AleaSoft Energy Forecasting, , 1 ottobre 2025. I prezzi della maggior parte dei principali mercati europei dell’elettricità sono aumentati nel terzo trimestre del 2025 e hanno superato i 65 €/MWh. Questo andamento è stato favorito dall’aumento del fabbisogno e dal calo della produzione eolica rispetto al secondo trimestre dell’anno in gran parte dei mercati, nonché dall’aumento dei prezzi della CO2. Nei mercati spagnolo, francese e portoghese è stata raggiunta la produzione trimestrale fotovoltaica più alta della storia. Il prezzo medio dei futures sul gas TTF durante il trimestre è stato il più basso dal terzo trimestre del 2024.
Produzione solare fotovoltaica e produzione eolica
Nel terzo trimestre del 2025, la produzione solare fotovoltaica è aumentata nei principali mercati elettrici europei rispetto allo stesso periodo del 2024. Il mercato francese ha registrato l’aumento maggiore, pari al 26%. Anche i mercati portoghese, italiano e spagnolo hanno registrato aumenti a due cifre, rispettivamente del 21%, 20% e 11%. Il mercato tedesco ha registrato la crescita più bassa, pari al 3,5%.
Confrontando il terzo e il secondo trimestre del 2025, la tendenza al rialzo è stata osservata nei mercati portoghese, spagnolo e francese. Gli aumenti in ogni caso sono stati del 16%, 13% e 3,6%. Al contrario, i mercati tedesco e italiano hanno registrato diminuzioni trimestrali nella produzione solare, rispettivamente dell’11% e del 3,0%.
Nei mercati spagnolo, francese e portoghese è stata raggiunta la produzione trimestrale fotovoltaica più alta della storia. In Spagna sono stati generati 16 814 GWh con questa tecnologia, in Francia 10 393 GWh e in Portogallo 2140 GWh.
I dati di cui sopra riflettono l’aumento della capacità installata di energia fotovoltaica. Secondo i dati di Red Eléctrica, tra il secondo e il terzo trimestre del 2025 tale potenza è aumentata di 834 MW.
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 terzo trimestre del 2025, la produzione di energia eolica è aumentata su base annua in gran parte dei principali mercati europei dell’elettricità. Il mercato italiano ha registrato l’aumento maggiore, pari al 23%. Nei mercati francese, tedesco e portoghese la produzione eolica è cresciuta rispettivamente del 10%, 9,8% e 8,8%. Nel mercato spagnolo, invece, la produzione eolica del terzo trimestre è calata del 3,5% rispetto allo stesso trimestre dell’anno precedente.
In linea con la transizione stagionale dalla primavera all’estate, la produzione di energia eolica è diminuita nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei tra il secondo e il terzo trimestre del 2025. Il mercato italiano è in cima alla lista con un calo del 9,9%. Nei mercati francese e tedesco la produzione con questa tecnologia è diminuita rispettivamente del 2,8% e dell’1,5%. Tuttavia, nei mercati spagnolo e portoghese la produzione di energia eolica è aumentata rispettivamente del 9,7% e del 9,3% rispetto al trimestre precedente.
Secondo i dati di Red Eléctrica, la capacità eolica installata nel mercato spagnolo è aumentata di 159 MW tra luglio e settembre 2025.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.Fabbisogno di energia elettrica
Nel terzo trimestre del 2025, il fabbisogno di elettricità è aumentato nella penisola iberica e in Francia rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente. Il mercato portoghese ha registrato la maggiore crescita del fabbisogno, pari al 2,8%. Sono seguiti i mercati spagnolo e francese, con incrementi rispettivamente dell’1,0% e dello 0,5%. Gli altri mercati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting hanno mostrato una tendenza al ribasso. Il mercato italiano ha registrato la maggiore flessione del fabbisogno, pari al 4,2%. Nei mercati tedesco e britannico il fabbisogno è diminuito rispettivamente dell’1,2% e dell’1,0%. Il mercato belga ha registrato il calo più basso, dello 0,5%.
Se si confrontano il secondo e il terzo trimestre del 2025, il fabbisogno di elettricità è aumentato nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei. I maggiori aumenti sono stati osservati nei mercati dell’Europa meridionale, dove sono tipici i giorni più caldi e un maggiore fabbisogno di refrigerazione nei mesi estivi. Il mercato spagnolo ha registrato l’incremento maggiore, pari all’8,5%. Nel frattempo, sul mercato italiano il fabbisogno è aumentato del 6,4% e sul portoghese del 5,0%. Sul mercato tedesco il fabbisogno è cresciuto del 2,3%. Nei mercati britannico e belga il fabbisogno è aumentato rispettivamente dell’1,4% e dello 0,1%. Il mercato francese è stato l’eccezione, con un fabbisogno in calo dell’1,3% rispetto al trimestre precedente.
Le temperature medie sono aumentate su base annua in gran parte dei mercati analizzati, con incrementi compresi tra 0,4°C in Spagna e Belgio e 0,8°C in Gran Bretagna. In Francia le temperature medie del trimestre sono state simili a quelle dello stesso periodo dell’anno precedente. Al contrario, la Germania e l’Italia hanno registrato un calo delle temperature medie di 1,0°C ciascuna.
Poiché il terzo trimestre coincide in gran parte con l’estate, le temperature medie sono aumentate in tutti i mercati analizzati rispetto al secondo trimestre del 2025. Gli aumenti sono stati compresi tra 2,8°C in Gran Bretagna e 5,1°C in Spagna.
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 terzo trimestre del 2025, il prezzo medio trimestrale ha superato i 65 €/MWh nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei. Le eccezioni sono state il mercato Nord Pool dei paesi nordici e il mercato EPEX SPOT della Francia, con medie rispettivamente di 36,01 €/MWh e 49,21 €/MWh. Il mercato IPEX in Italia ha registrato il prezzo trimestrale più alto, 110,35 €/MWh. Negli altri mercati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, le medie sono state tra 66,56 €/MWh per il mercato MIBEL in Spagna e 83,78 €/MWh per il mercato N2EX nel Regno Unito.
Rispetto al trimestre precedente, nel terzo trimestre del 2025 i prezzi medi sono aumentati in quasi tutti i mercati elettrici europei analizzati da AleaSoft Energy Forecasting. L’eccezione è stata il mercato britannico, con un leggero calo dello 0,5%. Il mercato iberico ha registrato il maggior aumento del 73%. Gli altri mercati hanno registrato aumenti dei prezzi compresi tra l’8,2% del mercato belga e il 45% di quello francese.
Se si confrontano i prezzi medi del terzo trimestre 2025 con quelli dello stesso trimestre 2024, anche i prezzi sono aumentati nella maggior parte dei mercati. In questo caso, le eccezioni sono state i mercati francese, italiano e iberico, con cali rispettivamente del 3,8%, 7,5% e 15%. Il mercato nordico ha invece registrato l’aumento maggiore, pari all’81%. Negli altri mercati, gli aumenti di prezzo sono stati compresi tra il 2,5% del mercato britannico e il 16% del mercato belga.
Nel terzo trimestre del 2025, l’aumento dei prezzi delle quote di emissione di CO2 e la crescita del fabbisogno rispetto al trimestre precedente hanno portato a un aumento dei prezzi nei mercati elettrici europei. Il calo della produzione di energia eolica nella maggior parte dei mercati ha anche contribuito all’aumento dei prezzi. Inoltre, la produzione solare è diminuita nei mercati tedesco e italiano.
L’aumento dei prezzi su base annua è stato influenzato anche dall’aumento dei prezzi delle quote di emissione di CO2. Tuttavia, il calo dei prezzi del gas su base annua e l’aumento della produzione solare hanno favorito la caduta dei prezzi nei mercati spagnolo, francese, italiano e portoghese. Inoltre, la produzione di energia eolica è aumentata in Francia, Italia e Portogallo.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool e GME.Brent, combustibili e CO2
I futures sul Brent per il Front-Month sul mercato ICE hanno registrato un prezzo medio trimestrale di 68,12 $/bbl nel terzo trimestre del 2025. Questo valore è stato del 2,1% superiore a quello raggiunto dai futures Front-Month del trimestre precedente, pari a 66,71 $/bbl. Tuttavia, è stato inferiore del 13% rispetto ai futures Front-Month negoziati nel terzo trimestre 2024 di 78,71 $/bbl.
La preoccupazione per l’andamento del fabbisogno e gli incrementi di produzione dell’OPEC+ hanno favorito un prezzo medio trimestrale dei futures sul Brent inferiore a 70 $/bbl nel terzo trimestre del 2025. Tuttavia, l’evoluzione del conflitto russo-ucraino e la minaccia di sanzioni nei confronti dei paesi importatori di petrolio russo hanno esercitato un’influenza al rialzo sui prezzi, tanto che la media è leggermente aumentata rispetto al trimestre precedente.
Per quanto riguarda i futures di gas TTF nel mercato ICE per il Front-Month, il valore medio registrato durante il terzo trimestre del 2025 è stato di 33,04 €/MWh. Rispetto a quello dei futures Front-Month scambiati nel trimestre precedente, di 35,73 €/MWh, la media è scesa del 7,5%. Rispetto ai futures Front-Month scambiati nello stesso trimestre del 2024, quando il prezzo medio era di 35,69 €/MWh, c’è stato un calo simile del 7,4%. A seguito di questi cali dei prezzi, nel terzo trimestre del 2025 il prezzo medio è stato il più basso dal terzo trimestre del 2024.
Nel terzo trimestre del 2025, l’abbondante fornitura di gas naturale liquefatto ha permesso alla media trimestrale di scendere nonostante le attività di manutenzione che hanno influenzato il flusso di gas dalla Norvegia e la possibilità di ulteriori sanzioni sul gas russo. Anche il progressivo aumento delle riserve europee ha contribuito al calo dei prezzi.
Per quanto riguarda i futuri di quote di emissioni di CO2 nel mercato EEX per il contratto di riferimento del dicembre 2025, hanno raggiunto un prezzo medio di 72,99 €/t nel terzo trimestre del 2025, 4,3% in più rispetto alla media del trimestre precedente di 70,00 €/t. Rispetto alla media dello stesso trimestre del 2024 di 70,80 €/t, la media del terzo trimestre del 2025 è stata superiore del 3,1%.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ICE ed EEX.Analisi di AleaSoft Energy Forecasting sulle prospettive dello stoccaggio dell’energia
La divisione AleaStorage di AleaSoft Energy Forecasting fornisce report di previsione per l’ottimizzazione e la gestione dei sistemi di stoccaggio dell’energia. I servizi di AleaStorage includono il calcolo dei ricavi e della redditività dei sistemi con accumulo di energia, nonché il dimensionamento ottimale delle batterie nei sistemi ibridi a energia rinnovabile. AleaStorage ha sviluppato casi di successo nel calcolo dei ricavi a lungo termine per le batterie stand-alone, così come nel caso di sistemi ibridi, in particolare per l’energia fotovoltaica con batterie.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
