AleaSoft Energy Forecasting, 2 Settembre 2025. In agosto, i prezzi dei principali mercati elettrici europei sono scesi rispetto a luglio, raggiungendo la maggior parte delle medie mensili inferiori a 75 €/MWh. Il calo del fabbisogno di elettricità, unito al fatto che i prezzi mensili del gas TTF sono stati i più bassi dall’agosto 2024, ha favorito questi cali. La produzione fotovoltaica, sebbene in generale sia diminuita rispetto a luglio, è stata la seconda più alta mai registrata in Germania e Portogallo, mentre anche la produzione eolica è scesa rispetto a luglio.
Produzione solare fotovoltaica e produzione eolica
Ad agosto 2025, la produzione solare fotovoltaica è aumentata nei principali mercati elettrici europei rispetto allo stesso mese dell’anno precedente. La Francia e l’Italia hanno registrato il maggiore aumento del 17% in entrambi i mercati. Seguono il Portogallo e la Germania, con crescite interannuali rispettivamente del 13% e del 10%. Il mercato spagnolo ha registrato la crescita più bassa, dell’8,7%.
Rispetto al luglio 2025, la produzione solare fotovoltaica in Germania è aumentata del 10%. La Francia, la penisola iberica e l’Italia hanno invece registrato una generazione inferiore rispetto al mese precedente. Il mercato francese ha registrato la flessione maggiore, pari all’11%, mentre quello italiano ha registrato il calo minore, pari al 6,3%. I mercati di Spagna e Portogallo hanno ridotto la loro produzione rispettivamente del 7,0% e dell’8,7%.
Nell’agosto del 2025, la Germania e il Portogallo hanno raggiunto il secondo valore più alto della loro storia nella generazione mensile di energia fotovoltaica. La Germania ha generato 9.955 GWh, un valore inferiore al massimo di 10.269 GWh registrato nel giugno 2025. Il Portogallo ha totalizzato 729 GWh, dopo il record raggiunto a luglio di 797 GWh.
L’aumento annuale della produzione fotovoltaica è stato associato a una maggiore capacità installata. Secondo i dati di Red Eléctrica, tra agosto 2024 e agosto 2025 il mercato spagnolo ha aggiunto 6622 MW di potenza solare fotovoltaica. Nello stesso periodo, il mercato portoghese ha aggiunto 977 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.Nell’agosto 2025, la produzione di energia eolica è aumentata in gran parte dei principali mercati elettrici europei rispetto all’agosto 2024. L’Italia ha registrato il maggior aumento, con il 65%, mentre la Germania ha presentato il più basso, con il 7,5%. In Francia, la generazione con questa tecnologia è cresciuta del 16%. La penisola iberica è stata l’eccezione, con diminuzioni del 3,2% in Portogallo e del 6,3% in Spagna.
Rispetto al mese precedente, la produzione di energia eolica è diminuita nei principali mercati europei dell’elettricità. La Spagna ha registrato il calo più forte, del 21%, mentre la Germania ha registrato il calo più basso, dell’8,6%. Francia, Portogallo e Italia hanno registrato diminuzioni rispettivamente del 10%, 17% e 18%.
Secondo i dati di Red Eléctrica, tra agosto 2024 e agosto 2025, il mercato spagnolo ha aumentato la sua capacità eolica con 1042 MW nuovi. Nello stesso periodo, il mercato portoghese ha aggiunto 3,0 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 energia elettrica
Ad agosto 2025, il fabbisogno di elettricità è diminuito nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei rispetto allo stesso mese dell’anno precedente. Il mercato italiano ha registrato la flessione più forte, del 10%, mentre quello belga ha registrato il calo minore, dello 0,7%. I mercati francese, spagnolo e tedesco sono scesi rispettivamente dell’1,2%, del 2,4% e del 3,5%. D’altra parte, il fabbisogno è aumentato nei mercati portoghese e britannico in termini annui. Il mercato portoghese ha registrato la crescita più forte, del 2,8%, mentre quello britannico ha mostrato una crescita più moderata, dello 0,5%.
Rispetto al luglio 2025, il fabbisogno è diminuito anche nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei. L’Italia ha registrato il calo maggiore, pari al 18%, mentre la Germania ha registrato il calo minore, pari al 2,9%. I mercati britannico, portoghese, francese e spagnolo hanno registrato flessioni che vanno dal 3,8% in Gran Bretagna al 6,3% in Spagna. Nel mercato belga, invece, il fabbisogno è aumentato dell’1,2%.
Le temperature medie sono aumentate rispetto allo stesso mese del 2024 in Spagna, Portogallo e Gran Bretagna, con aumenti rispettivamente di 0,1°C, 0,5°C e 0,7°C. Al contrario, Francia, Belgio, Germania e Italia hanno registrato un calo compreso tra 0,2°C in Francia e 2,0°C in Italia.
Inoltre, le temperature medie di agosto hanno superato quelle di luglio nei mercati della Francia e della penisola iberica, con incrementi di 0,4°C in Francia, 0,7°C in Portogallo e 0,8°C in Spagna a seguito dell’ondata di calore che ha colpito questi paesi nella prima metà di agosto. Le temperature medie in Germania, Italia, Belgio e Gran Bretagna sono state inferiori rispetto al mese precedente, con diminuzioni comprese tra 0,4°C in Italia e Germania e 0,6°C in Gran Bretagna.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid e ELIA.Mercati europei dell’elettricità
Nel mese di agosto 2025, il prezzo medio mensile era inferiore a 75 €/MWh nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei. Le eccezioni sono state il mercato EPEX SPOT in Germania, il mercato N2EX nel Regno Unito e il mercato IPEX in Italia, con medie rispettivamente di 76,99 €/MWh, 82,58 €/MWh e 108,79 €/MWh. Il mercato Nord Pool dei paesi nordici e il mercato EPEX SPOT della Francia hanno registrato i prezzi mensili più bassi, rispettivamente di 36,47 €/MWh e 54,44 €/MWh. Negli altri mercati elettrici europei analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, le medie sono state tra 68,44 €/MWh per il mercato MIBEL in Spagna e 74,58 €/MWh per il mercato EPEX SPOT nei Paesi Bassi.
Rispetto al mese di luglio, i prezzi medi sono diminuiti nella maggior parte dei mercati elettrici europei analizzati in AleaSoft Energy Forecasting. Il mercato nordico è stato l’eccezione, con un aumento del 13%. Il mercato portoghese ha registrato il calo più basso, pari al 2,0%. Al contrario, i mercati dei Paesi Bassi e del Belgio hanno registrato i maggiori cali percentuali dei prezzi, rispettivamente del 15% e del 17%. Negli altri mercati, i prezzi sono scesi tra il 2,2% del mercato spagnolo e il 12% di quello tedesco.
Confrontando i prezzi medi del mese di agosto con quelli registrati nello stesso mese del 2024, anche i prezzi sono diminuiti nella maggior parte dei mercati. I mercati belga, britannico e nordico sono stati le eccezioni, con aumenti rispettivamente del 5,3%, 16% e 138%. In questo caso, il prezzo del mercato francese è sceso solo leggermente, dello 0,2%. Il mercato iberico ha raggiunto la più grande percentuale di caduta dei prezzi, del 25%. Negli altri mercati, i cali dei prezzi sono stati compresi tra il 3,3% del mercato olandese e il 15% di quello italiano.
Il mercato nordico, anche se ad agosto 2025 ha raggiunto la media più bassa tra i mercati elettrici europei analizzati in AleaSoft Energy Forecasting, ha registrato il suo prezzo mensile più alto da marzo a causa della sua tendenza al rialzo.
Nel mese di agosto 2025, il calo dei prezzi del gas rispetto al mese precedente e la diminuzione del fabbisogno nella maggior parte dei mercati hanno favorito il ribasso dei prezzi sui mercati elettrici europei. Inoltre, nel caso del mercato tedesco, la produzione solare è aumentata rispetto al mese di luglio.
Rispetto all’agosto 2024, i prezzi del gas e dei diritti di emissione di CO2 sono diminuiti, contribuendo al calo dei prezzi su base annua nella maggior parte dei mercati elettrici europei. Anche l’aumento della produzione solare su base annua ha favorito questo andamento. Inoltre, il fabbisogno di elettricità è diminuito nella maggior parte dei mercati e nei mercati tedesco, francese e italiano la produzione eolica è aumentata rispetto all’agosto 2024.
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 67,26 $/bbl nell’agosto 2025. Secondo i dati analizzati in AleaSoft Energy Forecasting, questa media mensile è stata la più bassa da giugno. Questo valore è stato del 3,3% inferiore a quello raggiunto dai futures Front-Month di luglio 2025, pari a 69,55 $/bbl. È stato anche inferiore del 15% rispetto ai futures Front-Month negoziati nell’agosto 2024 di 78,88 $/bbl.
In agosto, le preoccupazioni per l’andamento del fabbisogno e gli incrementi di produzione dell’OPEC+ hanno esercitato la loro influenza al ribasso sui prezzi dei futures sul petrolio Brent. Anche i negoziati di pace per l’Ucraina hanno contribuito al calo dei prezzi. Tuttavia, l’evoluzione del conflitto e la possibilità di nuove sanzioni degli Stati Uniti ai paesi importatori di petrolio russo hanno limitato i cali dei prezzi.
Per quanto riguarda i futures del gas TTF nel mercato ICE per il Front-Month, il valore medio registrato durante il mese di agosto 2025 è stato di 32,70 €/MWh. Secondo i dati analizzati in AleaSoft Energy Forecasting, questa è stata la media mensile più bassa da agosto 2024. Rispetto alla media dei futures Front-Month negoziati nel mese di luglio, pari a 33,96 €/MWh, la media di agosto è scesa del 3,7%. Rispetto ai futures Front-Month negoziati nel mese di agosto 2024, quando il prezzo medio era di 38,35 €/MWh, c’è stato un calo del 15%.
Nonostante le riduzioni del flusso di gas dalla Norvegia dovute a lavori di manutenzione, l’abbondante fornitura di gas naturale liquefatto ha permesso che le riserve europee continuassero ad aumentare in agosto, favorendo il calo dei prezzi. Le aspettative di un accordo di pace tra Russia e Ucraina hanno anche esercitato la loro influenza al ribasso sui prezzi dei futures del gas TTF. Tuttavia, le difficoltà nei negoziati e la minaccia di nuove sanzioni alla Russia e ai paesi importatori di gas russo hanno limitato il calo dei prezzi.
Nel caso dei future di quote di emissioni di CO2 sul mercato EEX per il contratto di riferimento del dicembre 2025, hanno raggiunto un prezzo medio in agosto di 71,81 €/t. Secondo i dati analizzati in AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo mensile è aumentato dell’1,1% rispetto alla media del mese di luglio, che era di 71,00 €/t. Rispetto alla media del mese di agosto 2024, che era di 73,75 €/t, la media dell’agosto 2025 è stata inferiore del 2,6%.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ICE e EEX.Analisi di AleaSoft Energy Forecasting sulle prospettive dello stoccaggio dell’energia
La divisione AleaStorage di AleaSoft Energy Forecasting fornisce soluzioni avanzate per l’ottimizzazione e la gestione dei sistemi di stoccaggio dell’energia. I servizi di AleaStorage includono il calcolo delle entrate e della redditività dei sistemi con capacità di immagazzinamento dell’energia, nonché il dimensionamento dello stoccaggio ottimale nei sistemi ibridi. Questi servizi si basano su previsioni di prezzo scientifiche di alta qualità. Le soluzioni AleaStorage sono disponibili per 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.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
