AleaSoft Energy Forecasting, 30 giugno 2025. Nell’ultima settimana di giugno, i prezzi nei principali mercati elettrici europei sono diminuiti rispetto alla settimana precedente. Tuttavia, i mercati britannico, iberico e italiano hanno raggiunto prezzi giornalieri superiori a 100 €/MWh in alcuni momenti della settimana. I prezzi più bassi del gas e della CO2, insieme all’aumento della produzione di energia eolica, hanno contribuito al calo dei prezzi. Inoltre, il solare fotovoltaico ha registrato una produzione giornaliera record in Spagna, Portogallo e Italia.
Produzione solare fotovoltaica e produzione eolica
Nella settimana del 23 giugno, la produzione di energia solare fotovoltaica è aumentata in Italia e in Spagna rispetto alla settimana precedente. Il mercato italiano ha registrato l’incremento maggiore, pari al 9,4%, mentre quello spagnolo ha registrato un aumento dello 0,6%, mantenendo la tendenza al rialzo per la terza settimana consecutiva. Al contrario, i mercati tedesco, francese e portoghese hanno ridotto la loro produzione fotovoltaica, invertendo il trend positivo della settimana precedente. La Germania ha registrato il calo maggiore, pari al 20%, seguita dalla Francia, con un calo del 12%, e dal Portogallo, con il calo minore del 2,6%.
Durante la settimana, i mercati spagnolo, portoghese e italiano hanno raggiunto i record storici di produzione di energia solare fotovoltaica. Il 26 giugno, i mercati iberici hanno registrato la più alta produzione solare fotovoltaica di sempre, con 235 GWh in Spagna e 30 GWh in Portogallo. L’Italia ha raggiunto il suo record il 29 giugno, generando 157 GWh.
Nella settimana del 30 giugno, le previsioni di produzione solare di AleaSoft Energy Forecasting prevedono aumenti nei mercati tedesco e spagnolo. D’altra parte, la produzione con questa tecnologia diminuirà nel mercato italiano.
Fonte: Preparato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando i dati di ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.
Fonte: Preparato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando i dati di ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.Nell’ultima settimana di giugno, la produzione di energia eolica è aumentata nella maggior parte dei principali mercati europei rispetto alla settimana precedente. La Germania ha registrato l’aumento maggiore, pari al 160%, dopo due settimane consecutive di calo. La Spagna ha registrato l’aumento più contenuto, pari all’11%. Francia e Italia hanno mantenuto la tendenza al rialzo per la seconda settimana consecutiva, con aumenti rispettivamente del 14% e del 37%. Al contrario, la produzione di energia eolica in Portogallo ha continuato a diminuire per la terza settimana, con un calo del 5,1%.
Lunedì 23 giugno, il mercato tedesco ha raggiunto la seconda produzione eolica più alta della storia per un giorno di giugno, con 676 GWh. Nel frattempo, sabato 28 giugno, il mercato italiano ha registrato una produzione di energia eolica di 123 GWh, il valore più alto per un mese di giugno dal 16 giugno 2023, quando ha generato 126 GWh.
Nella prima settimana di luglio, le previsioni di produzione eolica di AleaSoft Energy Forecasting indicano un aumento nella penisola iberica. Al contrario, stimano una diminuzione della produzione di energia eolica in Italia, Germania e Francia.
Fonte: Preparato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando i dati di ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.Fabbisogno di elettricità
Nella settimana del 23 giugno, il fabbisogno di elettricità è aumentata nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei rispetto alla settimana precedente. La Germania e l’Italia hanno registrato i maggiori aumenti, rispettivamente dell’8,2% e dell’8,1%. La Francia ha registrato la crescita più bassa, pari al 2,6%, mentre il Portogallo ha registrato un aumento del 3,9%.
Gli aumenti in Portogallo e Germania sono stati trainati dalla ripresa del fabbisogno dopo la festività del Corpus Domini del 19 giugno, celebrata come giorno festivo in Portogallo e in diverse regioni della Germania. La Francia e l’Italia hanno mantenuto la tendenza al rialzo rispettivamente per la quarta e quinta settimana consecutiva.
Al contrario, Spagna, Belgio e Gran Bretagna hanno invertito la tendenza e hanno registrato un calo del fabbisogno di elettricità. Il mercato britannico ha registrato il calo maggiore, pari al 2,0%, seguito dal Belgio con una diminuzione dell’1,4%. In Spagna, la festività regionale del 24 giugno, giorno di San Giovanni Battista, celebrata in diverse comunità autonome, ha contribuito a un calo del fabbisogno dello 0,1%.
Allo stesso tempo, le temperature medie sono aumentate nella maggior parte dei mercati analizzati. L’aumento varia da 0,3°C in Spagna a 2,2°C in Germania. Nel frattempo, la Gran Bretagna ha registrato una diminuzione delle temperature medie settimanali di 0,7°C, che ha contribuito a ridurre il fabbisogno in questo mercato.
Per la settimana del 30 giugno, le previsioni del fabbisogno di AleaSoft Energy Forecasting prevedono un aumento nei mercati di Germania, Belgio, Francia, Italia, Spagna e Gran Bretagna. Nel caso della Spagna, l’ondata di caldo iniziata sabato 28 giugno e che, secondo le stime, continuerà per tutta la settimana, insieme alla ripresa del fabbisogno dopo la festività regionale del 24 giugno, favorirà l’aumento del fabbisogno. D’altro canto, le previsioni indicano una diminuzione del fabbisogno nel mercato portoghese.
Fonte: Preparato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando i dati di ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid ed ELIA.Mercati elettrici europei
Nella quarta settimana di giugno, i prezzi medi nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei sono diminuiti rispetto alla settimana precedente. Il mercato britannico N2EX ha registrato il maggior calo percentuale dei prezzi, pari al 28%. Negli altri mercati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, i prezzi sono diminuiti tra l’1,3% del mercato italiano IPEX e il 14% del mercato nordico Nord Pool. Fa eccezione il mercato EPEX SPOT in Francia, dove i prezzi sono aumentati del 19%.
Nella settimana del 23 giugno, le medie settimanali sono state superiori a 60 €/MWh nella maggior parte dei mercati elettrici europei. L’eccezione è stata il mercato nordico, con una media di 15,84 €/MWh. Il mercato italiano ha raggiunto la media settimanale più alta, pari a 117,27 €/MWh. Nel resto dei mercati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, i prezzi variavano da 61,28 €/MWh nel mercato francese a 87,84 €/MWh nel mercato portoghese MIBEL.
In termini di prezzi giornalieri, domenica 29 giugno il mercato nordico ha raggiunto la media più bassa della quarta settimana di giugno tra i mercati analizzati, con 0,79 €/MWh. Si tratta del prezzo più basso dal 26 agosto 2024. Al contrario, i mercati britannico, spagnolo, italiano e portoghese hanno raggiunto prezzi giornalieri superiori a 100 €/MWh in alcune occasioni durante la settimana. Lunedì 23 giugno, il mercato italiano ha raggiunto la media giornaliera più alta di 136,57 €/MWh. Si tratta del prezzo più alto dal 27 febbraio.
In termini di prezzi orari, la maggior parte dei mercati elettrici europei ha registrato prezzi orari negativi nella quarta settimana di giugno. Fanno eccezione i mercati spagnolo, italiano e portoghese. Domenica 29 giugno, dalle 14:00 alle 15:00, il mercato belga ha raggiunto il prezzo orario più basso della settimana, con -35,19 €/MWh. Nel caso del mercato nordico, domenica, dalle 13:00 alle 14:00, ha registrato il prezzo più basso dal 26 agosto 2024, con -9,98 €/MWh.
Nella settimana del 23 giugno, il calo dei prezzi del gas e delle quote di emissione di CO2, nonché l’aumento della produzione di energia eolica nella maggior parte dei mercati, hanno portato a una riduzione dei prezzi nei mercati europei dell’elettricità. In Spagna e in Italia è aumentata anche la produzione di energia solare. Inoltre, in alcuni mercati il fabbisogno di elettricità è diminuita.
Le previsioni dei prezzi di AleaSoft Energy Forecasting indicano che, nella prima settimana di luglio, i prezzi aumenteranno nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei, influenzati dall’aumento del fabbisogno e dalla diminuzione della produzione di energia eolica nella maggior parte dei casi. Tuttavia, l’aumento della produzione di energia eolica nella penisola iberica favorirà una riduzione dei prezzi nel mercato MIBEL.
Fonte: Elaborazione di AleaSoft Energy Forecasting su dati OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool e GME.Brent, carburanti e CO2
I futures del greggio Brent per il Front-Month sul mercato ICE hanno raggiunto il massimo settimanale di 71,48 $/bbl lunedì 23 giugno. Questo prezzo era già inferiore del 7,2% rispetto all’ultima sessione della settimana precedente. Martedì 24 giugno, i prezzi hanno continuato a scendere, con un calo del 6,1% rispetto a lunedì. Di conseguenza, martedì questi futures hanno registrato il prezzo di chiusura settimanale più basso, pari a 67,14 dollari al barile. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo è stato il più basso dall’11 giugno. Nelle ultime tre sessioni della quarta settimana di giugno, i prezzi sono stati leggermente più alti, ma sono rimasti al di sotto dei 68 $/bbl. Venerdì 27 giugno, il prezzo di chiusura era di 67,77 $/bbl, il 12% in meno rispetto al venerdì precedente.
L’allentamento delle tensioni in Medio Oriente ha contribuito al calo dei prezzi dei futures sul petrolio Brent nella quarta settimana di giugno. Anche la possibilità di un ulteriore aumento della produzione da parte dell’OPEC+ ha esercitato un’influenza al ribasso sui prezzi.
Per quanto riguarda i futures sul gas TTF sul mercato ICE per il Front-Month, lunedì 23 giugno hanno raggiunto il loro prezzo di chiusura massimo settimanale, pari a 40,52 €/MWh. Questo prezzo è stato inferiore dell’1,0% rispetto all’ultima sessione della settimana precedente. La tendenza al ribasso è proseguita per tutta la quarta settimana di giugno. Di conseguenza, venerdì 27 giugno questi futures hanno registrato il loro prezzo di chiusura minimo settimanale, pari a 33,09 €/MWh. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo è stato inferiore del 19% rispetto a quello del venerdì precedente e il più basso dal 6 maggio.
Nella quarta settimana di giugno, l’aumento dell’approvvigionamento di gas dalla Norvegia e il calo del fabbisogno dovuto alla maggiore produzione eolica hanno contribuito alla diminuzione dei prezzi dei futures sul gas TTF. Inoltre, i timori di interruzioni nella fornitura di gas naturale liquefatto sono diminuiti con l’allentarsi delle tensioni in Medio Oriente.
Per quanto riguarda i futures sui diritti di emissione di CO2 sul mercato EEX per il contratto di riferimento di dicembre 2025, martedì 24 giugno hanno raggiunto il loro prezzo di chiusura massimo settimanale, pari a 73,56 €/t. Successivamente, i prezzi sono scesi. Giovedì 26 giugno, questi futures hanno registrato il loro prezzo di chiusura minimo settimanale, pari a 70,40 €/t. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo è stato il più basso dal 10 maggio. Venerdì 27 giugno si è registrata una leggera ripresa e il prezzo di chiusura è stato di 70,97 €/t. Tuttavia, questo prezzo era ancora inferiore del 2,7% rispetto a quello del venerdì precedente.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando dati provenienti da ICE ed EEX.Analisi di AleaSoft Energy Forecasting sulle prospettive dei mercati energetici in Europa, lo stoccaggio e il finanziamento dei progetti
Il webinar numero 57 della serie di webinar mensili di AleaSoft Energy Forecasting si terrà giovedì 10 luglio. Oltre all’evoluzione e alle prospettive dei mercati energetici europei, il webinar analizzerà la situazione attuale e le prospettive dei PPA, concentrandosi sul punto di vista dei grandi consumatori. Il webinar affronterà anche le prospettive dello stoccaggio di energia e il bando di gara dell’IDAE per lo stoccaggio di energia.
Il tavolo di analisi vedrà la partecipazione di Pedro González, Direttore Generale di AEGE, e Roger Font, Amministratore Delegato Project Finance Energy presso Banco Sabadell. Pedro González fornirà il punto di vista dei grandi consumatori ad alta intensità energetica, mentre Roger Font affronterà le sfide e le opportunità del finanziamento di progetti rinnovabili e di stoccaggio nel contesto attuale del mercato.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
