AleaSoft Energy Forecasting, 1 settembre 2026. Ad agosto 2026, i prezzi mensili sono aumentati in tutti i principali mercati elettrici europei. L’aumento dei prezzi del gas e delle quote di emissione di CO2, insieme al calo mensile della produzione solare e alla minore produzione eolica nella maggior parte dei mercati, ha determinato questa tendenza. Nonostante ciò, la produzione solare fotovoltaica ha raggiunto livelli record per un mese di agosto in tutti i mercati analizzati, mentre Germania e Francia hanno battuto i record mensili di produzione eolica.
Produzione solare fotovoltaica ed eolica
Ad agosto 2026, la produzione solare fotovoltaica è aumentata nei principali mercati elettrici europei rispetto allo stesso mese dell’anno precedente. La Spagna ha registrato la maggiore crescita percentuale, con il 28%, e il Portogallo la minore, con il 7,8%. In Francia, Germania e Italia, la produzione è cresciuta rispettivamente del 20%, del 13% e del 12%.
Rispetto a luglio 2026, la produzione solare fotovoltaica è diminuita in tutti i principali mercati elettrici europei analizzati. Il Portogallo ha registrato il calo maggiore, con il 12%, seguito dalla Francia, con una diminuzione dell’11%. In Germania, Italia e Spagna, la produzione è scesa rispettivamente del 9,1%, del 6,1% e del 3,7%.
Ad agosto 2026, la produzione solare fotovoltaica mensile ha raggiunto livelli record per un mese di agosto in tutti i mercati elettrici europei analizzati. La generazione si è attestata a 10 953 GWh in Germania, 7327 GWh in Spagna, 4529 GWh in Italia, 4382 GWh in Francia e 786 GWh in Portogallo.
La crescita interannuale della capacità installata ha favorito questi livelli record di produzione solare fotovoltaica. Tra agosto 2025 e agosto 2026, la capacità solare fotovoltaica installata in Spagna è aumentata di circa 7770 MW, escluso l’autoconsumo, secondo una stima basata sui dati di Red Eléctrica.
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 agosto 2026, la produzione eolica è aumentata su base annua in Germania e Francia. La Germania ha registrato la maggiore crescita, con il 31%, mentre la Francia ha avuto un incremento del 18%. Al contrario, i mercati italiano, spagnolo e portoghese hanno registrato cali nella generazione eolica. L’Italia ha presentato la maggiore flessione, del 23%, mentre in Spagna e in Portogallo la produzione è diminuita rispettivamente dell’11% e del 10%.
Rispetto al mese precedente, la produzione eolica è aumentata in Portogallo e Francia, rispettivamente del 16% e del 2,9%. Al contrario, la generazione eolica è diminuita in Italia, Spagna e Germania. L’Italia ha registrato il calo maggiore, del 22%, seguita dalle diminuzioni del 16% in Spagna e del 6,5% in Germania.
In Germania e Francia, la produzione eolica ha raggiunto livelli record per un mese di agosto, con 9371 GWh e 3090 GWh, rispettivamente.
Tra agosto 2025 e agosto 2026, la capacità eolica installata nella Spagna peninsulare è aumentata di circa 353 MW, escluso l’autoconsumo, secondo una stima basata sui dati di Red Eléctrica.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.Fabbisogno elettrico
Ad agosto 2026, il fabbisogno elettrico è aumentato su base annua nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei. L’Italia ha registrato il maggiore incremento, del 16,9%, mentre Belgio e Francia hanno segnato aumenti rispettivamente del 3,6% e del 3,5%. In Spagna, Gran Bretagna e Portogallo, il fabbisogno è aumentato rispettivamente del 3,2%, dell’1,2% e dell’1,0%. Al contrario, il fabbisogno è diminuito del 2,5% in Germania.
Rispetto a luglio 2026, il fabbisogno è diminuito nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei analizzati, in linea con la stagionalità tipica di agosto. L’Italia ha registrato il calo maggiore, dell’11%, seguita dalla Spagna, con una diminuzione del 9,0%. In Francia, Portogallo e Germania, il fabbisogno è sceso rispettivamente del 7,5%, del 6,8% e del 6,5%, mentre in Belgio è diminuito dello 0,1%. Al contrario, il fabbisogno è aumentato dell’1,0% in Gran Bretagna.
Ad agosto 2026, il fabbisogno elettrico ha raggiunto livelli record per un mese di agosto in Italia e Portogallo, con 28 895 GWh e 4301 GWh, rispettivamente.
Le temperature medie sono state più alte di quelle di agosto 2025 in Italia, Francia, Germania, Belgio e Gran Bretagna. L’Italia ha registrato il maggiore aumento, di 2,8°C, seguita da Francia e Germania, con incrementi di 1,7°C in entrambi i casi. In Gran Bretagna e Belgio, le temperature sono aumentate rispettivamente di 0,8°C e 0,2°C. Al contrario, le temperature medie sono diminuite in Spagna e Portogallo, con cali rispettivamente di 0,1°C e 0,5°C.
Rispetto al mese precedente, le temperature medie sono aumentate in Italia e Germania rispettivamente di 0,8°C e 0,2°C. Nel resto dei mercati analizzati, le temperature sono diminuite, con cali compresi tra 0,4°C in Francia e 1,1°C in Gran Bretagna.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid ed ELIA.Mercati elettrici europei
Ad agosto 2026, il prezzo medio mensile dei mercati elettrici europei ha superato i 118 €/MWh nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei. Il mercato nordico è stato l’eccezione, con una media di 77,02 €/MWh, ben al di sotto degli altri. Al contrario, i mercati italiano e britannico hanno registrato i prezzi più alti, di 180,00 €/MWh e 149,80 €/MWh, rispettivamente. Nel resto dei mercati elettrici europei analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, le medie si sono collocate tra i 118,24 €/MWh del mercato spagnolo e i 129,32 €/MWh del mercato belga.
Rispetto a luglio, i prezzi medi sono saliti in tutti i mercati elettrici europei analizzati da AleaSoft Energy Forecasting. Il mercato nordico ha registrato il maggiore aumento percentuale dei prezzi, del 50%. Il mercato francese ha registrato il secondo maggiore aumento, del 29%. Nel resto dei mercati, i prezzi sono saliti tra il 13% dei mercati spagnolo e portoghese e il 20% del mercato tedesco.
Confrontando i prezzi medi di agosto con quelli registrati nello stesso mese del 2025, i prezzi sono aumentati anche in tutti i mercati elettrici europei analizzati. Il mercato francese ha registrato il maggiore aumento percentuale, del 126%, seguito dal mercato nordico, con un rialzo del 111%. Nel resto dei mercati, gli aumenti dei prezzi si sono collocati tra il 65% dei mercati tedesco e italiano e l’87% del mercato belga.
Come conseguenza degli aumenti dei prezzi, ad agosto 2026 il mercato italiano ha raggiunto la sua media più alta da gennaio 2023. I mercati belga, britannico, spagnolo, francese e portoghese hanno registrato i loro prezzi mensili più elevati da marzo 2023. I mercati tedesco e olandese hanno raggiunto i loro prezzi più alti da marzo 2025. Il prezzo medio del mercato nordico, dal canto suo, è stato il più alto da marzo 2026.
L’aumento dei prezzi del gas e delle quote di emissione di CO2 rispetto a luglio, insieme al calo della produzione solare e alla minore produzione eolica nella maggior parte dei mercati, ha favorito l’aumento dei prezzi nei mercati elettrici europei rispetto al mese precedente.
Rispetto allo stesso mese del 2025, l’aumento dei prezzi del gas e delle quote di emissione di CO2, l’incremento del fabbisogno elettrico nella maggior parte dei mercati e il calo della produzione eolica nella penisola iberica e in Italia hanno guidato gli aumenti interannuali dei prezzi nei mercati elettrici europei.
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 contratto Front-Month nel mercato ICE hanno registrato un prezzo medio di 88,08 $/bbl ad agosto 2026. Questo valore ha superato del 4,9% quello di luglio 2026, quando si era attestato a 83,97 $/bbl, ed è stato del 31% superiore a quello di agosto 2025, quando aveva raggiunto i 67,26 $/bbl.
Durante agosto, le tensioni tra Stati Uniti e Iran per lo stretto di Hormuz hanno continuato a influenzare l’evoluzione dei prezzi dei futures del petrolio Brent. Gli attacchi reciproci tra i due paesi e le interruzioni del traffico delle petroliere attraverso lo stretto hanno favorito l’aumento dei prezzi rispetto al mese precedente.
Per quanto riguarda i futures del gas TTF nel mercato ICE per il contratto Front-Month, il prezzo medio registrato ad agosto 2026 è stato di 62,14 €/MWh. Questa cifra è stata del 15% superiore a quella di luglio 2026, quando la media si era attestata a 53,99 €/MWh. Rispetto ad agosto 2025, quando il prezzo medio era stato di 32,70 €/MWh, l’incremento ha raggiunto il 90%. Inoltre, secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, la media di agosto 2026 è stata la più alta da febbraio 2023.
Ad agosto, i bassi livelli delle riserve europee di gas, ben al di sotto della media stagionale degli ultimi cinque anni, hanno spinto fortemente al rialzo i prezzi dei futures del gas TTF. Anche le tensioni nello stretto di Hormuz e le loro implicazioni per l’approvvigionamento di gas naturale liquefatto hanno contribuito a questo aumento. Inoltre, la minore produzione idroelettrica e nucleare dovuta alla siccità e alle alte temperature ha richiesto un maggiore ricorso alle centrali a ciclo combinato, aumentando ulteriormente la pressione sul fabbisogno di gas.
Per quanto riguarda i futures delle quote di emissione di CO2 nel mercato EEX per il contratto di riferimento di dicembre 2026, il prezzo medio ha raggiunto gli 82,37 €/t ad agosto. Questo valore è stato dell’1,4% superiore a quello registrato a luglio 2026, di 81,26 €/t. Ha inoltre superato del 12% la media di agosto 2025, che era stata di 73,75 €/t. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, ad agosto 2026 il prezzo medio mensile è stato il più alto da febbraio dello stesso anno.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ICE ed EEX.Analisi di AleaSoft Energy Forecasting per l’accumulo di energia
Per ottenere un investimento redditizio e bancabile, i progetti di accumulo di energia devono identificare la configurazione che massimizza i ricavi, anticipare l’evoluzione delle opportunità di arbitraggio e della partecipazione ai servizi di bilanciamento, valutare l’impatto che la crescente penetrazione delle batterie avrà su tali ricavi e definire il dimensionamento ottimale dei progetti ibridi con energie rinnovabili. Queste questioni sono particolarmente rilevanti sia nei sistemi stand‑alone sia negli impianti ibridi, come le centrali solari fotovoltaiche o eoliche con batterie.
Per affrontare queste sfide nei progetti di accumulo di energia, le previsioni della divisione AleaStorage di AleaSoft Energy Forecasting aiutano a ottimizzare i ricavi, il dimensionamento e la redditività dei sistemi di accumulo.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.