AleaSoft Energy Forecasting, 23 giugno 2025. Nella terza settimana di giugno, i prezzi nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei sono aumentati rispetto alla settimana precedente e hanno superato i 70 €/MWh. Nei mercati britannico, iberico e italiano, i prezzi hanno superato i 100 €/MWh in diversi giorni. L’aumento dei prezzi del gas, con i futures che hanno raggiunto il prezzo di chiusura più alto dal 3 aprile, è stata una delle cause del rally, insieme all’aumento del fabbisogno dovuta all’aumento delle temperature. Il fotovoltaico ha registrato record di produzione di tutti i tempi in Germania e Francia e il valore più alto per un giorno a giugno in Portogallo. I futures del Brent hanno raggiunto il prezzo di chiusura più alto da gennaio.
Produzione solare fotovoltaica e produzione eolica
Nella settimana del 16 giugno, la produzione di energia solare fotovoltaica è aumentata nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei rispetto alla settimana precedente. I mercati francese, tedesco e spagnolo hanno continuato la tendenza al rialzo della settimana precedente, con il mercato francese che ha registrato la crescita più significativa con il 28%, seguito dalla Germania con il 12% e dalla Spagna con l’11%. Il mercato portoghese ha invertito la tendenza al ribasso della settimana precedente con un aumento del 12%. Il mercato italiano, invece, ha registrato un calo del 6,5% nella produzione di energia solare fotovoltaica, invertendo la tendenza al rialzo della settimana precedente.
Durante la settimana, i mercati francese e tedesco hanno raggiunto record storici di produzione di energia solare fotovoltaica. Il 16 giugno, con 170 GWh, il mercato francese ha registrato la produzione solare fotovoltaica più alta di sempre. Il 20 giugno il mercato tedesco ha raggiunto il suo massimo storico, con 469 GWh di produzione. Il 18 e il 20 giugno, la Spagna ha raggiunto il secondo massimo storico di produzione con questa tecnologia, con 221 GWh. Sempre il 20 giugno, il Portogallo ha stabilito un massimo storico per la produzione di energia solare fotovoltaica per il mese di giugno, con 28 GWh.
Nella settimana del 23 giugno, secondo le previsioni di produzione solare di AleaSoft Energy Forecasting, la tendenza all’aumento si invertirà e la produzione solare diminuirà nei mercati tedesco e italiano, mentre in Spagna sarà simile alla settimana precedente.
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 settimana del 16 giugno, la produzione di energia eolica è diminuita nella maggior parte dei principali mercati europei rispetto alla settimana precedente. Il mercato tedesco ha registrato il calo maggiore, pari al 50%, continuando la tendenza al ribasso della settimana precedente. Anche il mercato portoghese è diminuito per la seconda settimana consecutiva, questa volta del 27%. Il mercato spagnolo ha invertito la tendenza al rialzo della settimana precedente e la produzione di energia eolica è diminuita del 23%. Al contrario, nel mercato italiano, dopo tre settimane di cali, la produzione di energia eolica ha registrato un aumento del 17%. Il mercato francese ha registrato l’aumento più contenuto, pari al 5,1%.
Nella settimana del 23 giugno, secondo le previsioni di produzione eolica di AleaSoft Energy Forecasting, la tendenza generale al ribasso della settimana precedente subirà un’inversione. La produzione eolica aumenterà nella penisola iberica, in Germania e in Francia, mentre nel mercato italiano si prevede un calo della produzione eolica.
Fonte: Preparato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando i dati di ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.Fabbisogno di elettricità
Nella settimana del 16 giugno, il fabbisogno di elettricità è aumentata nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei rispetto alla settimana precedente. Il mercato spagnolo ha registrato l’aumento maggiore, pari al 7,8%, segnando la quinta settimana consecutiva di crescita. Seguono i mercati francese e belga, con aumenti rispettivamente del 5,2% e del 4,8%. Nonostante la celebrazione del Corpus Domini il 19 giugno, il fabbisogno nel mercato portoghese è aumentata del 3,1%, dopo due settimane di calo. Anche il mercato italiano ha registrato un aumento del fabbisogno del 3,1% rispetto alla settimana precedente, mentre il mercato britannico ha registrato l’incremento minore, pari al 2,2%, continuando la sua tendenza al rialzo per la terza settimana consecutiva. In Germania, invece, il fabbisogno è rimasta simile a quella della settimana precedente.
Allo stesso tempo, le temperature medie sono aumentate in tutti i mercati analizzati. Gli aumenti variavano da 0,3°C in Italia a 3,0°C in Gran Bretagna. Aumenti significativi delle temperature medie intersettimanali sono stati registrati anche nella Penisola Iberica, con aumenti di 2,4°C e 2,3°C rispettivamente in Spagna e Portogallo.
Per la settimana del 23 giugno, secondo le previsioni del fabbisogno di AleaSoft Energy Forecasting, la tendenza al rialzo continuerà in Francia e Italia. Il fabbisogno aumenterà anche nel mercato tedesco. Al contrario, si prevede un calo del fabbisogno nei mercati spagnolo, belga, britannico e 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 terza settimana di giugno, i prezzi medi nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei sono aumentati rispetto alla settimana precedente. L’eccezione è stata il mercato nordico Nord Pool, con un calo del 37%. Al contrario, il mercato EPEX SPOT in Francia ha registrato il più alto aumento percentuale dei prezzi, pari all’83%. Nel resto dei mercati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, i prezzi sono aumentati tra il 4,7% del mercato italiano IPEX e il 40% del mercato spagnolo MIBEL.
Nella settimana del 16 giugno, le medie settimanali sono state superiori a 70 €/MWh nella maggior parte dei mercati elettrici europei. Fanno eccezione i mercati nordico e francese, le cui medie sono state rispettivamente di 18,53 €/MWh e 51,58 €/MWh. Il mercato italiano ha raggiunto la media settimanale più alta, pari a 118,86 €/MWh. Nel resto dei mercati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, i prezzi variavano da 71,82 €/MWh nel mercato tedesco a 94,64 €/MWh nel mercato britannico N2EX.
Per quanto riguarda i prezzi giornalieri, il 19 giugno il mercato nordico ha raggiunto la media più bassa della settimana tra i mercati analizzati, con 7,00 €/MWh. I prezzi in questo mercato sono rimasti al di sotto dei 25,00 €/MWh durante la terza settimana di giugno. Al contrario, i mercati britannico, spagnolo, italiano e portoghese hanno raggiunto prezzi giornalieri superiori a 100 €/MWh in diverse occasioni durante la settimana. Il 19 giugno questi mercati hanno registrato i prezzi più alti. Il mercato italiano ha raggiunto il valore più alto di 124,67 €/MWh. Tuttavia, lunedì 23 giugno il prezzo era ancora più alto su questo mercato, con 136,57 €/MWh. Si tratta del prezzo più alto dal 27 febbraio.
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 terza settimana di giugno. Fa eccezione il mercato italiano. Domenica 22 giugno, dalle 13:00 alle 14:00, il mercato tedesco ha raggiunto il prezzo orario più basso della settimana, a -99,01 €/MWh.
Nella settimana del 16 giugno, l’aumento dei prezzi del gas e del fabbisogno di elettricità ha spinto al rialzo i prezzi nei mercati elettrici europei. Inoltre, la produzione di energia eolica è diminuita in Germania, Spagna e Portogallo, mentre quella solare è calata in Italia.
Le previsioni di prezzo di AleaSoft Energy Forecasting indicano che, nella quarta settimana di giugno, i prezzi scenderanno nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei, influenzati dall’aumento della produzione di energia eolica nella maggior parte dei mercati.
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 loro minimo settimanale di chiusura a 73,23 $/bbl lunedì 16 giugno. Successivamente, i prezzi sono aumentati e, nelle restanti sessioni della terza settimana di giugno, i prezzi di chiusura sono rimasti al di sopra dei 75 $/bbl. Giovedì 19 giugno, questi futures hanno raggiunto il prezzo di chiusura settimanale più alto, pari a 78,85 $/bbl. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo è stato il più alto dal 23 gennaio. Tuttavia, venerdì 20 giugno, questi futures hanno registrato un calo del 2,3% rispetto al giorno precedente. Il prezzo di chiusura è stato di 77,01 $/bbl, ancora superiore del 3,7% rispetto al venerdì precedente.
Le tensioni tra Israele e Iran hanno esercitato un’influenza al rialzo sui prezzi dei futures del petrolio Brent durante la terza settimana di giugno. L’attacco degli Stati Uniti alle strutture nucleari iraniane durante il fine settimana ha aumentato i timori di una chiusura dello Stretto di Hormuz. Tale chiusura è già stata richiesta dal Parlamento iraniano, ma deve essere ratificata.
Per quanto riguarda i futures sul gas TTF sul mercato ICE per il Front-Month, lunedì 16 giugno hanno registrato il prezzo di chiusura settimanale più basso, pari a 37,91 €/MWh. I prezzi hanno avuto una tendenza al rialzo per la maggior parte della terza settimana di giugno. Di conseguenza, giovedì 19 giugno, questi futures hanno raggiunto il prezzo di chiusura settimanale più alto, pari a 41,63 €/MWh. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo è stato il più alto dal 3 aprile. Venerdì 20 giugno, il prezzo di chiusura è stato leggermente inferiore, pari a 40,93 €/MWh. Questo prezzo era superiore dell’8,0% rispetto al venerdì precedente.
Nella terza settimana di giugno, i timori di interruzione delle forniture di gas naturale liquefatto a causa delle tensioni in Medio Oriente hanno continuato ad esercitare un’influenza al rialzo sui prezzi dei futures TTF. Inoltre, anche l’aumento del fabbisogno in Europa, dovuto alle temperature più calde, ha contribuito al rialzo dei prezzi dei futures.
Per quanto riguarda i futures sulla CO2 sul mercato EEX per il contratto di riferimento del dicembre 2025, hanno raggiunto il prezzo di chiusura settimanale di 75,34 €/t lunedì 16 giugno. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo era già inferiore dello 0,8% rispetto al venerdì precedente. La tendenza al ribasso è proseguita durante la terza settimana di giugno. Di conseguenza, giovedì 19 giugno, questi futures hanno registrato il prezzo di chiusura settimanale più basso, pari a 72,75 €/t.
Fonte: Elaborazione di AleaSoft Energy Forecasting su dati ICE ed EEX.L’analisi di AleaSoft Energy Forecasting sulle prospettive dei mercati energetici europei, dei PPA e dello stoccaggio di energia
Giovedì 10 luglio AleaSoft Energy Forecasting terrà il 57° webinar della sua serie mensile. Questo webinar analizzerà l’evoluzione e le prospettive dei mercati energetici europei, nonché la situazione attuale e le prospettive degli HTM, concentrandosi sulla visione dei grandi consumatori. Si parlerà anche delle prospettive dello stoccaggio di energia e dell’invito dell’IDAE a fornire aiuti per lo stoccaggio di energia.
Pedro González, direttore generale dell ‘AEGE, e Roger Font, direttore generale Project Finance Energy del Banco Sabadell, parteciperanno alla tavola rotonda. Pedro González offrirà la prospettiva dei grandi consumatori ad alta intensità di energia elettrica, mentre Roger Font analizzerà le sfide e le opportunità del finanziamento di progetti di energie rinnovabili e di stoccaggio nell’attuale contesto di mercato.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
