AleaSoft Energy Forecasting,7 luglio 2025. Nella prima settimana di luglio, i prezzi nei principali mercati elettrici europei sono aumentati rispetto alla settimana precedente. Il 1° luglio, i prezzi giornalieri hanno superato i 110 €/MWh nella maggior parte dei mercati, con i mercati belga e olandese che hanno raggiunto un prezzo di 517,57 €/MWh alle 20:00. L’aumento del fabbisogno di elettricità dovuto all’ondata di caldo in Europa ha fatto salire i prezzi. Nella Spagna continentale il 2 luglio e in Italia il 4 luglio è stata raggiunta il fabbisogno giornaliera più alta del 2025.
Produzione solare fotovoltaica e produzione eolica
Nella prima settimana di luglio, la produzione di energia solare fotovoltaica è aumentata nei mercati tedesco, portoghese e francese rispetto alla settimana precedente, con incrementi rispettivamente del 15%, 13% e 1,8%. In Italia e Spagna, invece, la produzione settimanale di questa tecnologia è diminuita rispettivamente dell’8,7% e del 7,3%.
Durante la settimana, i mercati tedesco, italiano, portoghese e francese hanno registrato i valori di produzione fotovoltaica più alti di sempre per un singolo giorno di luglio. In Germania e in Italia questo record è stato raggiunto il 1° luglio, rispettivamente con 438 GWh e 145 GWh. In Portogallo, la produzione del 3 luglio, vicina ai 29 GWh, ha rappresentato il valore giornaliero più alto della sua storia, mentre in Francia il record è stato superato il 4 luglio, con 165 GWh generati.
Secondo le previsioni di produzione solare di AleaSoft Energy Forecasting, nella settimana del 7 luglio si prevede un aumento della produzione solare in Spagna, mentre si prevede una diminuzione in Germania e in Italia rispetto alla settimana precedente.
Fonte: Preparato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando i dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.
Fonte: Preparato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando i dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.Nella settimana del 30 giugno, la produzione di energia eolica è aumentata del 29% in Spagna, del 26% in Portogallo e del 5,4% in Francia rispetto alla settimana precedente. Tuttavia, nei mercati italiano e tedesco la produzione con questa tecnologia è diminuita, rispettivamente del 49% e del 46%.
Secondo le previsioni di produzione di energia eolica di AleaSoft Energy Forecasting, nella seconda settimana di luglio la produzione di energia eolica aumenterà nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei, anche se in Spagna si prevede una diminuzione rispetto alla settimana precedente.
Fonte: Preparato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando i dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.
Fabbisogno di elettricità
Nella prima settimana di luglio, il fabbisogno di elettricità è aumentata nei principali mercati europei rispetto alla settimana precedente. L’aumento varia dallo 0,8% in Germania al 6,6% in Spagna. Aumenti notevoli anche in Portogallo, Belgio e Italia, con incrementi rispettivamente del 6,1%, 3,9% e 3,8%.
In termini di valori giornalieri, la Spagna peninsulare ha raggiunto il massimo del fabbisogno di elettricità nel 2025 il 2 luglio, con 806 GWh. In Italia, il valore annuale più alto è stato registrato il 4 luglio, con 1137 GWh.
L’ondata di calore che ha colpito l’Europa durante la prima settimana di luglio è stata la causa principale dell’aumento del fabbisogno, poiché le temperature medie sono aumentate nella maggior parte dei mercati analizzati. L’aumento varia da 0,5°C in Francia a 1,0°C in Belgio. In Gran Bretagna, invece, le temperature medie sono diminuite di 0,4°C rispetto alla settimana precedente.
Per la settimana del 7 luglio, le previsioni di fabbisogno di AleaSoft Energy Forecasting indicano un calo del fabbisogno nella maggior parte dei principali mercati europei, determinato dal previsto abbassamento delle temperature.
Fonte: Preparato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando i dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid ed ELIA.Mercati elettrici europei
Nella prima settimana di luglio, i prezzi medi dei principali mercati elettrici europei sono aumentati rispetto alla settimana precedente. Il mercato MIBEL in Portogallo e Spagna e il mercato IPEX in Italia hanno registrato i minori aumenti di prezzo, rispettivamente del 4,4%, 4,5% e 4,7%. Al contrario, il mercato EPEX SPOT in Germania e in Belgio ha ottenuto il più alto aumento percentuale dei prezzi, pari al 43% in entrambi i casi. Negli altri mercati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, i prezzi sono aumentati tra il 23% nel mercato EPEX SPOT in Francia e nel mercato N2EX nel Regno Unito e il 37% nel mercato EPEX SPOT nei Paesi Bassi.
Nella settimana del 30 giugno, le medie settimanali sono state superiori a 75 €/MWh nella maggior parte dei mercati elettrici europei. L’eccezione è stata il mercato nordico Nord Pool, con una media di 20,04 €/MWh. Il mercato italiano ha raggiunto la media settimanale più alta, pari a 122,82 €/MWh. Nel resto dei mercati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, i prezzi variavano da 75,50 €/MWh nel mercato francese a 94,03 €/MWh nel mercato belga.
In termini di prezzi giornalieri, giovedì 3 luglio il mercato nordico ha raggiunto la media più bassa della settimana tra i mercati analizzati, con 9,98 €/MWh. Al contrario, la maggior parte dei principali mercati elettrici europei ha raggiunto prezzi giornalieri superiori a 100 €/MWh in diverse occasioni durante la prima settimana di luglio. Martedì 1° luglio, i prezzi giornalieri hanno superato i 110 €/MWh nei principali mercati elettrici europei, ad eccezione del mercato nordico. Quel giorno, il mercato belga ha raggiunto la media giornaliera più alta della settimana, con 151,71 €/MWh. Si tratta del prezzo giornaliero più alto dal 15 febbraio.
In termini di prezzi orari, i mercati tedesco, belga e olandese hanno registrato prezzi orari superiori a 450 €/MWh martedì 1 luglio. Quel giorno, dalle 20:00 alle 21:00, i mercati belga e olandese hanno raggiunto il prezzo orario più alto della settimana, pari a 517,57 €/MWh. Nel caso del mercato olandese, si è trattato del prezzo più alto dal 21 gennaio, mentre nel caso del mercato belga si è trattato del prezzo più alto dal 13 dicembre 2024.
Nella settimana del 30 giugno, l’aumento del fabbisogno e il calo della produzione di energia eolica in mercati come la Germania e l’Italia hanno portato a un aumento dei prezzi nei mercati elettrici europei. Inoltre, la produzione di energia solare è diminuita in Spagna e in Italia.
Le previsioni di prezzo di AleaSoft Energy Forecasting indicano che, nella seconda settimana di luglio, i prezzi scenderanno nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei, influenzati dal calo del fabbisogno e 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 iniziato la prima settimana di luglio con un calo dei prezzi. Martedì 1° luglio, questi futures hanno registrato il loro minimo settimanale di chiusura a 67,11 $/bbl. Tuttavia, dopo un aumento del 3,0% rispetto al giorno precedente, il 2 luglio hanno raggiunto il massimo settimanale di 69,11 $/bbl. Successivamente, i prezzi sono scesi di nuovo. Di conseguenza, venerdì 4 luglio il prezzo di chiusura era di 68,30 dollari al barile. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo era ancora superiore dello 0,8% rispetto al venerdì precedente.
Le aspettative di un ulteriore aumento della produzione OPEC+ hanno esercitato un’influenza al ribasso sui prezzi dei futures del petrolio Brent durante la prima settimana di luglio. Il 2 luglio i prezzi sono saliti in seguito alla sospensione della cooperazione dell’Iran con l’Agenzia internazionale per l’energia atomica. Tuttavia, l’aumento delle scorte petrolifere statunitensi ha favorito un nuovo calo dei prezzi. Infine, sabato 5 luglio, l’OPEC+ ha deciso un aumento della produzione di 548.000 barili al giorno a partire da agosto.
Per quanto riguarda i futures sul gas TTF sul mercato ICE per il Front-Month, lunedì 30 giugno hanno registrato il prezzo minimo settimanale di 33,18 €/MWh. Dopo un aumento del 2,3% il giorno precedente, martedì 1° luglio questi futures hanno raggiunto il massimo settimanale di 33,95 €/MWh. Nel resto delle sessioni della prima settimana di luglio, i prezzi di chiusura sono stati leggermente inferiori, ma sono rimasti al di sopra dei 33 €/MWh. Venerdì 4 luglio il prezzo di chiusura è stato di 33,47 €/MWh. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo era superiore dell’1,2% rispetto al venerdì precedente.
L’offerta abbondante e la prospettiva di un minor consumo per la produzione di energia elettrica nella seconda settimana di luglio, a causa del previsto calo delle temperature e dell’aumento della produzione di energia eolica, hanno contribuito a far sì che i prezzi dei futures sul gas TTF rimanessero al di sotto dei 34 €/MWh durante la prima settimana di luglio.
Per quanto riguarda i futures sulla CO2 sul mercato EEX per il contratto di riferimento di dicembre 2025, hanno registrato il prezzo di chiusura settimanale più basso di 68,97 €/t lunedì 30 giugno. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo è stato il più basso dal 6 maggio. Successivamente, i prezzi sono aumentati e sono rimasti sopra i 70 euro/t per il resto della settimana. Giovedì 3 luglio, questi futures hanno raggiunto il prezzo di chiusura settimanale più alto, pari a 72,08 €/tonnellata. Venerdì 4 luglio si è registrato un leggero calo dei prezzi e il prezzo di chiusura è stato di 71,67 €/t. Tuttavia, questo prezzo era ancora superiore dell’1,0% rispetto al venerdì precedente.
Fonte: Elaborazione di AleaSoft Energy Forecasting su dati ICE ed EEX.L’analisi di AleaSoft Energy Forecasting sulle prospettive dei mercati energetici europei, dello stoccaggio e del project finance
Giovedì 10 luglio AleaSoft Energy Forecasting terrà il 57° webinar della sua serie mensile. In questa occasione, il 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.
Alla tavola rotonda di analisi interverranno Pedro González, direttore generale dell ‘AEGE, e Roger Font, direttore generale del Project Finance Energy del Banco Sabadell. Pedro González fornirà il punto di vista dei grandi consumatori ad alta intensità di elettricità, mentre Roger Font affronterà le sfide e le opportunità del finanziamento di progetti di energie rinnovabili e di stoccaggio nell’attuale contesto di mercato.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
