le temperature medie di gennaio sono state inferiori a quelle del mese precedente in tutti i mercati analizzati. La Germania ha registrato il calo maggiore, pari a 3,5 °C, seguita dal Belgio con un calo di 2,4 °C e dalla Francia con un calo di 2,2 °C. Negli altri mercati, le temperature medie sono scese tra 0,8 °C in Portogallo e 1,8 °C in Gran Bretagna e Italia.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando dati provenienti da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid ed ELIA.Mercati elettrici europei
Nel mese di gennaio 2026, il prezzo medio mensile nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei è stato superiore a 100 €/MWh. L’eccezione è stata rappresentata dal mercato MIBEL della penisola iberica, con medie pari a 71,19 €/MWh e 71,67 €/MWh rispettivamente per il Portogallo e la Spagna. Il mercato IPEX italiano ha registrato il prezzo mensile più alto, pari a 132,66 €/MWh. Negli altri mercati elettrici europei analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, le medie sono state comprese tra i 100,65 €/MWh del mercato EPEX SPOT della Francia e i 109,93 €/MWh del mercato EPEX SPOT della Germania.
Rispetto al mese di dicembre, i prezzi medi sono aumentati nella maggior parte dei mercati elettrici europei analizzati da AleaSoft Energy Forecasting. I mercati spagnolo e portoghese hanno rappresentato le eccezioni, con cali rispettivamente dell’8,0% e dell’8,6%. Il mercato Nord Pool dei paesi nordici ha registrato il maggiore aumento percentuale dei prezzi, pari al 95%. Al contrario, i mercati italiano e tedesco hanno registrato gli aumenti minori, rispettivamente del 15% e del 18%. Negli altri mercati, i prezzi sono aumentati tra il 22% del mercato olandese e il 46% del mercato francese.
Tuttavia, confrontando i prezzi medi del mese di gennaio con quelli registrati nello stesso mese del 2025, i prezzi sono diminuiti nella maggior parte dei mercati. Il mercato nordico ha rappresentato l’eccezione, con un aumento del 136%. Il mercato N2EX del Regno Unito e i mercati spagnolo e portoghese hanno registrato i cali percentuali più significativi dei prezzi, rispettivamente del 23% nel primo caso e del 26% negli altri due mercati. Negli altri mercati, i cali dei prezzi sono stati compresi tra l’1,6% del mercato francese e l’8,2% del mercato olandese.
A gennaio, i mercati tedesco, francese, italiano, britannico, belga e olandese hanno registrato i prezzi più alti dal marzo 2025. Da parte sua, il mercato nordico ha raggiunto la media più alta dal gennaio 2023.
L’aumento dei prezzi del gas e dei diritti di emissione di CO2, nonché l’incremento del fabbisogno rispetto al mese precedente, hanno favorito l’aumento dei prezzi sui mercati elettrici europei nel mese di gennaio 2026. Tuttavia, il forte aumento della produzione eolica e l’aumento della produzione solare nella penisola iberica hanno contribuito al calo dei prezzi nel mercato MIBEL.
D’altra parte, il calo dei prezzi del gas rispetto a gennaio 2025 e l’aumento della produzione eolica hanno favorito il calo dei prezzi su base annua nei mercati elettrici europei nel primo mese del 2026. Inoltre, la produzione solare è aumentata in Germania, Francia e Italia, mentre il fabbisogno è diminuita nel mercato britannico.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando dati provenienti da OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool e GME.Brent, combustibili e CO2
I futures sul petrolio Brent per il Front‑Month sul mercato ICE hanno registrato un prezzo medio mensile di 64,73 $/bbl nel mese di gennaio 2026. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questa media mensile è stata la più alta dall’ottobre 2025. Questo valore è stato superiore del 5,0% rispetto a quello raggiunto dai futures Front-Month di dicembre 2025, pari a 61,63 $/bbl. È stato invece inferiore del 17% rispetto a quello dei futures Front-Month negoziati a gennaio 2025, pari a 78,35 $/bbl.
L’incertezza che circonda il Venezuela e il timore che l’instabilità in Medio Oriente possa influire sull’approvvigionamento di petrolio hanno esercitato un’influenza al rialzo sui prezzi dei futures del petrolio Brent a gennaio. Anche l’annuncio di nuove sanzioni statunitensi nei confronti dei paesi importatori di petrolio russo ha contribuito all’aumento dei prezzi rispetto al mese precedente. Tuttavia, i timori di un eccesso di offerta a livello globale hanno continuato a esercitare un’influenza al ribasso sui prezzi, la cui media è stata inferiore a quella dello stesso mese dell’anno precedente.
Per quanto riguarda i futures del gas TTF sul mercato ICE per il Front‑Month, il valore medio registrato nel mese di gennaio 2026 è stato di 34,14 €/MWh. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, si è trattato del valore medio mensile più alto dal luglio 2025. Rispetto alla media dei futures Front-Month negoziati nel mese di dicembre 2025, pari a 27,62 €/MWh, la media di gennaio è aumentata del 24%. Se confrontata con i futures Front-Month negoziati nel mese di gennaio 2025, quando il prezzo medio era di 48,32 €/MWh, si è registrato un calo del 29%.
A gennaio, le basse temperature e la preoccupazione per i livelli sempre più bassi delle riserve europee hanno influito al rialzo sui prezzi dei futures del gas TTF. L’andamento dei prezzi nel corso del mese è stato condizionato anche dalle tensioni in Medio Oriente. Inoltre, la riduzione delle forniture di gas naturale liquefatto dagli Stati Uniti causata dalle avverse condizioni meteorologiche in quel Paese ha contribuito all’aumento dei prezzi rispetto al mese precedente. Tuttavia, la media mensile è stata comunque inferiore a quella di gennaio 2025.
Per quanto riguarda i futures sui diritti di emissione di CO2 sul mercato EEX per il contratto di riferimento di dicembre 2026, hanno raggiunto un prezzo medio a gennaio di 88,10 €/t. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, si è trattato del valore medio mensile più alto almeno dal gennaio 2024. Questo prezzo mensile è aumentato del 2,0% rispetto alla media del mese di dicembre 2025, che era di 86,36 €/t. Se confrontato con la media del mese di gennaio 2025, che era di 80,52 €/t, la media di gennaio 2026 è stata superiore del 9,4%.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando dati provenienti da ICE ed EEX.Analisi di AleaSoft Energy Forecasting sullo stoccaggio dell’energia
La divisione AleaStorage di AleaSoft Energy Forecasting è specializzata nella redazione di rapporti di previsione per progetti di stoccaggio di energia. I servizi di AleaStorage includono il calcolo dei ricavi e della redditività, nonché il dimensionamento dello stoccaggio ottimale nei sistemi ibridi. AleaStorage ha sviluppato casi di successo nel calcolo dei ricavi a lungo termine per batterie stand-alone e per sistemi ibridi, principalmente per sistemi di energia fotovoltaica con batterie.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
