AleaSoft Energy Forecasting, 10 giugno 2025. Nella prima settimana di giugno, i prezzi sono aumentati nella maggior parte dei principali mercati europei dell’elettricità, anche se persistono ore di prezzi negativi. La produzione da fonti rinnovabili ha raggiunto delle pietre miliari: La Spagna ha raggiunto il record assoluto di produzione fotovoltaica, mentre Portogallo, Francia e Italia hanno registrato il massimo per un giorno a giugno. La Germania si è distinta con la più alta produzione eolica giornaliera del mese. Il fabbisogno è aumentata nella maggior parte dei mercati, con i futures del CO2 e del Brent che hanno raggiunto i massimi da diversi mesi.
Produzione solare fotovoltaica e produzione eolica
Nella settimana del 2 giugno, la produzione di energia solare fotovoltaica è diminuita nei principali mercati europei rispetto alla settimana precedente. La Francia ha registrato il calo maggiore con il 22%, mentre la Spagna ha registrato il calo minore con lo 0,3%. In Italia, Germania e Portogallo, la produzione è diminuita rispettivamente del 2,4%, 8,9% e 9,2%. Nel caso della Germania, la produzione con questa tecnologia è diminuita per la terza settimana consecutiva.
Nonostante i cali, i mercati spagnolo e portoghese hanno registrato una produzione solare fotovoltaica record. Venerdì 6 giugno, la Spagna ha superato il suo record storico con una produzione di 221 GWh. Lo stesso giorno, il Portogallo ha raggiunto il più alto valore di produzione giornaliera con questa tecnologia nel mese di giugno, con 27 GWh. D’altra parte, lunedì 9 giugno, i mercati francese e italiano hanno raggiunto la più alta produzione fotovoltaica di sempre per un mese di giugno, rispettivamente con 134 GWh e 152 GWh.
Per la seconda settimana di giugno, secondo le previsioni di produzione solare di AleaSoft Energy Forecasting, la generazione fotovoltaica aumenterà in Germania, mentre diminuirà in Spagna e in Italia.
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.Nella prima settimana di giugno, la produzione di energia eolica è aumentata nella maggior parte dei principali mercati europei rispetto alla settimana precedente. Il Portogallo ha registrato l’aumento maggiore, pari al 135%, mentre la Germania ha avuto l’incremento minore, pari all’8,0%. In Spagna e Francia, la produzione di energia eolica è aumentata rispettivamente del 16% e del 18%, e la Francia ha mantenuto la sua tendenza al rialzo per la terza settimana. Il mercato italiano, invece, ha registrato per la seconda settimana consecutiva un calo della produzione di energia eolica, questa volta del 29%.
Venerdì 6 giugno, il mercato tedesco ha raggiunto la più alta produzione di energia eolica per un mese di giugno nella storia, con 706 GWh.
Per la settimana del 9 giugno, secondo le previsioni di produzione eolica di AleaSoft Energy Forecasting, la produzione con questa tecnologia aumenterà nel mercato spagnolo. Per i mercati tedesco, italiano, portoghese e francese, invece, le previsioni indicano una diminuzione della produzione di energia eolica.
Fonte: Preparato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando i dati di ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.Fabbisogno di elettricità
Durante la prima settimana di giugno, il fabbisogno di elettricità è aumentata nella maggior parte dei principali mercati europei rispetto alla settimana precedente. Il mercato tedesco ha registrato l’aumento maggiore con il 6,3%, mentre il mercato spagnolo ha registrato l’aumento minore con lo 0,9%. I mercati italiano, francese, belga e britannico hanno registrato aumenti che vanno dall’1,6% in Italia al 3,8% in Gran Bretagna. L’Italia e la Spagna hanno proseguito la loro tendenza al rialzo rispettivamente per la seconda e terza settimana consecutiva. Gli aumenti in alcuni mercati sono stati sostenuti da una ripresa del fabbisogno dopo la festa di primavera del 26 maggio in Gran Bretagna e la festa dell’Ascensione del 29 maggio in Germania, Belgio e Francia. Il mercato portoghese, invece, ha ridotto il fabbisogno dell’1,4%.
Le temperature medie sono diminuite nella maggior parte dei mercati analizzati rispetto alla settimana precedente. La Gran Bretagna e il Belgio hanno registrato le diminuzioni maggiori, rispettivamente di 2,3°C e 1,6°C. La Spagna ha registrato il calo minore, con 1,0°C, mentre Francia e Portogallo hanno registrato cali di 1,1°C e 1,4°C, nell’ordine. D’altra parte, le temperature medie in Germania sono state simili a quelle della settimana precedente, mentre in Italia sono aumentate di 2,6 °C.
Per la seconda settimana di giugno, secondo le previsioni sul fabbisogno di AleaSoft Energy Forecasting, il fabbisogno diminuirà nei mercati tedesco, belga e francese, favorita dalla festività del 9 giugno, lunedì di Pentecoste, celebrata in questi Paesi. Si prevede un calo del fabbisogno anche nel mercato portoghese, a causa della festività del 10 giugno, giorno del Portogallo. Si prevede invece una ripresa del fabbisogno nei mercati italiano, britannico e spagnolo.
Fonte: Preparato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando i dati di ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid ed ELIA.Mercati elettrici europei
Nella prima settimana di giugno, i prezzi medi della maggior parte dei principali mercati elettrici europei sono aumentati rispetto alla settimana precedente. Fanno eccezione il mercato Nord Pool nei Paesi nordici e il mercato EPEX SPOT in Francia, con cali rispettivamente dell’1,8% e del 39%. Al contrario, il mercato MIBEL in Portogallo e Spagna ha registrato i maggiori aumenti percentuali dei prezzi, rispettivamente del 59% e del 71%. Nel resto dei mercati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, i prezzi sono aumentati tra il 2,0% del mercato italiano IPEX e il 20% del mercato britannico N2EX.
Nella settimana del 2 giugno, le medie settimanali sono state superiori a 50 €/MWh nella maggior parte dei mercati elettrici europei. Fanno eccezione i mercati nordico e francese, le cui medie sono state rispettivamente di 15,66 €/MWh e 17,09 €/MWh. Il mercato italiano, invece, ha raggiunto la media settimanale più alta, pari a 99,73 €/MWh. Nel resto dei mercati analizzati, i prezzi variavano dai 51,41 €/MWh del mercato spagnolo ai 72,98 €/MWh del mercato britannico.
Per quanto riguarda i prezzi giornalieri, domenica 8 giugno il mercato francese ha raggiunto la media più bassa della settimana tra i mercati analizzati, con 2,49 €/MWh. Al contrario, il mercato italiano ha raggiunto prezzi superiori a 100 €/MWh in quattro occasioni durante la prima settimana di giugno. Il 4 giugno, la media più alta della settimana è stata di 116,82 €/MWh.
Per quanto riguarda i prezzi orari, nonostante l’aumento delle medie settimanali, la maggior parte dei mercati elettrici europei ha registrato prezzi orari negativi nella prima settimana di giugno. Fanno eccezione i mercati italiano e nordico. I mercati tedesco, belga e olandese hanno registrato prezzi orari inferiori a -50 €/MWh domenica 8 giugno, dalle 14:00 alle 16:00. Il mercato tedesco ha raggiunto il prezzo orario più basso della settimana dalle 15:00 alle 16:00, pari a -53,06 €/MWh. Il mercato tedesco ha raggiunto il prezzo orario più basso della settimana dalle 15:00 alle 16:00, pari a -53,06 €/MWh.
Nella settimana del 2 giugno, l’aumento del fabbisogno di elettricità nella maggior parte dei mercati, la diminuzione della produzione solare e l’aumento del prezzo dei diritti di emissione di CO2 hanno portato ad un aumento dei prezzi nella maggior parte dei mercati elettrici europei. Nel caso del mercato italiano, inoltre, la produzione di energia eolica è diminuita.
Le previsioni di prezzo di AleaSoft Energy Forecasting indicano che, nella seconda settimana di giugno, i prezzi aumenteranno nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei, influenzati dall’aumento del fabbisogno in alcuni mercati e dalla diminuzione della produzione eolica e solare nella maggior parte di essi. Tuttavia, nel mercato tedesco, il prezzo diminuirà a causa del calo del fabbisogno e dell’aumento della produzione solare.
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 registrato il minimo settimanale di 64,63 $/bbl lunedì 2 giugno. I prezzi di chiusura sono aumentati nella maggior parte delle sessioni della prima settimana di giugno. Di conseguenza, venerdì 6 giugno, questi futures hanno raggiunto il prezzo di chiusura settimanale più alto, pari a 66,47 dollari al barile. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo era superiore del 4,0% rispetto al venerdì precedente. Lunedì 9 giugno, il prezzo di chiusura era ancora più alto, a 67,04 $/bbl, il più alto dal 23 aprile.
Nella prima settimana di giugno, nonostante i previsti aumenti di produzione dell’OPEC+, il calo della produzione dovuto agli incendi boschivi in Canada, la possibilità di nuove sanzioni sulle esportazioni di greggio venezuelano e i timori per gli effetti sull’offerta dovuti all’instabilità in Medio Oriente, hanno spinto al rialzo i prezzi dei futures sul petrolio Brent. Anche le aspettative sui negoziati tra Cina e Stati Uniti per il raggiungimento di un accordo commerciale hanno esercitato un’influenza al rialzo sui prezzi.
Per quanto riguarda i futures sul gas TTF sul mercato ICE per il Front-Month, lunedì 2 giugno hanno registrato il prezzo di chiusura settimanale più basso, pari a 35,02 €/MWh. Durante le prime tre sessioni della settimana, i prezzi di chiusura sono rimasti al di sotto dei 36 €/MWh. Tuttavia, giovedì 5 giugno, questi futures hanno raggiunto il loro prezzo di chiusura massimo settimanale di 36,39 €/MWh. Venerdì 6 giugno si è registrato un leggero calo rispetto al giorno precedente e il prezzo di chiusura è stato di 36,25 €/MWh. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo era ancora superiore del 5,9% rispetto al venerdì precedente.
Nella prima settimana di giugno sono proseguiti i lavori di manutenzione in Norvegia, con ripercussioni sulle forniture di gas da quel Paese. L’inizio dei lavori di manutenzione presso l’impianto di Kollsnes ha contribuito alla chiusura dei prezzi al di sopra dei 36 €/MWh nelle ultime sessioni della settimana. Anche le previsioni di una minore produzione di energia eolica hanno esercitato un’influenza al rialzo sui prezzi.
Per quanto riguarda i futures sul CO2 sul mercato EEX per il contratto di riferimento di dicembre 2025, lunedì 2 giugno hanno registrato il prezzo di chiusura settimanale più basso, pari a 70,91 €/t. Durante la prima settimana di giugno, i prezzi hanno mantenuto una tendenza al rialzo. Di conseguenza, venerdì 6 giugno, questi futures hanno raggiunto il prezzo di chiusura settimanale più alto, pari a 73,50 €/t. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo era superiore del 4,4% rispetto al venerdì precedente. Lunedì 9 giugno il prezzo di chiusura era ancora più alto, 74,23 euro/t, il più alto dal 19 febbraio.
Fonte: Elaborazione di AleaSoft Energy Forecasting su dati ICE ed EEX.L’analisi di AleaSoft Energy Forecasting sulle prospettive dei mercati energetici europei, delle rinnovabili, dei PPA e delle batterie
Giovedì 12 giugno AleaSoft Energy Forecasting terrà il 56° webinar della sua serie mensile. Per la settima volta nella serie di webinar mensili, l’evento vedrà la partecipazione di relatori di Engie Spagna. Il webinar analizzerà l’evoluzione dei mercati europei e le prospettive per la seconda metà del 2025, le opportunità di crescita nel settore delle rinnovabili, la situazione attuale del mercato dei PPA in Spagna e le prospettive dell’accumulo di energia in batterie. Verrà inoltre discusso il bando di aiuto da 700 milioni di euro dell’IDAE, rivolto a progetti di accumulo di energia con batterie stand-alone, accumulo termico o pompaggio reversibile, nonché a progetti ibridi con la generazione rinnovabile.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
