AleaSoft Energy Forecasting, 12 gennaio 2026. Nella seconda settimana di gennaio, i prezzi sono aumentati nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei rispetto alla settimana precedente, spinti dalla crescita del fabbisogno, dall’aumento dei prezzi della CO2, i cui futures hanno registrato il prezzo di chiusura più alto almeno dal dicembre 2023, e dalla minore produzione rinnovabile in alcuni mercati. Il mercato iberico, invece, ha registrato i prezzi più bassi per gran parte della settimana grazie all’aumento della produzione eolica, che ha raggiunto un record storico giornaliero, e di quella solare. Anche in Italia sono stati registrati record storici di produzione eolica e fotovoltaica per un giorno di gennaio.
Produzione solare fotovoltaica e produzione eolica
Nella settimana del 5 gennaio, la produzione solare fotovoltaica è aumentata nei mercati della penisola iberica rispetto alla settimana precedente. Il mercato spagnolo ha registrato l’incremento maggiore, pari al 39%, mentre quello portoghese ha registrato un aumento del 16%. Al contrario, i mercati italiano, tedesco e francese hanno registrato un calo nella produzione con questa tecnologia. Italia e Francia hanno registrato un calo rispettivamente dell’8,8% e del 26%, dopo due settimane di aumenti. Da parte sua, la Germania ha accumulato la sua seconda settimana consecutiva di cali, con una diminuzione del 23%.
Durante la settimana, i mercati di Portogallo, Italia e Spagna hanno raggiunto record storici di produzione fotovoltaica per un giorno di gennaio. Il 5 gennaio, il mercato portoghese ha raggiunto la sua seconda produzione fotovoltaica più alta in un giorno di gennaio, con una generazione di 16 GWh. Da parte sua, il mercato italiano ha raggiunto il suo massimo storico per un giorno di gennaio domenica 11, con una produzione di 63 GWh. Lo stesso giorno, il mercato spagnolo ha registrato la terza produzione solare fotovoltaica più alta della sua storia in un giorno di gennaio, con 115 GWh, dopo i valori raggiunti il 18 e il 31 gennaio 2025, rispettivamente di 115 GWh e 122 GWh.
Per la settimana del 12 gennaio, secondo le previsioni di produzione solare di AleaSoft Energy Forecasting, la produzione diminuirà nei mercati tedesco, spagnolo e italiano rispetto alla settimana precedente.
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 seconda settimana di gennaio, la produzione eolica è aumentata nella maggior parte dei principali mercati europei rispetto alla settimana precedente. Il mercato spagnolo ha registrato l’incremento maggiore, con una produzione superiore del 119% rispetto alla settimana precedente. Seguito dal mercato francese, dove la produzione con questa tecnologia è aumentata dell’87%. I mercati portoghese e italiano hanno registrato aumenti del 21% e del 24%, rispettivamente per la seconda e la quarta settimana consecutiva. Il mercato tedesco ha costituito l’eccezione, poiché la produzione eolica è diminuita del 35% dopo due settimane di tendenza positiva.
Inoltre, i mercati spagnolo e italiano hanno battuto i record storici di produzione eolica. In Spagna, questo traguardo è stato raggiunto venerdì 9 gennaio, quando la produzione eolica ha raggiunto i 453 GWh di generazione. Il giorno dopo, il 10 gennaio, la produzione eolica in Italia ha registrato 188 GWh di generazione. Da parte sua, il mercato francese ha raggiunto la sua seconda maggiore produzione eolica della storia per un giorno di gennaio, sempre il 9 gennaio, con una generazione di 429 GWh, dopo quella registrata il 28 gennaio 2025, pari a 437 GWh.
Per la seconda settimana di gennaio, secondo le previsioni sulla produzione eolica di AleaSoft Energy Forecasting, la produzione con questa tecnologia aumenterà nel mercato tedesco. Tuttavia, si prevede un calo nei mercati italiano, spagnolo, portoghese e francese, il che comporterà un cambiamento di tendenza rispetto alla settimana precedente.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando dati provenienti da ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.Fabbisogno di energia elettrica
Nella prima settimana di gennaio, il fabbisogno di energia elettrica è aumentata nei principali mercati europei rispetto alla settimana precedente. Il mercato italiano ha registrato l’incremento maggiore, pari al 19%. Nei mercati spagnolo, tedesco, belga, britannico e portoghese, gli aumenti hanno oscillato tra l’11% in Spagna e il 17% in Portogallo. La maggior parte di questi mercati ha mantenuto la tendenza al rialzo per la seconda settimana consecutiva, mentre i mercati della penisola iberica hanno invertito la tendenza dopo due settimane di calo. Il mercato francese ha registrato l’aumento minore, pari all’8,2%, registrando la quarta settimana consecutiva di rialzi.
Durante la settimana, le temperature medie sono diminuite nella maggior parte dei mercati analizzati. I cali hanno oscillato tra 0,2 °C in Gran Bretagna e 1,8 °C in Germania, favorendo l’aumento del fabbisogno di energia elettrica nella maggior parte dei mercati. In Francia, invece, le temperature medie sono state di 0,5 °C meno fredde rispetto alla settimana precedente.
Per la settimana del 12 gennaio, secondo le previsioni del fabbisogno di AleaSoft Energy Forecasting, il fabbisogno continuerà a crescere nei mercati di Germania, Spagna e Italia. Al contrario, i mercati di Francia, Portogallo, Gran Bretagna e Belgio registreranno 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 seconda settimana del 2026, i prezzi della maggior parte dei principali mercati elettrici europei sono stati superiori a quelli della settimana precedente, in particolare nei primi quattro giorni della settimana. Di conseguenza, i prezzi medi settimanali della maggior parte dei mercati sono aumentati rispetto alla settimana precedente. L’eccezione è stata il mercato MIBEL di Spagna e Portogallo, con un calo dell’11%. Il mercato Nord Pool dei paesi nordici ha registrato il maggiore aumento percentuale dei prezzi, pari al 63%. Negli altri mercati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, i prezzi sono aumentati tra l’11% del mercato IPEX in Italia e il 52% del mercato EPEX SPOT in Germania.
Nella settimana del 5 gennaio, le medie settimanali sono state superiori a 100 €/MWh nella maggior parte dei mercati elettrici europei. Le eccezioni sono state il mercato spagnolo e quello portoghese, con medie rispettivamente di 78,47 €/MWh e 78,56 €/MWh. Il mercato italiano ha registrato la media settimanale più alta, pari a 119,39 €/MWh. Negli altri mercati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, i prezzi sono stati compresi tra i 101,14 €/MWh del mercato francese e i 112,48 €/MWh del mercato tedesco.
Il mercato iberico MIBEL ha registrato i prezzi giornalieri più bassi tra i principali mercati europei per gran parte della settimana. Venerdì 9 gennaio, il mercato spagnolo ha raggiunto la media più bassa della settimana tra i mercati analizzati, pari a 53,40 €/MWh. Lo stesso giorno, il mercato portoghese ha registrato il secondo prezzo giornaliero più basso della settimana, pari a 53,43 €/MWh. I prezzi giornalieri degli altri mercati analizzati sono rimasti al di sopra dei 70 €/MWh durante la seconda settimana di gennaio.
D’altra parte, tutti i mercati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting hanno registrato prezzi giornalieri superiori a 100 €/MWh in alcune sessioni della seconda settimana di gennaio. Il mercato italiano ha registrato prezzi giornalieri superiori a 105 €/MWh per tutta la settimana. Tuttavia, il mercato tedesco ha raggiunto la media giornaliera più alta della settimana tra i mercati analizzati, pari a 154,12 €/MWh, giovedì 8 gennaio. Quel giorno, anche i mercati belga, britannico, italiano e olandese hanno registrato i prezzi giornalieri più alti della settimana, superiori a 125 €/MWh. Nel caso del mercato N2EX del Regno Unito, il prezzo è stato di 139,74 €/MWh, il più alto dal 18 febbraio 2025. Al contrario, i mercati francese e nordico hanno registrato i prezzi giornalieri più alti della settimana lunedì 5 gennaio. Quel giorno, il mercato francese ha raggiunto il prezzo più alto dal 19 febbraio 2025, pari a 128,21 €/MWh.
Nella settimana del 5 gennaio, l’aumento dei prezzi dei diritti di emissione di CO2 e l’incremento del fabbisogno hanno determinato un rialzo dei prezzi nella maggior parte dei mercati elettrici europei. Inoltre, il calo della produzione eolica in Germania e la diminuzione della produzione solare nei mercati tedesco, francese e italiano hanno contribuito all’aumento dei prezzi in questi mercati. Al contrario, l’aumento della produzione eolica e solare nella penisola iberica ha favorito il calo dei prezzi nei mercati spagnolo e portoghese.
Le previsioni dei prezzi di AleaSoft Energy Forecasting indicano che, nella terza settimana di gennaio, i prezzi scenderanno nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei, influenzati dall’aumento della produzione eolica in Germania e dal calo del fabbisogno in alcuni mercati. Tuttavia, il calo della produzione solare in Spagna e Italia e la diminuzione della produzione eolica nella penisola iberica e in Italia favoriranno l’aumento dei prezzi nei mercati spagnolo, italiano e portoghese.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando dati provenienti da OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool e GME.Brent, combustibili e CO2
I prezzi di chiusura dei futures sul petrolio Brent per il Front‑Month sul mercato ICE sono rimasti sopra i 60 $/bbl per quasi tutta la seconda settimana di gennaio, tranne il giorno 7. Quel giorno, questi futures hanno registrato il loro prezzo di chiusura minimo settimanale, pari a 59,96 $/bbl. Al contrario, nelle ultime sessioni della settimana i prezzi sono aumentati. Venerdì 9 gennaio, questi futures hanno raggiunto il loro prezzo di chiusura massimo settimanale, pari a 63,34 $/bbl. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo è stato superiore del 4,3% rispetto a quello del venerdì precedente e il più alto dal 6 dicembre 2025.
Le tensioni geopolitiche hanno influito al rialzo sui prezzi dei futures del petrolio Brent nella seconda settimana di gennaio. L’incertezza sul Venezuela, l’annuncio di nuove sanzioni statunitensi nei confronti dei paesi acquirenti di petrolio russo, nonché la possibilità che l’instabilità in Iran finisca per influire sull’approvvigionamento di petrolio da questo paese, hanno contribuito a far superare i 60 $/bbl ai prezzi per quasi tutta la settimana. Tuttavia, l’annuncio che il Venezuela avrebbe consegnato tra i 30 e i 50 milioni di barili di petrolio agli Stati Uniti ha contribuito al calo dei prezzi il 7 gennaio.
Per quanto riguarda i prezzi di chiusura dei futures sul gas TTF sul mercato ICE per il Front‑Month, hanno iniziato la seconda settimana di gennaio con un calo del 5,5% rispetto all’ultima sessione della settimana precedente. Così, lunedì 5 gennaio, questi futures hanno registrato il loro prezzo di chiusura minimo settimanale, pari a 27,40 €/MWh. Successivamente, i prezzi sono aumentati fino al 7 gennaio. Quel giorno, questi futures hanno raggiunto il loro prezzo di chiusura massimo settimanale, pari a 28,78 €/MWh. Al contrario, nelle ultime due sessioni della settimana i prezzi di chiusura sono stati inferiori a 28,25 €/MWh. Venerdì 9 gennaio, il prezzo di chiusura è stato di 28,13 €/MWh. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo è stato inferiore del 3,0% rispetto a quello del venerdì precedente.
Le preoccupazioni relative agli effetti dell’aumento delle tensioni geopolitiche sull’approvvigionamento di gas naturale liquefatto, nonché ai livelli delle riserve europee, attualmente inferiori al 55%, hanno influito al rialzo sui prezzi dei futures sul gas TTF nella seconda settimana di gennaio. Tuttavia, le previsioni di temperature più miti per i prossimi giorni hanno contribuito a mantenere i prezzi al di sotto dei 29 €/MWh.
Per quanto riguarda i futures sui diritti di emissione di CO2 sul mercato EEX per il contratto di riferimento di dicembre 2026, lunedì 5 gennaio hanno registrato il loro prezzo di chiusura minimo settimanale, pari a 87,25 €/t. Durante il resto della settimana, i prezzi sono aumentati. Di conseguenza, venerdì 9 gennaio questi futures hanno raggiunto il loro prezzo di chiusura massimo settimanale, pari a 89,56 €/t. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo è stato superiore dell’1,4% rispetto a quello del venerdì precedente e il più alto almeno dal 29 dicembre 2023.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando dati provenienti da ICE ed EEX.Analisi di AleaSoft Energy Forecasting sulle prospettive dei mercati energetici europei, dello stoccaggio e del fabbisogno
Giovedì prossimo, 15 gennaio, AleaSoft Energy Forecasting terrà la 62ª edizione della sua serie di webinar mensili sui mercati energetici europei. Questa edizione vedrà la partecipazione di relatori di PwC Spain per il sesto anno consecutivo. Il webinar affronterà le prospettive dei mercati energetici europei, lo stoccaggio di energia e l’ibridazione. Inoltre, analizzerà altri temi come la crescita del fabbisogno di elettricità con i Data Center e l’elettrificazione dell’industria, lo stato attuale della regolamentazione in materia di PPA e energie rinnovabili, nonché l’evoluzione dei PPA virtuali e degli FPA (Flexibility Purchase Agreements).
Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.
