AleaSoft Energy Forecasting, 22 settembre 2025. Nella terza settimana di settembre, la maggior parte dei principali mercati elettrici europei ha registrato un calo dei prezzi settimanali, che in molti casi sono scesi al di sotto dei 60 €/MWh, favoriti dall’aumento della produzione solare, dalla ripresa dell’eolico in Germania e Italia e dal leggero calo del gas. Tuttavia, Spagna, Portogallo e Francia hanno invertito la tendenza con aumenti, mentre l’Italia è rimasta sopra i 100 €/MWh per la maggior parte della settimana. In questi giorni sono stati raggiunti nuovi record storici di produzione solare fotovoltaica per un giorno di settembre in Spagna, Portogallo e Francia. Anche Germania e Portogallo si sono distinti per i rialzi nella produzione eolica. Il 18 settembre i futures di CO2 hanno raggiunto il prezzo di chiusura più alto dalla metà di febbraio, pari a 77,82 €/t.
Produzione solare fotovoltaica e produzione eolica
Nella settimana del 15 settembre, la produzione solare fotovoltaica è aumentata nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei rispetto alla settimana precedente. Dopo i cali della settimana precedente, i mercati francese e italiano hanno registrato gli aumenti maggiori, rispettivamente del 25% e del 20%. Il mercato tedesco ha registrato un aumento del 10% nella produzione solare dopo quattro settimane di tendenza al ribasso. Il mercato spagnolo ha registrato l’aumento minore, pari allo 0,8%. In questo caso, si è trattato della terza settimana consecutiva di aumenti.
Tre dei principali mercati europei hanno registrato un nuovo record storico di produzione fotovoltaica per un giorno di settembre. I mercati spagnolo e portoghese hanno battuto i record della settimana precedente, generando rispettivamente 204 GWh e 26 GWh il 15 e il 17 settembre. Due giorni dopo, il 19 settembre, il mercato francese ha registrato il suo record, con una generazione di 131 GWh.
Nonostante il record giornaliero, il mercato portoghese ha registrato un calo del 3,3% nella produzione solare settimanale.
Durante la settimana del 22 settembre, secondo le previsioni sulla produzione solare di AleaSoft Energy Forecasting, la tendenza al rialzo subirà un’inversione e la produzione solare fotovoltaica subirà un calo nei mercati spagnolo, italiano e tedesco.
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.Durante la settimana del 15 settembre, la produzione eolica è aumentata nei mercati tedesco e italiano rispetto alla seconda settimana di settembre, rispettivamente del 93% e del 2,0%, continuando gli aumenti delle ultime tre e due settimane in ciascun mercato. Al contrario, nei mercati portoghese, spagnolo e francese la produzione eolica è diminuita rispettivamente del 39%, del 4,2% e dell’1,5%. È stata la seconda settimana consecutiva di calo per i mercati francese e spagnolo, mentre il mercato portoghese ha invertito la tendenza al rialzo della settimana precedente.
Il 16 settembre, il mercato tedesco ha generato 944 GWh di produzione eolica, valori che non si registravano dalla metà di gennaio 2025. Allo stesso modo, il 21 settembre, nel mercato portoghese la produzione eolica giornaliera ha raggiunto i 73 GWh, livello osservato l’ultima volta alla fine di aprile 2025.
Nella settimana del 22 settembre, secondo le previsioni sulla produzione eolica di AleaSoft Energy Forecasting, la produzione eolica diminuirà nei mercati tedesco, francese, spagnolo, portoghese e italiano.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando dati provenienti da ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.Fabbisogno di energia elettrica
Nella settimana del 15 settembre, la fabbisogno di energia elettrica è aumentata nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei rispetto alla settimana precedente. I mercati spagnolo e britannico hanno registrato i maggiori aumenti, rispettivamente del 5,7% e del 4,3%, invertendo la tendenza al ribasso osservata la settimana precedente. I mercati portoghese, francese e tedesco hanno registrato aumenti minori del fabbisogno, rispettivamente dell’1,9%, dell’1,5% e dell’1,2%. Questa è stata la quarta settimana consecutiva di crescita del fabbisogno nei mercati portoghese e tedesco. Nel mercato francese il fabbisogno è aumentata per la seconda settimana consecutiva. Al contrario, nei mercati belga e italiano il fabbisogno è diminuita rispettivamente dell’1,3% e dell’1,1%. Nel mercato belga questa tendenza al ribasso è proseguita per la seconda settimana consecutiva. Il mercato italiano, dopo quattro settimane di aumento del fabbisogno, ha invertito la tendenza al rialzo.
Durante la settimana, le temperature medie sono aumentate in tutti i mercati analizzati, tra 0,1 °C in Italia e 1,9 °C in Germania.
Per la settimana del 22 settembre, secondo le previsioni del fabbisogno di AleaSoft Energy Forecasting, il fabbisogno aumenterà nei mercati francese, britannico e belga. Tuttavia, nei mercati portoghese, spagnolo, tedesco e italiano si prevede un calo del fabbisogno.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando dati provenienti da ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid ed ELIA.Mercati elettrici europei
Nella terza settimana di settembre, i prezzi medi della maggior parte dei principali mercati elettrici europei sono diminuiti rispetto alla settimana precedente. Le eccezioni sono state il mercato MIBEL di Spagna e Portogallo, con un aumento del 21%, e il mercato EPEX SPOT della Francia, con un aumento del 25%. Il mercato IPEX italiano ha registrato il calo dei prezzi più contenuto, pari all’1,4%. Al contrario, il mercato Nord Pool dei paesi nordici ha registrato il calo percentuale dei prezzi più elevato, pari al 53%. Negli altri mercati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, i prezzi sono scesi tra il 19% del mercato N2EX del Regno Unito e il 45% del mercato EPEX SPOT della Germania.
Nella settimana del 15 settembre, le medie settimanali sono state inferiori a 60 €/MWh nella maggior parte dei mercati elettrici europei. Fanno eccezione i mercati spagnolo, portoghese e italiano, con medie rispettivamente di 74,34 €/MWh, 74,39 €/MWh e 109,61 €/MWh. Il mercato nordico ha registrato la media settimanale più bassa, pari a 21,55 €/MWh. Negli altri mercati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, i prezzi sono stati compresi tra i 32,91 €/MWh del mercato francese e i 58,33 €/MWh del mercato britannico.
Per quanto riguarda i prezzi giornalieri, domenica 21 settembre il mercato nordico ha raggiunto la media più bassa della settimana tra i mercati analizzati, pari a 2,57 €/MWh. D’altra parte, lunedì 15 settembre, i prezzi giornalieri della maggior parte dei mercati elettrici europei erano inferiori a 15 €/MWh. Quel giorno, il mercato tedesco ha registrato il prezzo più basso dal 2 gennaio. I mercati belga, britannico e olandese hanno raggiunto i prezzi più bassi da maggio, mentre il mercato francese ha registrato il prezzo più basso da giugno.
Nel frattempo, il mercato italiano ha registrato prezzi giornalieri superiori a 100 €/MWh per quasi tutta la terza settimana di settembre. Il 19 settembre questo mercato ha raggiunto la media giornaliera più alta della settimana, pari a 116,05 €/MWh.
Nella settimana del 15 settembre, l’aumento della produzione solare e il leggero calo dei prezzi settimanali del gas hanno favorito la diminuzione dei prezzi nella maggior parte dei mercati elettrici europei. Inoltre, il fabbisogno è diminuita in Belgio e in Italia, mentre la produzione eolica è aumentata nei mercati tedesco e italiano. Al contrario, nei mercati spagnolo, francese e portoghese, l’aumento del fabbisogno e il calo della produzione eolica hanno contribuito all’aumento dei prezzi. Inoltre, la produzione solare è diminuita in Portogallo.
Le previsioni dei prezzi di AleaSoft Energy Forecasting indicano che, nella quarta settimana di settembre, i prezzi aumenteranno rispetto alla settimana precedente nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei, influenzati dal calo della produzione eolica e solare. Inoltre, il fabbisogno aumenterà in alcuni mercati.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando dati provenienti da OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool e GME.Brent, combustibili e CO2
Nelle prime sessioni della terza settimana di settembre, i prezzi di chiusura dei futures sul petrolio Brent per il Front‑Month sul mercato ICE hanno continuato il trend rialzista iniziato alla fine della settimana precedente. Martedì 16 settembre, questi futures hanno raggiunto il loro prezzo di chiusura massimo settimanale, pari a 68,47 $/bbl. Successivamente, i prezzi sono scesi. Venerdì 19 settembre, questi futures hanno registrato il loro prezzo di chiusura minimo settimanale, pari a 66,68 $/bbl. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo era inferiore dello 0,5% rispetto a quello del venerdì precedente.
Gli aumenti di produzione pianificati dall’OPEC+, insieme alle preoccupazioni relative alla fabbisogno, hanno fatto sì che i prezzi dei futures sul petrolio Brent rimanessero al di sotto dei 69 $/bbl durante la terza settimana di settembre. I tagli dei tassi di interesse negli Stati Uniti hanno contribuito alle preoccupazioni relative alla fabbisogno di petrolio, poiché tali tagli rispondono alla situazione economica e occupazionale del Paese, che potrebbe avere conseguenze negative sul fabbisogno.
Per quanto riguarda i futures sul gas TTF sul mercato ICE per il Front‑Month, lunedì 15 settembre hanno registrato il loro prezzo di chiusura minimo settimanale, pari a 32,15 €/MWh. Successivamente, i prezzi sono aumentati. Di conseguenza, giovedì 18 settembre questi futures hanno raggiunto il loro prezzo di chiusura massimo settimanale, pari a 32,95 €/MWh. Venerdì 19 settembre, dopo un calo del 2,0% rispetto al giorno precedente, il prezzo di chiusura è stato di 32,31 €/MWh. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo è stato inferiore dell’1,1% rispetto a quello del venerdì precedente.
Nella terza settimana di settembre, l’abbondante offerta di gas naturale liquefatto, insieme al calo del fabbisogno di gas dovuto alle temperature miti e all’elevata produzione eolica, ha fatto sì che i prezzi dei futures sul gas TTF rimanessero al di sotto dei 33 €/MWh.
Per quanto riguarda i futures sui diritti di emissione di CO2 sul mercato EEX per il contratto di riferimento di dicembre 2025, i prezzi di chiusura sono stati superiori a 76 €/t durante la terza settimana di settembre. Lunedì 15 settembre hanno registrato il loro prezzo di chiusura minimo settimanale, pari a 76,75 €/t. Giovedì 18 settembre, invece, questi futures hanno raggiunto il loro prezzo di chiusura massimo settimanale, pari a 77,82 €/t. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo è stato il più alto dal 15 febbraio. Venerdì 19 settembre, il prezzo è stato leggermente inferiore, pari a 77,55 €/t. Tuttavia, questo prezzo è stato superiore del 2,3% 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, delle batterie e dell’autoconsumo
Giovedì 18 settembre, AleaSoft Energy Forecasting ha tenuto il 58° webinar della sua serie di webinar mensili. Oltre all’andamento dei mercati energetici europei, il webinar ha analizzato le prospettive dello stoccaggio di energia con batterie e dell’autoconsumo. L’evento ha incluso anche una presentazione dei servizi offerti da AleaSoft per migliorare la strategia, la gestione e la pianificazione dei distributori.
Al tavolo di discussione, i relatori invitati erano Xavier Cugat, Direttore Tecnico BESS presso Seraphim, Francisco Valverde, libero professionista per lo sviluppo delle energie rinnovabili, e Alejandro Diego Rosell, divulgatore e consulente nel settore energetico, Direttore degli Studi presso World Wide Recruitment e Professore presso EOI.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
