AleaSoft Energy Forecasting, 9 novembre 2026. Nella prima settimana di novembre, i prezzi sono aumentati nei principali mercati elettrici europei, spinti dal maggiore fabbisogno e dalla minore produzione di energia solare, nonostante il calo dei prezzi del gas. L’Italia, la Francia, la Spagna e il Portogallo hanno registrato i prezzi giornalieri più alti dal 2022. Nel frattempo, la produzione di energia solare fotovoltaica ha raggiunto record storici per un giorno di novembre nella penisola iberica e in Germania. I futures del gas TTF e del petrolio Brent sono scesi in un contesto di aspettative di progressi diplomatici tra gli Stati Uniti e l’Iran.
Produzione di energia solare fotovoltaica e produzione di energia eolica
Nella prima settimana di novembre, la produzione di energia solare fotovoltaica è diminuita nei principali mercati elettrici europei rispetto alla settimana precedente, dopo gli aumenti dell’ultima settimana di ottobre. L’Italia ha registrato il calo maggiore, del 29%, seguita dalla Francia, con una diminuzione del 23%, e dalla Germania, con il 22%. La produzione è scesa del 21% in Portogallo, mentre la Spagna ha registrato il calo minore, del 18%.
Nonostante il calo settimanale, la Spagna, il Portogallo e la Germania hanno stabilito record storici di produzione di energia solare fotovoltaica per un giorno di novembre. Il 2 novembre, la Spagna ha generato 156 GWh, mentre il Portogallo ha raggiunto 22 GWh il 4 novembre e la Germania ha registrato 190 GWh il 5 novembre.
Per la settimana del 9 novembre, le previsioni di produzione solare di AleaSoft Energy Forecasting indicano cali della produzione nei mercati tedesco, spagnolo e italiano.
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 settimana di novembre, la produzione di energia eolica è aumentata nella penisola iberica rispetto alla settimana precedente, dopo i cali dell’ultima settimana di ottobre. Il Portogallo ha registrato l’aumento maggiore, del 348%, mentre la Spagna ha registrato un aumento del 25%. Al contrario, l’Italia, la Francia e la Germania hanno registrato la seconda settimana consecutiva di cali. L’Italia ha registrato il calo maggiore, del 20%, seguita dalla Francia, con il 16%, e dalla Germania, con il 3,1%.
Per la settimana del 9 novembre, le previsioni di produzione eolica di AleaSoft Energy Forecasting indicano aumenti della produzione nei mercati spagnolo, portoghese, italiano e francese. Al contrario, la produzione di energia eolica diminuirà nel mercato tedesco.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.Fabbisogno elettrico
Nella prima settimana di novembre, il fabbisogno elettrico è aumentato nei principali mercati elettrici europei rispetto alla settimana precedente. La Francia ha registrato l’aumento maggiore, del 14%, segnando la sesta settimana consecutiva di crescita. Seguono la Gran Bretagna, con un aumento del 9,5%, e la Germania, con il 6,8%. In Belgio, il fabbisogno è cresciuto del 4,5%. Questi tre mercati hanno invertito i cali della settimana precedente. Nel frattempo, l’Italia ha registrato un aumento del 3,1%, segnando la terza settimana consecutiva di crescita. Il Portogallo, con un aumento del 2,6%, ha registrato la quarta settimana consecutiva di crescita, mentre la Spagna, con un aumento del 2,1%, ha accumulato tre settimane consecutive di aumenti. In Spagna, la festività di Ognissanti, osservata lunedì 2 novembre in diverse comunità autonome, potrebbe aver moderato la crescita del fabbisogno.
Durante la settimana, le temperature medie sono diminuite nei mercati analizzati rispetto alla settimana precedente, contribuendo all’aumento del fabbisogno. La Francia ha registrato il calo maggiore, di 3,5 °C, seguita dal Belgio, con 3,3 °C, e dalla Spagna, con 3,2 °C. In Gran Bretagna, Portogallo, Germania e Italia, i cali sono stati compresi tra 3,1 °C in Gran Bretagna e 1,4 °C in Italia.
Per la settimana del 9 novembre, le previsioni del fabbisogno di AleaSoft Energy Forecasting indicano aumenti nei mercati britannico e italiano. Al contrario, il fabbisogno diminuirà nei mercati francese, belga, tedesco, portoghese e spagnolo. In Belgio, la festività dell’Armistizio di mercoledì 11 novembre potrebbe contribuire al calo previsto.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid ed ELIA.Mercati elettrici europei
I prezzi medi settimanali dei principali mercati elettrici europei sono aumentati nella prima settimana di novembre rispetto alla settimana precedente. Il mercato nordico ha registrato l’aumento maggiore, del 20%, seguito dal mercato britannico, con un aumento del 19%, e dal mercato francese, con il 15%. I prezzi sono aumentati anche dell’11% in Germania, del 9,1% in Belgio e dell’8,6% nei Paesi Bassi. I mercati portoghese e spagnolo hanno registrato aumenti del 6,2% e del 5,3%, rispettivamente, mentre il mercato italiano ha registrato l’aumento minore, del 3,7%.
Il mercato italiano ha registrato ancora una volta il prezzo medio settimanale più alto, di 271,46 €/MWh, mentre il mercato nordico ha registrato il più basso, di 120,19 €/MWh. Negli altri mercati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, i prezzi medi settimanali hanno superato i 200 €/MWh, collocandosi tra 218,07 €/MWh in Spagna e 256,59 €/MWh in Germania.
Per quanto riguarda i prezzi giornalieri, lunedì 2 novembre, il mercato italiano ha raggiunto 282,30 €/MWh, il prezzo più alto della settimana tra i mercati analizzati. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, si è trattato del prezzo più alto di questo mercato dal 17 dicembre 2022. Lo stesso giorno, il mercato nordico ha raggiunto il massimo settimanale, di 162,99 €/MWh. Il 4 novembre, i mercati portoghese e spagnolo hanno raggiunto i prezzi più alti della settimana, di 257,55 €/MWh e 246,01 €/MWh, rispettivamente. Per il Portogallo, si è trattato del prezzo più alto dal 6 aprile 2022 e, per la Spagna, dal 7 aprile 2022. Venerdì 6 novembre, gli altri mercati hanno registrato i massimi settimanali. Quel giorno, il mercato francese ha raggiunto 278,29 €/MWh, il prezzo più alto dal 18 dicembre 2022, mentre il mercato britannico ha raggiunto 276,50 €/MWh, il prezzo più alto dal 23 gennaio 2025. I mercati belga, tedesco e olandese hanno registrato prezzi di 276,47 €/MWh, 275,64 €/MWh e 273,90 €/MWh, rispettivamente.
Lunedì 9 novembre, i prezzi hanno superato i 300 €/MWh nei mercati tedesco, francese, italiano, britannico, belga e olandese, oltrepassando i massimi della settimana precedente. Il mercato tedesco ha raggiunto 345,64 €/MWh e il mercato olandese 342,43 €/MWh, i prezzi più alti di entrambi i mercati dal 13 dicembre 2024. I prezzi dei mercati belga, francese e italiano hanno raggiunto 335,27 €/MWh, 334,12 €/MWh e 313,51 €/MWh, rispettivamente. Si è trattato dei prezzi più alti di questi mercati dal 17 dicembre 2022. Il mercato britannico ha registrato un prezzo di 301,95 €/MWh, il più alto dal 23 gennaio 2025. Nel frattempo, il mercato nordico ha registrato il prezzo più basso della settimana tra i mercati analizzati, di 93,62 €/MWh, sabato 7 novembre. I mercati spagnolo e portoghese hanno registrato i minimi settimanali, di 177,06 €/MWh in entrambi i casi, lunedì 2 novembre. Ad eccezione del mercato nordico e dei primi due giorni della settimana nel mercato iberico, i prezzi giornalieri sono rimasti al di sopra dei 200 €/MWh per tutta la settimana.
Il maggiore fabbisogno in tutti i mercati, favorito dal calo delle temperature, e la minore produzione di energia solare hanno spinto i prezzi al rialzo. In Germania, Francia e Italia, anche il calo della produzione di energia eolica ha contribuito agli aumenti. Al contrario, i prezzi più bassi del gas TTF hanno moderato i rialzi. In Spagna e Portogallo, anche la maggiore produzione di energia eolica nella penisola iberica ha limitato gli aumenti dei prezzi.
Le previsioni dei prezzi di AleaSoft Energy Forecasting indicano che nella settimana del 9 novembre i prezzi diminuiranno nei mercati spagnolo, portoghese, francese, britannico e belga, per effetto della maggiore produzione di energia eolica nella penisola iberica e in Francia, nonché del minore fabbisogno in Francia, Belgio e Spagna. Al contrario, i prezzi aumenteranno nei mercati olandese, italiano e tedesco. In Germania, il calo della produzione di energia eolica contribuirà al rialzo.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di OMIE, RTE, Nord Pool e GME.Brent, combustibili e CO2
Lunedì 2 novembre, i futures del petrolio Brent per il Front‑Month nel mercato ICE hanno raggiunto il prezzo di settlement massimo settimanale, di 104,77 $/bbl. Questo prezzo era già inferiore dell’11% a quello del venerdì precedente. Il 4 novembre, dopo un calo dell’8,7% rispetto al giorno precedente, questi futures hanno registrato il prezzo di settlement minimo settimanale, di 94,62 $/bbl. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, si è trattato del prezzo più basso dal 1° settembre. I prezzi si sono parzialmente ripresi nelle ultime due sessioni di negoziazione della settimana. Venerdì 6 novembre, il prezzo di settlement si è attestato a 98,32 $/bbl, inferiore del 16% a quello del venerdì precedente.
Le aspettative di un accordo tra gli Stati Uniti e l’Iran per porre fine alla guerra hanno esercitato una pressione al ribasso sui prezzi per tutta la settimana. Vi hanno contribuito le notizie di una bozza di accordo e la presentazione da parte dell’Iran di una proposta sul nucleare a Washington tramite il Qatar. Inoltre, il 1° novembre l’OPEC+ ha deciso di mantenere invariati i suoi obiettivi di produzione di petrolio per dicembre. Tuttavia, durante la settimana sono proseguiti gli attacchi e gli incidenti che hanno coinvolto petroliere nello stretto di Hormuz e nelle sue vicinanze, e il rischio di una nuova escalation militare dopo le elezioni di metà mandato negli Stati Uniti ha continuato a preoccupare il mercato.
Per quanto riguarda i futures del gas TTF nel mercato ICE per il Front‑Month, lunedì 2 novembre hanno raggiunto il prezzo di settlement massimo settimanale, di 94,86 €/MWh. Questo prezzo era già inferiore dell’8,7% a quello del venerdì precedente. I prezzi sono diminuiti fino al 4 novembre e, dopo un aumento del 2,9% giovedì 5 novembre, sono scesi di nuovo venerdì 6 novembre. Quel giorno, questi futures hanno raggiunto il prezzo di settlement minimo settimanale, di 85,59 €/MWh. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, si è trattato del prezzo più basso dal 21 ottobre, inferiore del 18% a quello del venerdì precedente.
Anche le aspettative di progressi diplomatici tra gli Stati Uniti e l’Iran hanno contribuito al calo dei prezzi del gas. Tuttavia, le forniture di GNL dal Qatar sono rimaste limitate dopo che il paese ha prorogato fino alla fine di dicembre la dichiarazione di forza maggiore sulle sue esportazioni. Inoltre, il 1° novembre le riserve di gas dell’Unione Europea si sono attestate al 74,6% della capacità, al di sotto del livello dell’82,8% di un anno prima.
Per quanto riguarda i futures delle quote di emissione di CO2 nel mercato EEX per il contratto di riferimento di dicembre 2026, lunedì 2 novembre hanno raggiunto il prezzo di settlement massimo settimanale, di 90,53 €/t. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo era superiore dell’1,5% a quello del venerdì precedente e il più alto dal 17 gennaio. Successivamente, i prezzi sono diminuiti in tre delle restanti quattro sessioni di negoziazione. Venerdì 6 novembre, hanno registrato il prezzo di settlement minimo settimanale, di 86,55 €/t, il più basso dal 24 ottobre e inferiore del 3,0% a quello del venerdì precedente.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ICE ed EEX.Analisi di AleaSoft Energy Forecasting sulle prospettive dei mercati energetici in Europa
Giovedì 12 novembre, AleaSoft Energy Forecasting terrà la 71a edizione della sua serie di webinar mensili. Questa edizione sarà incentrata sull’accumulo di energia con batterie e sull’ibridazione, tecnologie che continuano ad acquisire importanza con l’avanzare di nuovi progetti e la crescente necessità di flessibilità del sistema elettrico. I relatori analizzeranno la redditività delle batterie e le loro fonti di ricavo, con particolare attenzione al nuovo mercato della capacità in Spagna, nonché i fattori chiave per analizzare e valutare i progetti di accumulo di energia e di ibridazione. La sessione esaminerà anche l’andamento dei mercati energetici più rilevanti d’Europa nelle ultime settimane e cosa aspettarsi durante l’inverno 2026‑2027. Luis Marquina de Soto, President di AEPIBAL, l’associazione imprenditoriale spagnola delle batterie e dell’accumulo di energia, parteciperà al webinar in spagnolo per il quarto anno consecutivo. Oriol Saltó i Bauzà, Associate Partner presso AleaSoft, lo affiancherà. Entrambi i relatori parteciperanno anche alla tavola di analisi, che si svolgerà esclusivamente durante il webinar in spagnolo.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.