AleaSoft Energy Forecasting, 2 luglio 2026. A giugno 2026, la produzione di energia solare fotovoltaica ha raggiunto massimi storici nei principali mercati elettrici europei. Anche la produzione di energia eolica ha battuto record per un mese di giugno in Francia e Portogallo. I prezzi medi mensili sono saliti nella maggior parte dei mercati, spinti dalla maggiore domanda estiva e dai prezzi più alti delle emissioni di CO2, nonostante il calo dei prezzi del gas TTF e del petrolio Brent rispetto a maggio.
Produzione di energia solare fotovoltaica ed eolica
A giugno 2026, la produzione di energia 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 18%. Sono seguiti la Francia con il 17% e il Portogallo con il 16%. La Germania ha aumentato la sua produzione del 5.5%, mentre l’Italia ha registrato l’aumento più contenuto, con lo 0.7%.
Rispetto a maggio 2026, la produzione di energia solare fotovoltaica è cresciuta anche in tutti i mercati analizzati. La Spagna e il Portogallo hanno registrato gli aumenti maggiori, del 18% in entrambi i casi. La Francia ha aumentato la sua produzione del 15% e l’Italia dell’11%, mentre la Germania ha registrato l’aumento più contenuto, del 4.8%.
A giugno 2026, i principali mercati elettrici europei hanno battuto i loro massimi storici di produzione di energia solare fotovoltaica. La Germania ha guidato la generazione mensile di energia fotovoltaica, con 11 168 GWh, il suo valore più alto fino ad oggi. La Spagna ha raggiunto 6957 GWh, seguita dall’Italia, con 4428 GWh, e dalla Francia, con 4384 GWh. Anche il Portogallo ha stabilito un nuovo massimo storico, con 823 GWh.
Questi record di produzione di energia solare fotovoltaica riflettono la crescita interannuale della capacità installata. Tra giugno 2025 e giugno 2026, il mercato spagnolo ha aggiunto 8689 MW di capacità solare fotovoltaica, escluso l’autoconsumo, secondo i dati di Red Eléctrica. Nello stesso periodo, il mercato portoghese ha aggiunto 739 MW al sistema, secondo i dati di REN.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.A giugno 2026, la produzione di energia eolica è aumentata su base annua nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei analizzati. Il Portogallo ha registrato l’aumento maggiore, con il 24%. In Spagna, l’aumento ha raggiunto il 18% e, in Francia, il 17%. Al contrario, la produzione di energia eolica è scesa del 25% in Germania rispetto a giugno 2025 ed è calata dell’1.8% in Italia.
Rispetto a maggio 2026, la produzione di energia eolica è aumentata anche nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei analizzati. La Spagna ha registrato la crescita maggiore, con il 16%, seguita da Germania, Francia e Portogallo, con aumenti del 15%, 13% e 7.2%, rispettivamente. L’eccezione è stata l’Italia, dove la produzione di energia eolica è scesa del 42% rispetto al mese precedente.
I mercati francese e portoghese hanno raggiunto massimi storici di produzione di energia eolica per un mese di giugno, con una generazione di 2969 GWh e 875 GWh, rispettivamente. In Germania, la generazione ha raggiunto 7895 GWh, la sua seconda produzione mensile più alta per un mese di giugno.
Secondo i dati di Red Eléctrica, tra giugno 2025 e giugno 2026 il mercato spagnolo ha aggiunto 729 MW di nuova capacità eolica, escluso l’autoconsumo. Nello stesso periodo, il mercato portoghese ha aggiunto 121 MW al sistema, secondo i dati di REN.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.Domanda di elettricità
A giugno 2026, la domanda di elettricità è aumentata su base annua in tutti i principali mercati europei analizzati. Il mercato belga ha registrato l’aumento maggiore, con il 9.2%, mentre il mercato spagnolo ha segnato l’aumento più contenuto, con lo 0.7%. In Italia, Gran Bretagna, Portogallo, Francia e Germania, la domanda è cresciuta tra l’1.9% del mercato italiano e il 3.5% del mercato tedesco.
Rispetto a maggio 2026, la domanda è aumentata nella maggior parte dei mercati europei analizzati. L’Italia ha registrato l’aumento maggiore, con il 16%. È seguita la Spagna, con un aumento del 14%. Portogallo, Belgio, Germania e Francia hanno registrato aumenti compresi tra il 3.3% del Portogallo e il 6.0% della Francia. Al contrario, la domanda è scesa dello 0.8% in Gran Bretagna.
Le temperature medie di giugno 2026 hanno superato quelle di giugno 2025 nei mercati del nord e del centro Europa. La Germania ha registrato l’aumento maggiore, con 1.1°C, mentre il Belgio ha segnato l’aumento più contenuto, con 0.1°C. In Gran Bretagna e Francia, le temperature sono salite di 0.4°C e 0.8°C, rispettivamente. Al contrario, Spagna, Portogallo e Italia hanno registrato temperature inferiori a quelle di giugno 2025, con cali di 0.4°C in Spagna e di 0.2°C in Portogallo e Italia.
Rispetto a maggio 2026, le temperature medie di giugno sono state più alte in tutti i mercati analizzati. L’Italia ha registrato l’aumento maggiore, con 6.0°C, mentre la Gran Bretagna ha segnato l’aumento più contenuto, con 3.6°C. Nel resto dei mercati, le temperature medie sono salite tra i 4.5°C del Belgio e i 5.5°C della Germania.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid ed ELIA.Mercati elettrici europei
A giugno 2026, i prezzi medi mensili hanno superato €100/MWh in cinque dei principali mercati elettrici europei analizzati da AleaSoft Energy Forecasting. Il mercato italiano ha raggiunto €132.50/MWh, il mercato britannico €114.94/MWh, il mercato belga €112.13/MWh, il mercato olandese €110.08/MWh e il mercato tedesco €109.52/MWh. Al contrario, i mercati iberici e il mercato francese hanno registrato prezzi più bassi, con medie di €69.59/MWh in Spagna, €70.25/MWh in Portogallo e €66.07/MWh in Francia. Il mercato nordico ha chiuso il mese a €64.78/MWh.
Rispetto a maggio 2026, i prezzi medi sono saliti nella maggior parte dei mercati elettrici europei analizzati da AleaSoft Energy Forecasting. Gli aumenti percentuali maggiori sono corrisposti ai mercati portoghese e spagnolo, con il 30% e il 28%, rispettivamente. La Francia ha registrato un aumento del 27%, il Belgio del 22%, i Paesi Bassi del 16% e la Germania del 12%, mentre l’Italia è salita dell’11%. Le eccezioni sono state i mercati nordico e britannico, con cali del 15% e del 4.8%, rispettivamente.
Confrontando i prezzi medi di giugno con quelli registrati nello stesso mese del 2025, i prezzi sono saliti anche nella maggior parte dei mercati elettrici europei analizzati. Il mercato nordico ha registrato l’aumento percentuale maggiore, con il 236%, seguito dai mercati belga e tedesco, con aumenti del 72% e del 71%, rispettivamente. I mercati olandese e francese hanno registrato aumenti del 63% e del 62%, il mercato britannico del 46% e il mercato italiano del 19%. Al contrario, i mercati iberici hanno registrato cali interannuali, con ribassi del 4.1% in Spagna e del 5.3% in Portogallo.
A seguito degli aumenti dei prezzi, i mercati belga e olandese hanno raggiunto le loro medie mensili più alte da marzo 2025. I mercati tedesco, francese, portoghese e spagnolo hanno registrato i loro prezzi più alti da febbraio 2026, mentre il mercato italiano ha raggiunto la sua media mensile più alta da aprile 2026.
L’aumento dei prezzi delle quote di emissione di CO2 rispetto a maggio, insieme al forte incremento della domanda all’inizio dell’estate, ha favorito l’aumento dei prezzi nella maggior parte dei mercati elettrici continentali rispetto al mese precedente. Anche il calo della produzione di energia eolica in Italia ha contribuito all’aumento dei prezzi in quel mercato.
Rispetto a giugno 2025, l’aumento dei prezzi del gas TTF e della CO2, insieme alla crescita della domanda nella maggior parte dei mercati, ha spinto gli aumenti interannuali nei mercati continentali del nord e del centro Europa. Anche il calo della produzione di energia eolica in Germania ha contribuito all’aumento dei prezzi in quel mercato. Nei mercati iberici, un maggiore contributo rinnovabile ha portato al calo interannuale dei prezzi.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando dati di OMIE, RTE, Nord Pool e GME.Brent, combustibili e CO2
I futures Front-Month del petrolio Brent nel mercato ICE hanno registrato un prezzo medio di $84.43/bbl a giugno 2026. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questa media mensile è stata la più bassa da marzo. Questo valore è stato inferiore del 19% rispetto a maggio 2026, quando la media si era attestata a $103.71/bbl. Tuttavia, ha superato del 21% la media di giugno 2025, che aveva raggiunto $69.80/bbl.
Durante giugno, i progressi nei negoziati diplomatici tra Stati Uniti e Iran e la prospettiva di una maggiore offerta nei mercati internazionali hanno spinto al ribasso i prezzi del petrolio. Anche le aspettative di un rallentamento della domanda globale hanno contribuito al calo del prezzo medio rispetto al mese precedente.
Per quanto riguarda i futures Front-Month del gas TTF nel mercato ICE, il prezzo medio registrato a giugno 2026 è stato di €44.94/MWh. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo è stato il più basso da marzo. Questo valore è stato inferiore del 4.8% rispetto a maggio 2026, quando la media si era attestata a €47.23/MWh. Rispetto a giugno 2025, il cui prezzo medio era di €36.65/MWh, l’aumento ha raggiunto il 23%.
Il calo del prezzo del gas TTF rispetto a maggio 2026 è stato legato a una maggiore disponibilità dell’offerta e all’allentamento delle tensioni geopolitiche in alcune regioni. Tuttavia, i livelli delle riserve europee di gas sono rimasti relativamente bassi per il periodo dell’anno, il che ha limitato l’entità del calo e ha mantenuto i prezzi del gas al di sopra dei livelli di giugno 2025.
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 €79.06/t a giugno. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questa media è stata la più alta da febbraio. Questo valore è stato superiore del 3.6% rispetto ai €76.31/t registrati a maggio 2026 e ha superato del 5.5% la media di giugno 2025, di €74.94/t.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando dati di ICE ed 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 dei servizi di bilanciamento, valutare l’impatto che la crescente penetrazione delle batterie avrà su tali ricavi e definire il dimensionamento ottimale dei progetti ibridi. Queste questioni sono particolarmente rilevanti sia nei sistemi stand-alone sia negli impianti ibridi, come gli impianti solari fotovoltaici o eolici con batterie.
Per affrontare queste sfide, i servizi della divisione AleaStorage di AleaSoft Energy Forecasting aiutano a ottimizzare i ricavi, il dimensionamento e la redditività dei sistemi di stoccaggio. Le soluzioni di AleaStorage includono report di stima dei ricavi a lungo termine per diverse configurazioni di progetti di stoccaggio di energia, sia per sistemi ibridi solari fotovoltaici con batterie sia per impianti stand-alone. L’analisi confronta diverse durate e modalità di funzionamento e include previsioni dei ricavi derivanti dall’arbitraggio nei mercati day-ahead e infragiornalieri, dai servizi di bilanciamento e dal mercato della capacità.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.