AleaSoft Energy Forecasting, 8 settembre 2025. Nella prima settimana di settembre, i prezzi settimanali dei principali mercati elettrici europei sono scesi rispetto alla settimana precedente, attestandosi per la maggior parte al di sotto dei 75 €/MWh. In alcuni giorni, gran parte dei mercati ha registrato prezzi giornalieri inferiori a 30 €/MWh, anche se Italia e Germania hanno superato i 100 €/MWh. La produzione eolica e fotovoltaica è aumentata in gran parte dei mercati, così come il fabbisogno di energia elettrica. Il fotovoltaico ha raggiunto la produzione più alta per un giorno di settembre nei principali mercati europei. Il 5 settembre i futures sul CO2 hanno raggiunto il prezzo di chiusura più alto dalla metà di febbraio.
Produzione solare fotovoltaica e produzione eolica
Nella prima settimana di settembre, la produzione solare fotovoltaica è aumentata nei mercati di Francia, Italia e Spagna rispetto alla settimana precedente, invertendo la tendenza al ribasso delle ultime settimane. Il mercato francese ha registrato l’incremento maggiore, pari al 6,3%, mentre quello spagnolo ha registrato l’aumento minore, pari all’1,1%. L’Italia ha registrato un aumento del 4,7%. Al contrario, i mercati portoghese e tedesco hanno registrato cali nella produzione con questa tecnologia per la seconda e terza settimana consecutiva. Il Portogallo ha registrato il calo maggiore, pari al 14%, mentre la Germania ha ridotto la sua produzione del 5,1%.
Durante la settimana, i principali mercati europei hanno raggiunto record storici di produzione solare fotovoltaica per un giorno di settembre. Nel mercato spagnolo ciò è avvenuto giovedì 4 settembre, con una produzione di 192 GWh. Il giorno dopo, venerdì 5, i mercati francese e portoghese hanno registrato rispettivamente 131 GWh e 23 GWh, i valori più alti di produzione giornaliera con questa tecnologia in un mese di settembre. Infine, sabato 6, il mercato tedesco ha raggiunto 361 GWh e quello italiano 132 GWh di produzione solare fotovoltaica in un giorno di settembre.
Per la seconda settimana di settembre, le previsioni sulla produzione solare di AleaSoft Energy Forecasting anticipano un aumento della produzione solare fotovoltaica nel mercato spagnolo e un calo nei mercati tedesco e italiano.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando dati provenienti da ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando dati provenienti da ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.Nella settimana del 1° settembre, la produzione eolica è aumentata nella maggior parte dei principali mercati europei rispetto alla settimana precedente. La Germania ha registrato l’incremento maggiore, pari al 60%, seguita dalla Francia con il 38%, che ha registrato due settimane consecutive di crescita. La Spagna ha registrato l’incremento minore, pari al 26%, e ha prolungato la sua crescita per la terza settimana consecutiva. Al contrario, i mercati portoghese e italiano hanno ridotto la loro produzione con questa tecnologia. Il Portogallo ha registrato il calo maggiore, pari al 15%, mentre l’Italia ha registrato due settimane consecutive di calo, riducendo la sua produzione del 6,7%.
Per la settimana del 7 settembre, le previsioni sulla produzione eolica di AleaSoft Energy Forecasting indicano un calo nei principali mercati elettrici europei.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando dati provenienti da ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA..Fabbisogno di energia elettrica
Durante la prima settimana di settembre, il fabbisogno di energia elettrica è aumentata nella maggior parte dei principali mercati europei rispetto alla settimana precedente. Il mercato britannico ha registrato l’incremento maggiore, pari al 7,2%, grazie alla ripresa del fabbisogno dopo il giorno festivo del Summer Bank Holiday del 25 agosto. I mercati tedesco, italiano e portoghese hanno registrato aumenti rispettivamente dell’1,7%, del 2,1% e del 3,9%. Germania e Portogallo hanno continuato la tendenza al rialzo per la seconda settimana consecutiva, mentre l’Italia ha accumulato tre settimane di crescita. Il mercato belga ha registrato l’aumento minore, pari allo 0,8%, mantenendo la tendenza al rialzo per la sesta settimana consecutiva. Al contrario, i mercati francese e spagnolo hanno registrato un calo del fabbisogno rispettivamente dello 0,3% e dell’1,6%.
Le temperature medie sono state inferiori rispetto alla settimana precedente in tutti i mercati analizzati. Gran Bretagna, Italia, Portogallo e Spagna hanno registrato i cali più significativi, compresi tra 1,3 °C in Gran Bretagna e 1,7 °C in Spagna. Belgio, Germania e Francia hanno registrato i cali più moderati, rispettivamente di 0,3 °C, 0,8 °C e 0,9 °C.
Per la settimana dell’8 settembre, le previsioni del fabbisogno di AleaSoft Energy Forecasting indicano un calo del fabbisogno nei mercati spagnolo, tedesco, portoghese, belga e francese, mentre i mercati britannico e italiano registreranno aumenti.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando dati provenienti da ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid ed ELIA.Mercati elettrici europei
Nella prima settimana di settembre, i prezzi medi dei principali mercati elettrici europei sono diminuiti rispetto alla settimana precedente. Il mercato Nord Pool dei paesi nordici e il mercato EPEX SPOT della Francia hanno registrato i cali percentuali più significativi dei prezzi, rispettivamente del 38% e del 48%. Al contrario, il mercato IPEX in Italia e il mercato EPEX SPOT in Germania hanno registrato i cali di prezzo minori, rispettivamente del 3,1% e del 5,9%. Negli altri mercati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, i prezzi sono scesi tra il 7,7% del mercato N2EX del Regno Unito e il 31% del mercato MIBEL di Spagna e Portogallo.
Nella settimana del 1° settembre, le medie settimanali sono state inferiori a 75 €/MWh nella maggior parte dei mercati elettrici europei. Fanno eccezione i mercati tedesco e italiano, con medie rispettivamente di 84,90 €/MWh e 106,46 €/MWh. Il mercato francese ha registrato la media settimanale più bassa, pari a 28,79 €/MWh. Negli altri mercati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, i prezzi sono stati compresi tra i 43,61 €/MWh del mercato nordico e i 74,46 €/MWh del mercato britannico.
Per quanto riguarda i prezzi giornalieri, in alcuni giorni della prima settimana di settembre, i mercati belga, britannico, spagnolo, francese, nordico e portoghese hanno registrato prezzi giornalieri inferiori a 30 €/MWh. Domenica 7 settembre, il mercato francese ha raggiunto la media più bassa della settimana tra i mercati analizzati, pari a 13,24 €/MWh. Questo prezzo è stato il più basso del mercato francese dal 6 agosto. Nel caso dei mercati spagnolo e portoghese, sabato 6 settembre il prezzo è stato di 26,54 €/MWh, la media giornaliera più bassa dal 16 giugno.
Invece, nella prima settimana di settembre, i mercati tedesco e italiano hanno registrato prezzi giornalieri superiori a 100 €/MWh in alcuni giorni. Il 2 settembre il mercato tedesco ha raggiunto la media giornaliera più alta della settimana, pari a 122,09 €/MWh. Si è trattato del prezzo più alto dal 2 luglio. Tuttavia, lunedì 8 settembre il prezzo giornaliero sul mercato tedesco è stato ancora più alto, pari a 123,56 €/MWh.
Nella settimana del 1° settembre, il calo dei prezzi settimanali del gas e l’aumento della produzione eolica nella maggior parte dei mercati hanno favorito la diminuzione dei prezzi nei mercati elettrici europei. Inoltre, nei mercati spagnolo, francese e olandese il fabbisogno di energia elettrica è diminuita, mentre la produzione solare è aumentata in Spagna, Francia e Italia.
Le previsioni dei prezzi di AleaSoft Energy Forecasting indicano che, nella seconda settimana di settembre, i prezzi aumenteranno nei mercati elettrici europei, influenzati dal calo della produzione eolica. Inoltre, la produzione solare diminuirà in Germania e in Italia.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando dati provenienti da OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool e GME.Brent, combustibili e CO2
I futures sul petrolio Brent per il Front‑Month sul mercato ICE hanno raggiunto il loro prezzo di chiusura massimo settimanale, pari a 69,14 $/bbl, martedì 2 settembre. Questo prezzo è stato il più alto dal 2 agosto. Successivamente, i prezzi sono scesi. A seguito dei cali, venerdì 5 settembre questi futures hanno registrato il loro prezzo di chiusura minimo settimanale, pari a 65,50 $/bbl. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo è stato inferiore del 3,8% rispetto a quello del venerdì precedente e il più basso dal 6 giugno.
Le aspettative di nuovi aumenti della produzione da parte dell’OPEC+ e l’aumento delle riserve di greggio degli Stati Uniti hanno esercitato un’influenza al ribasso sui prezzi dei futures del petrolio Brent nella prima settimana di settembre. Domenica 7 settembre, l’OPEC+ ha concordato di continuare ad aumentare la produzione in ottobre, anche se in misura minore rispetto ai mesi precedenti.
Per quanto riguarda i prezzi di chiusura dei futures sul gas TTF sul mercato ICE per il Front‑Month, nella prima settimana di settembre si sono mantenuti intorno ai 32 €/MWh. Martedì 2 settembre questi futures hanno registrato il loro prezzo di chiusura minimo settimanale, pari a 31,77 €/MWh. Giovedì 4 settembre, invece, hanno raggiunto il loro prezzo di chiusura massimo settimanale, pari a 32,41 €/MWh. Dopo un calo dell’1,4% rispetto al giorno precedente, venerdì 5 settembre il prezzo di chiusura è stato di 31,97 €/MWh. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo era ancora dell’1,1% superiore a quello del venerdì precedente.
L’abbondante offerta ha permesso ai prezzi dei futures sul gas TTF di mantenersi intorno ai 32 €/MWh nella prima settimana di settembre. I livelli delle riserve europee hanno continuato ad aumentare, avvicinandosi sempre più all’obiettivo del 90% di riempimento fissato dall’Unione Europea per l’inizio di novembre.
Per quanto riguarda i futures sui diritti di emissione di CO2 sul mercato EEX per il contratto di riferimento di dicembre 2025, martedì 2 settembre hanno registrato il loro prezzo di chiusura minimo settimanale, pari a 73,61 €/t. Nel resto delle sessioni della prima settimana di settembre, i prezzi sono aumentati. Di conseguenza, venerdì 5 settembre questi futures hanno raggiunto il loro prezzo di chiusura massimo settimanale, pari a 76,03 €/t. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo è stato superiore del 4,2% rispetto a quello del venerdì precedente e il più alto dal 18 febbraio.
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, delle batterie e dell’autoconsumo
Giovedì 18 settembre AleaSoft Energy Forecasting terrà il webinar numero 58 della sua serie di webinar mensili. Il webinar analizzerà l’evoluzione e le prospettive dei mercati energetici europei, i progressi e il futuro dello stoccaggio di energia con batterie, nonché la situazione attuale e le aspettative dell’autoconsumo. Inoltre, saranno presentati i servizi di AleaSoft per i distributori.
Al tavolo di discussione saranno presenti Xavier Cugat, direttore tecnico BESS presso Seraphim, Francisco Valverde, libero professionista nel campo dello sviluppo delle energie rinnovabili, e Alejandro Diego Rosell, divulgatore e consulente nel settore energetico, direttore degli studi presso World Wide Recruitment e docente presso EOI.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
