AleaSoft Energy Forecasting, 4 agosto 2026. A luglio 2026, i prezzi mensili sono aumentati nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei. L’aumento dei prezzi del gas e delle quote di emissione di CO2, l’incremento della domanda e la minore produzione eolica in diversi mercati hanno guidato questa tendenza. La produzione solare fotovoltaica ha raggiunto massimi storici in Germania, Spagna, Francia, Italia e Portogallo. Anche la domanda ha segnato massimi storici in alcuni mercati e ha raggiunto i livelli più alti degli ultimi anni in altri.
Produzione solare fotovoltaica ed eolica
A luglio 2026, la produzione fotovoltaica è aumentata nei principali mercati elettrici europei rispetto allo stesso mese dell’anno precedente. La produzione ha registrato la maggiore crescita percentuale in Germania, con il 33%, e la minore in Portogallo, con il 12%. In Spagna, Francia e Italia, la produzione è cresciuta rispettivamente del 22%, del 21% e del 13%.
Rispetto a giugno 2026, la produzione fotovoltaica è aumentata anche nei principali mercati elettrici europei analizzati. La Francia ha registrato il maggiore incremento, con l’8,8%, mentre la Spagna ha segnato l’aumento più contenuto, con il 4,5%. In Germania, la produzione è cresciuta del 4,9%, mentre in Portogallo e in Italia è aumentata del 5,4% in entrambi i casi.
A luglio 2026, la produzione fotovoltaica mensile ha raggiunto massimi storici in tutti i mercati elettrici europei analizzati. La generazione si è attestata a 12 044 GWh in Germania, 7575 GWh in Spagna, 4931 GWh in Francia, 4823 GWh in Italia e 895 GWh in Portogallo.
La crescita interannuale della capacità installata ha favorito questi massimi storici di produzione fotovoltaica. Tra luglio 2025 e luglio 2026, la capacità fotovoltaica installata in Spagna è aumentata di circa 7765 MW, escluso l’autoconsumo, secondo i dati di Red Eléctrica. Nello stesso periodo, la capacità fotovoltaica installata in Portogallo è aumentata di circa 672 MW, 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.A luglio 2026, la produzione eolica è aumentata su base annua in Germania e Francia. La Germania ha registrato la maggiore crescita, con il 29%, mentre la Francia ha avuto un incremento del 3,0%. Al contrario, i mercati portoghese, italiano e spagnolo hanno registrato cali nella generazione eolica. Il Portogallo ha presentato la maggiore flessione, del 36%, mentre in Italia e in Spagna è diminuita rispettivamente del 19% e del 16%.
Rispetto a giugno 2026, la produzione eolica è aumentata nei mercati tedesco e italiano, rispettivamente del 24% e del 19%. Al contrario, la generazione eolica è diminuita in Portogallo, Spagna e Francia. Il Portogallo ha registrato il calo maggiore, del 29%, seguito dalle diminuzioni del 3,2% in Spagna e del 2,1% in Francia.
In Germania, Francia e Italia, la produzione eolica ha raggiunto il secondo valore più alto per un mese di luglio delle rispettive serie storiche, con 10 018 GWh, 3004 GWh e 1473 GWh, rispettivamente. In Portogallo, la generazione eolica ha raggiunto il valore più basso per un mese di luglio dal 2018, con 641 GWh.
Secondo i dati di Red Eléctrica, tra luglio 2025 e luglio 2026, la capacità eolica installata nella Spagna peninsulare è aumentata di circa 581 MW, escluso l’autoconsumo. Nello stesso periodo, la capacità eolica installata in Portogallo è aumentata di 323 MW, secondo i dati di REN.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.Domanda di elettricità
A luglio 2026, la domanda di elettricità è aumentata su base annua nella maggior parte dei principali mercati europei. L’Italia ha registrato il maggiore incremento, del 7,9%, mentre la Germania ha segnato l’aumento più contenuto, dell’1,2%. In Portogallo, Belgio, Francia e Spagna, la domanda è aumentata tra il 3,0% del Portogallo e il 6,8% della Spagna. Il mercato britannico è stato l’eccezione, con un calo del 3,6%.
Rispetto a giugno 2026, la domanda è aumentata nella maggior parte dei principali mercati europei analizzati. L’Italia ha registrato anche in questo caso il maggiore incremento, del 12%, seguita dalla Spagna, con un aumento dell’8,9%. Portogallo e Francia hanno registrato aumenti rispettivamente del 5,6% e dell’1,9%, mentre la Germania ha segnato l’incremento più contenuto, dello 0,3%. Al contrario, la domanda è diminuita in Belgio e Gran Bretagna rispettivamente del 5,7% e del 2,6%.
A luglio 2026, la domanda mensile di elettricità ha raggiunto massimi degli ultimi anni in diversi mercati analizzati. La Spagna ha registrato 23 458 GWh, il valore più alto da febbraio 2011 e il massimo storico per un mese di luglio. L’Italia ha raggiunto 32 430 GWh, il valore più alto degli ultimi 26 anni. Il Portogallo ha segnato un massimo storico per un mese di luglio, con 4616 GWh. La Germania, dal canto suo, ha registrato 37 845 GWh, il valore più alto per un mese di luglio degli ultimi quattro anni. Francia e Belgio hanno raggiunto rispettivamente 33 812 GWh e 6536 GWh, i valori più alti per un mese di luglio degli ultimi sette anni.
Le temperature medie sono state più alte di quelle di luglio 2025 in tutti i mercati europei analizzati. La Francia ha registrato il maggiore aumento, di 2,5°C, mentre il Belgio ha presentato l’incremento più contenuto, di 0,5°C. Nel resto dei mercati, le temperature medie sono aumentate tra 1,1°C in Portogallo e Germania e 1,6°C in Italia.
Rispetto al mese precedente, anche le temperature medie di luglio sono aumentate in tutti i mercati analizzati. Spagna e Italia hanno registrato il maggiore aumento, di 2,4°C in entrambi i casi, mentre la Germania ha segnato l’incremento più contenuto, di 0,2°C. Nel resto dei mercati, le temperature medie sono aumentate tra 1,2°C in Belgio e 2,3°C in Portogallo.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid e ELIA.Mercati elettrici europei
A luglio 2026, il prezzo medio mensile ha superato i 95 €/MWh nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei. L’eccezione è stata il mercato nordico, che ha presentato il prezzo più basso, di 51,26 €/MWh. Al contrario, i mercati italiano e britannico hanno registrato i prezzi più alti, con medie rispettivamente di 157,04 €/MWh e 125,44 €/MWh. Nel resto dei mercati elettrici europei analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, le medie si sono collocate tra i 95,23 €/MWh del mercato francese e i 109,25 €/MWh del mercato belga.
Rispetto a giugno, i prezzi medi sono saliti nella maggior parte dei mercati elettrici europei analizzati da AleaSoft Energy Forecasting. Il mercato portoghese ha registrato il maggiore aumento percentuale dei prezzi, del 52%. Nel resto dei mercati in aumento, i prezzi sono saliti tra il 9,1% del mercato britannico e il 51% del mercato spagnolo. Al contrario, i prezzi sono scesi nei mercati nordico, olandese, tedesco e belga, con cali rispettivamente del 21%, del 3,8%, del 3,7% e del 2,6%.
Confrontando i prezzi medi di luglio con quelli registrati nello stesso mese del 2025, i prezzi sono aumentati in tutti i mercati elettrici europei. I mercati francese e nordico hanno raggiunto i maggiori aumenti percentuali dei prezzi, rispettivamente del 64% e del 59%. Nel resto dei mercati, gli aumenti dei prezzi si sono collocati tra il 20% del mercato tedesco e il 53% del mercato portoghese.
Come conseguenza degli aumenti dei prezzi, a luglio 2026 il mercato italiano ha raggiunto la sua media più alta da marzo 2023. I mercati britannico, spagnolo e portoghese hanno registrato i loro prezzi mensili più elevati da marzo 2025. La media del mercato francese, dal canto suo, è stata la più alta da febbraio 2026. Al contrario, il mercato nordico ha registrato la sua media più bassa da novembre 2025.
L’aumento dei prezzi del gas e delle quote di emissione di CO2 rispetto a giugno ha guidato l’incremento dei prezzi nella maggior parte dei mercati elettrici europei. L’aumento della domanda in molti mercati, insieme al calo della produzione eolica in Spagna, Francia e Portogallo, ha rafforzato questa tendenza al rialzo, mentre l’aumento della generazione eolica in Germania e Italia ha contribuito a moderare o invertire il rialzo dei prezzi in quei mercati.
Rispetto allo stesso mese del 2025, l’aumento dei prezzi del gas e delle quote di emissione di CO2, insieme all’incremento della domanda di elettricità nella maggior parte dei mercati, ha guidato gli aumenti interannuali dei prezzi in Europa. Anche la minore produzione eolica in Spagna, Portogallo e Italia ha contribuito a questa tendenza al rialzo.
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 Front-Month nel mercato ICE hanno registrato un prezzo medio di 83,97 $/bbl a luglio 2026. Questo valore è stato dello 0,5% inferiore a quello di giugno 2026, quando si era attestato a 84,43 $/bbl, ma ha superato del 21% quello di luglio 2025, che aveva raggiunto i 69,42 $/bbl.
Durante luglio, i progressi nei negoziati tra Stati Uniti e Iran hanno ridotto i timori di nuove interruzioni delle forniture attraverso lo stretto di Hormuz, esercitando una pressione al ribasso sui prezzi dei futures del petrolio Brent. Anche l’annuncio dell’OPEC+ di aumentare la produzione a partire da agosto ha contribuito a questo calo rispetto al mese precedente.
Per quanto riguarda i futures del gas TTF nel mercato ICE per il Front-Month, il prezzo medio registrato a luglio 2026 è stato di 53,99 €/MWh. Questa cifra è stata del 20% superiore a quella di giugno 2026, quando la media si era attestata a 44,94 €/MWh. Rispetto a luglio 2025, il cui prezzo medio era stato di 34,03 €/MWh, l’incremento ha raggiunto il 59%. Inoltre, secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, la media di luglio 2026 è stata la più alta da febbraio 2023.
Durante luglio, l’attacco alla metaniera qatariota Al-Rekayyat il 7 luglio ha interrotto l’aumento previsto delle esportazioni di gas naturale liquefatto dal Qatar. Questa interruzione, insieme a livelli delle riserve europee di gas situati circa 23 punti percentuali al di sotto della media stagionale degli ultimi cinque anni, ha spinto al rialzo i prezzi dei futures del gas TTF.
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 81,26 €/t a luglio. Questo valore è stato del 2,8% superiore a quello registrato a giugno 2026, di 79,06 €/t, e ha superato del 12% la media di luglio 2025, di 72,88 €/t.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ICE e EEX.Analisi di AleaSoft Energy Forecasting per lo stoccaggio di energia
Per ottenere un investimento redditizio e bancabile, i progetti di stoccaggio di energia devono identificare la configurazione che massimizza i ricavi, anticipare l’evoluzione delle opportunità di arbitraggio e di partecipazione ai servizi di bilanciamento, valutare l’impatto che la crescente penetrazione delle batterie avrà su tali ricavi e definire il dimensionamento ottimale nei progetti ibridi. 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, la divisione AleaStorage di AleaSoft Energy Forecasting elabora rapporti di previsioni per i progetti di stoccaggio di energia, che consentono di ottimizzare i ricavi, il dimensionamento e la redditività dei sistemi di stoccaggio.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.