AleaSoft Energy Forecasting, 1 Luglio 2025. Nella prima metà del 2025, il prezzo medio della maggior parte dei principali mercati elettrici europei ha superato i 60 €/MWh ed è stato il più alto dal secondo semestre del 2023 in diversi mercati. L’aumento del fabbisogno e dei prezzi di gas e CO2 ha alimentato questa tendenza. Al contrario, l’aumento della produzione eolica e solare ha favorito il calo dei prezzi nei mercati situati più a sud del continente rispetto al semestre precedente. La produzione solare fotovoltaica semestrale è stata la più alta della storia nei principali mercati europei.
Produzione solare fotovoltaica e produzione eolica
Nella prima metà del 2025, la produzione solare fotovoltaica è aumentata in tutti i principali mercati europei rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente. Il mercato francese ha registrato l’incremento maggiore, pari al 33%, seguito dal Portogallo con il 29%. L’Italia e la Germania hanno registrato aumenti molto simili, rispettivamente del 23% e del 22%. Il mercato spagnolo ha registrato la variazione più bassa su base annua, del 10%.
Rispetto al secondo semestre del 2024, la produzione di energia solare fotovoltaica della prima metà del 2025 è aumentata anche in tutti i principali mercati europei. Il mercato tedesco ha registrato l’aumento maggiore, pari al 30%. I mercati francese e italiano hanno seguito con aumenti rispettivamente del 27% e del 25%. Il mercato iberico ha registrato i minori incrementi. La produzione fotovoltaica è aumentata dell’8,0% nel mercato portoghese e del 4,1% in quello spagnolo.
Inoltre, in tutti i mercati analizzati, la produzione solare fotovoltaica semestrale è stata la più alta della storia. La Germania ha generato 39.817 GWh con questa tecnologia, mentre in Spagna sono stati generati 23.066 GWh, in Italia 16.982 GWh, in Francia 15.011 GWh e in Portogallo 2.830 GWh.
Inoltre, secondo i dati di Red Eléctrica, nel giugno 2025 la capacità solare fotovoltaica nella Spagna peninsulare ha superato di 2455 MW la capacità installata alla fine del 2024.
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.Nella prima metà del 2025, la produzione di energia eolica è diminuita in tutti i principali mercati europei rispetto allo stesso periodo del 2024. Il mercato tedesco ha registrato la flessione più forte, del 18%. I mercati italiano e spagnolo hanno seguito con cali rispettivamente del 12% e del 9,4%. I mercati portoghesi e francesi hanno registrato il calo più basso, rispettivamente del 6,2% e del 5,9%.
Rispetto al secondo semestre del 2024, la produzione di energia eolica è aumentata nella maggior parte dei mercati analizzati. Il mercato italiano ha registrato l’aumento maggiore, del 19%, seguito dal mercato francese con un incremento del 9,6%. I mercati spagnoli e portoghesi hanno registrato gli aumenti più bassi, rispettivamente del 3,8% e dell’1,5%. Nel mercato tedesco, invece, la produzione con questa tecnologia è diminuita del 3,8%.
Per quanto riguarda la capacità installata, i dati di Red Eléctrica indicano che a giugno 2025 la capacità eolica nella Spagna peninsulare superava di 444 MW quella registrata alla fine del 2024.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.Fabbisogno di energia elettrica
Durante il primo semestre del 2025, il fabbisogno di elettricità ha registrato un aumento su base annua nella maggior parte dei principali mercati europei. I mercati portoghesi e francesi hanno registrato i maggiori incrementi, rispettivamente del 2,8% e del 2,5%. Sono seguiti i mercati spagnolo e italiano, con incrementi rispettivamente dell’1,4% e dello 0,9%. Il mercato tedesco ha registrato la crescita più bassa, dello 0,6%. Al contrario, i mercati belga e britannico hanno registrato un calo del fabbisogno di elettricità su base annua. Nel primo è diminuito dell’1,3% e nel secondo dello 0,1%.
Anche la maggior parte dei mercati ha registrato un aumento del fabbisogno rispetto al semestre precedente. Il mercato francese ha guidato questa tendenza con un aumento dell’8,3%. Negli altri mercati, il fabbisogno è aumentato dello 0,2% nel mercato spagnolo e del 3,2% in quello portoghese. Tuttavia, il mercato italiano ha mostrato un comportamento opposto, con una caduta del fabbisogno del 3,3% rispetto al secondo semestre 2024.
Allo stesso tempo, l’evoluzione delle temperature medie rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente è stata irregolare nei principali mercati europei. Da un lato, le temperature medie sono diminuite su base annua di 1,1°C in Germania, 0,5°C in Belgio e 0,2°C in Portogallo. Negli altri mercati, le temperature medie sono aumentate da 0,1°C in Italia e Gran Bretagna a 0,3°C in Francia.
Rispetto al secondo semestre del 2024, le temperature medie sono diminuite in tutti i mercati analizzati, con cali compresi tra 2,5 °C in Gran Bretagna e 4,3 °C in Italia.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid ed ELIA.Mercati europei dell’elettricità
Nel primo semestre del 2025, il prezzo medio ha superato i 60 €/MWh nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei. L’eccezione è stata il mercato Nord Pool dei paesi nordici, con una media semestrale di 35,95 €/MWh. Il mercato N2EX nel Regno Unito e il mercato IPEX in Italia hanno registrato i prezzi semestrali più elevati, rispettivamente di 104,74 €/MWh e 119,51 €/MWh. Negli altri mercati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, le medie sono state tra i 61,79 €/MWh del mercato MIBEL in Spagna e i 90,71 €/MWh del mercato EPEX SPOT in Germania.
Rispetto al semestre precedente, nella prima metà del 2025, i prezzi medi sono scesi del 3,2% nei mercati francese e italiano. Anche i mercati portoghese e spagnolo hanno registrato un calo, rispettivamente del 28% e 29%. Per contro, gli altri mercati analizzati hanno registrato aumenti dei prezzi compresi tra l’1,6% del mercato tedesco e il 41% del mercato nordico.
Se si confrontano i prezzi medi del primo semestre del 2025 con quelli registrati nello stesso semestre del 2024, i prezzi sono aumentati in quasi tutti i mercati elettrici europei analizzati in AleaSoft Energy Forecasting. Il mercato nordico è stato l’eccezione, con un calo del 23%. I mercati spagnoli e portoghesi hanno registrato i maggiori aumenti, rispettivamente del 58% e del 61%. Negli altri mercati, gli aumenti di prezzo sono stati compresi tra il 28% del mercato italiano e il 45% del mercato belga.
Questi aumenti dei prezzi hanno fatto sì che il prezzo del primo semestre 2025 fosse il più alto dal secondo semestre 2023 nei mercati tedesco, belga, britannico e olandese.
Nella prima metà del 2025, l’aumento della produzione eolica e solare rispetto al semestre precedente nei mercati spagnolo, francese, italiano e portoghese ha contribuito al calo dei prezzi in questi mercati. Tuttavia, l’aumento del prezzo medio del gas e dei diritti di emissione di CO2 rispetto al semestre precedente, nonché la crescita del fabbisogno, hanno portato all’aumento dei prezzi nella maggior parte dei mercati elettrici europei.
Rispetto al primo semestre del 2024, l’aumento dei prezzi medi del gas e dei diritti di emissione di CO2, il calo della produzione eolica e la crescita del fabbisogno in alcuni mercati hanno portato a un aumento sui prezzi dei mercati elettrici europei.
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 semestrale di 70,81 $/bbl nel primo semestre del 2025. Questo valore è stato inferiore del 7,3% rispetto ai futures Front-Month del semestre precedente, pari a 76,38 $/bbl. È stato anche inferiore del 15% rispetto ai futures Front-Month negoziati nel primo semestre 2024 di 83,42 $/bbl.
Durante la prima metà del 2025, nonostante l’instabilità in Medio Oriente, le preoccupazioni sul fabbisogno mondiale di petrolio hanno spinto al ribasso i prezzi dei futures sul Brent. Le tensioni commerciali legate alle politiche tariffarie hanno influenzato l’andamento dei prezzi durante il periodo. Gli incrementi di produzione dell’OPEC+ hanno anch’essi contribuito al calo dei prezzi.
Per quanto riguarda i futures di gas TTF nel mercato ICE per il Front-Month, il prezzo medio registrato durante il primo semestre del 2025 per questi futures è stato di 41,21 €/MWh. Rispetto al prezzo dei futures Front-Month negoziati nel semestre precedente, pari a 39,48 €/MWh, il prezzo medio è aumentato del 4,4%. Rispetto ai futures Front-Month negoziati nello stesso semestre del 2024, quando il prezzo medio era di 29,70 €/MWh, c’è stato un aumento del 39%.
Nei primi mesi del semestre, le basse temperature, la preoccupazione per i bassi livelli delle riserve europee e la cessazione dell’approvvigionamento di gas russo attraverso l’Ucraina hanno portato all’aumento dei prezzi dei futures sui TTF. Successivamente, la preoccupazione per l’evoluzione del fabbisogno, le temperature più miti della primavera e l’aumento delle riserve europee hanno esercitato la loro influenza al ribasso sui prezzi. Alla fine del semestre, tuttavia, i problemi di approvvigionamento dalla Norvegia, il fabbisogno di gas naturale liquefatto in Asia, l’instabilità in Medio Oriente e le temperature elevate hanno contribuito all’aumento dei prezzi medi semestrali.
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 di 72,60 €/t nella prima metà del 2025. Questo prezzo è stato del 4,5% superiore alla media del semestre precedente, pari a 69,48 €/t. Rispetto alla media dello stesso semestre 2024 di 68,20 €/t, la media del primo semestre 2025 è stata del 6,5% superiore.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ICE ed EEX.Analisi di AleaSoft Energy Forecasting per la gestione dell’energia e lo sviluppo di progetti con storage
Attraverso la sua divisione AleaBlue, AleaSoft Energy Forecasting fornisce previsioni dei mercati dell’energia elettrica a breve e medio termine. Queste previsioni sono fondamentali per la gestione dell’energia, la pianificazione, l’elaborazione delle offerte, la gestione dei rischi e le operazioni di copertura. Vengono inoltre sviluppate le previsioni del fabbisogno e dei prezzi dei mercati infragiornalieri e dei servizi di aggiustamento, questi ultimi particolarmente utili per ottimizzare l’arbitraggio dei prezzi con i sistemi di stoccaggio dell’energia.
Inoltre, la divisione AleaStorage si concentra sull’analisi tecnica ed economica dei progetti di stoccaggio energetico. I suoi servizi includono studi per stimare la redditività e i ricavi attesi, ottimizzare le dimensioni delle batterie negli impianti ibridi a energia rinnovabile e analizzare diversi modelli aziendali con stoccaggio energetico.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
