AleaSoft Energy Forecasting, 6 Agosto 2025. Nel corso del mese di luglio, i prezzi dei principali mercati europei dell’elettricità sono saliti e nella maggior parte dei casi si sono mantenuti al di sopra dei 70 €/MWh. I mercati della penisola iberica sono stati l’eccezione, con flessioni interannuali e rispetto al mese precedente. La produzione di energia solare ed eolica è cresciuta nella maggior parte dei mercati elettrici, raggiungendo record storici in Spagna, Francia, Portogallo e Italia. Il fabbisogno è aumentato nella penisola iberica e in Francia, mentre i prezzi dei futures del gas e dei diritti di emissione di CO2 sono diminuiti rispetto a giugno.
Produzione solare fotovoltaica e produzione eolica
A luglio 2025, la produzione solare fotovoltaica è aumentata nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei rispetto allo stesso mese dell’anno precedente. Il mercato francese ha registrato la crescita maggiore, con il 33%. Sono seguiti i mercati portoghese e italiano, con una crescita annua rispettivamente del 24% e del 18%. Il mercato spagnolo ha registrato la crescita più bassa, con l’8,3%. Il mercato tedesco è stato l’eccezione, con una produzione solare in calo del 4,1% rispetto al luglio 2024.
Confrontando la produzione solare fotovoltaica tra luglio e giugno 2025, la maggior parte dei mercati elettrici europei ha mostrato aumenti. Il mercato portoghese ha dominato con un incremento del 9,0%, mentre quello francese si è piazzato al secondo posto con un aumento del 4,8%. Il mercato spagnolo ha registrato la crescita più lenta, con l’1,4%. Invece, i mercati tedesco e italiano hanno ridotto la loro generazione con questa tecnologia rispettivamente del 14% e del 4,8%, rispetto al mese precedente.
Inoltre, nel luglio 2025, tre mercati hanno stabilito il loro record di generazione mensile di energia fotovoltaica. Il mercato spagnolo ha generato 6190 GWh. Il mercato francese ha prodotto 4072 GWh e il mercato portoghese ha totalizzato 800 GWh, raggiungendo anche un massimo storico.
L’aumento della produzione solare su base annua ha risposto principalmente all’aumento della capacità installata. Secondo i dati di Red Eléctrica, tra luglio 2024 e luglio 2025 il mercato spagnolo ha aggiunto 6145 MW di capacità fotovoltaica. Nello stesso periodo, il mercato portoghese ha aggiunto 1038 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.Nel luglio 2025, la produzione di energia eolica è aumentata nei principali mercati energetici europei rispetto al luglio 2024. Il mercato italiano ha registrato la crescita maggiore, con il 53%. Sono seguiti i mercati francese e portoghese, con una crescita rispettivamente del 32% e del 30%. I mercati tedesco e spagnolo hanno mostrato gli aumenti più bassi, rispettivamente dell’8,8% e del 6,5%.
Rispetto al mese precedente, la produzione di energia eolica è aumentata anche nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei. Il mercato italiano è tornato in testa con un aumento del 45%. Il mercato francese ha registrato la crescita più bassa, con l’11%, mentre i mercati della penisola iberica hanno raggiunto un incremento del 36%. Inoltre, il mercato tedesco ha ridotto la produzione di energia eolica del 28% rispetto al mese precedente.
Nel luglio 2025, i mercati italiano e portoghese hanno registrato il loro maggior volume di produzione eolica per un mese di luglio, con 1824 GWh e 993 GWh, rispettivamente.
L’aumento della produzione di energia eolica su base annua ha risposto all’incremento della capacità installata. Secondo i dati di Red Eléctrica, tra luglio 2024 e luglio 2025, il mercato spagnolo ha incorporato 1080 MW di capacità eolica. Nello stesso periodo, il mercato portoghese ha aggiunto 18 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.Fabbisogno di elettricità
Nel luglio 2025, il fabbisogno di elettricità è aumentato nei mercati elettrici della penisola iberica e della Francia rispetto allo stesso mese dell’anno precedente. Il mercato portoghese ha registrato la crescita maggiore, raggiungendo il 4,0%, mentre i mercati francese e spagnolo hanno registrato aumenti rispettivamente dell’1,2% e dell’1,4%. Al contrario, il fabbisogno è diminuito sui mercati italiano, belga, tedesco e britannico su base annua. Il mercato italiano ha registrato il calo più forte, pari al 3,9%, mentre quello belga è sceso meno dello 0,2%. Nei mercati tedesco e britannico, i cali sono stati dello 0,7% in entrambi i casi.
Inoltre, secondo i dati provvisori di Red Eléctrica per luglio 2025, il fabbisogno nel mercato spagnolo potrebbe aver raggiunto 21 678 GWh, un livello non visto dall’estate del 2022.
Rispetto al giugno 2025, il fabbisogno è aumentato nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei. L’Italia ha registrato il maggior incremento, pari al 6,0%, mentre la Francia ha registrato il minor aumento, pari allo 0,3%. I mercati spagnolo, tedesco e britannico hanno registrato aumenti rispettivamente del 2,5%, 2,6% e 3,7%. Il mercato belga è stato l’unica eccezione con un calo dell’1,9%.
Nella maggior parte dei mercati analizzati, luglio 2025 è stato più caldo rispetto allo stesso mese del 2024. L’aumento delle temperature medie oscilla tra 0,1°C in Spagna e 2,0°C in Gran Bretagna. Al contrario, la Germania e l’Italia hanno registrato diminuzioni rispettivamente di 0,3°C e 1,1°C.
Con l’avanzare dell’estate, le temperature medie di luglio hanno superato quelle di giugno nella maggior parte dei paesi analizzati. La Francia è stata l’eccezione, con un calo di 0,1 gradi rispetto al mese precedente. Negli altri paesi, le temperature medie sono aumentate tra 0,2°C in Germania e 1,2°C nel Regno Unito.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, NationalGrid ed ELIA.Mercati eurpei dell’elettricità
Nel mese di luglio 2025, il prezzo medio mensile era superiore a 70 €/MWh nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei. Le eccezioni sono state le medie del mercato Nord Pool dei paesi nordici e del mercato EPEX SPOT della Francia, rispettivamente di 32,32 €/MWh e 57,98 €/MWh. Al contrario, il mercato N2EX nel Regno Unito e il mercato IPEX in Italia hanno registrato i prezzi mensili più elevati, rispettivamente di 91,59 €/MWh e 113,13 €/MWh. Negli altri mercati elettrici europei analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, le medie sono state tra i 70,01 €/MWh del mercato MIBEL in Spagna e gli 87,80 €/MWh del mercato EPEX SPOT in Germania.
Rispetto al mese di giugno, i prezzi medi sono aumentati nella maggior parte dei mercati elettrici europei analizzati in AleaSoft Energy Forecasting. I mercati spagnolo e portoghese sono stati le eccezioni, con cali rispettivamente del 3,6% e del 5,5%. Il mercato italiano ha registrato la crescita più bassa, pari all’1,2%. Al contrario, i mercati francese e nordico hanno registrato i maggiori incrementi percentuali dei prezzi, rispettivamente del 42% e del 68%. Negli altri mercati, i prezzi sono aumentati tra il 16% del mercato britannico e il 37% di quello tedesco.
Confrontando i prezzi medi di luglio con quelli dello stesso mese del 2024, anche i prezzi sono aumentati nella maggior parte dei mercati. Anche i mercati spagnolo e portoghese sono stati le eccezioni, con cali rispettivamente del 3,2% e del 5,4%. In questo caso, il mercato italiano è aumentato solo leggermente dello 0,7%. D’altra parte, il mercato belga ha raggiunto la più alta percentuale di aumento dei prezzi, del 52%. Negli altri mercati, gli aumenti dei prezzi sono stati compresi tra l’11% del mercato britannico e il 35% del mercato olandese.
A seguito di questi aumenti dei prezzi, nel luglio 2025 i mercati tedesco, belga, britannico, francese, italiano, olandese e nordico hanno registrato i loro prezzi mensili più alti da aprile.
Nel mese di luglio 2025, l’aumento del fabbisogno elettrico rispetto al mese precedente ha favorito il rialzo dei prezzi sui mercati elettrici europei. Inoltre, nel caso del mercato italiano è diminuita la produzione solare, mentre nel mercato tedesco sono diminuite sia la produzione solare che quella eolica. Invece, la produzione solare ed eolica è aumentata rispetto al mese di giugno in Spagna e Portogallo, contribuendo al calo dei prezzi nel mercato MIBEL.
Inoltre, nel luglio 2025, i prezzi del gas e delle quote di emissione di CO2 sono aumentati rispetto al luglio 2024, contribuendo all’aumento dei prezzi su base annua nella maggior parte dei mercati elettrici europei. Nel mercato francese, inoltre, il fabbisogno di elettricità è aumentato e nel mercato tedesco, la produzione solare è diminuita. Tuttavia, la produzione solare ed eolica è aumentata rispetto al luglio 2024 nella penisola iberica, favorendo il calo dei prezzi nei mercati spagnolo e portoghese.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di 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 69,55 $/bbl nel mese di luglio 2025. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo valore è stato dello 0,4% inferiore a quello raggiunto dai futuri Front-Month di giugno 2025, pari a 69,80 $/bbl. Era anche inferiore del 17% rispetto ai futures Front-Month negoziati a luglio 2024 di 83,88 $/bbl.
La sospensione della cooperazione dell’Iran con l’Agenzia internazionale per l’energia atomica, così come gli attacchi degli Huthi nel Mar Rosso e la possibilità di nuove sanzioni sul petrolio russo, hanno esercitato la loro influenza al rialzo sui prezzi dei futures del petrolio Brent a luglio. Tuttavia, la preoccupazione per l’evoluzione del fabbisogno e gli aumenti di produzione dell’OPEC+ hanno controbilanciato questo aumento e contribuito al calo dei prezzi.
Per quanto riguarda i future di gas TTF nel mercato ICE per il Front-Month, il valore medio registrato durante il mese di luglio 2025 per questi futures è stato di 33,96 €/MWh. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questa è la media mensile più bassa da agosto 2024. Rispetto alla media dei futures Front-Month scambiati nel mese di giugno, pari a 36,65 €/MWh, la media di luglio è scesa del 7,3%. Invece, rispetto ai futures Front-Month negoziati nel mese di luglio 2024, quando il prezzo medio era di 32,68 €/MWh, c’è stato un aumento del 3,9%.
L’aumento del fabbisogno in Asia per un’ondata di caldo nella prima metà del mese di luglio, i problemi nell’approvvigionamento di gas dalla Norvegia alla fine del mese e la possibilità di nuove sanzioni all’importazione di gas russo hanno esercitato la loro influenza al rialzo sui prezzi dei futures del gas TTF durante il mese di luglio. Tuttavia, i livelli di fornitura e le preoccupazioni per gli effetti delle politiche tariffarie sul fabbisogno hanno portato la media di luglio ad essere inferiore a 34 €/MWh.
Per quanto riguarda i future di quote di emissione di CO2 nel mercato EEX per il contratto di riferimento del dicembre 2025, hanno raggiunto un prezzo medio a luglio di 71,00 €/t. Secondo i dati analizzati da Aleasoft Energy Forecasting, questo prezzo mensile è sceso del 2,8% rispetto alla media del mese di giugno, che era di 73,03 €/t. Rispetto alla media del luglio 2024, che era di 70,85 €/t, la media del luglio 2025 è stata dello 0,2% superiore.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ICE ed EEX.Analisi di AleaSoft Energy Forecasting sulle prospettive dei mercati dell’energia in Europa
La divisione AleaStorage di AleaSoft Energy Forecasting fornisce soluzioni avanzate per l’ottimizzazione e la gestione dei sistemi di immagazzinamento dell’energia. Le soluzioni AleaStorage sono rivolte a progetti di batterie stand-alone, sistemi ibridi di tecnologie rinnovabili, come l’energia eolica o solare, con batterie, sistemi ibridi di autoconsumo con batterie e altri sistemi ibridi, come l’idraulica, la cogenerazione o il consumo. I servizi di AleaStorage spaziano dal calcolo dei ricavi e della redditività dei sistemi con accumulo di energia fino al dimensionamento dello stoccaggio ottimale nei sistemi ibridi.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
