{"id":158564,"date":"2025-07-07T15:37:49","date_gmt":"2025-07-07T13:37:49","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=158564"},"modified":"2025-07-09T04:12:11","modified_gmt":"2025-07-09T02:12:11","slug":"ondata-calore-salire-prezzi-mercati-elettrici-europei","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/it\/ondata-calore-salire-prezzi-mercati-elettrici-europei\/","title":{"rendered":"L’ondata di caldo fa salire i prezzi sui mercati elettrici europei nella prima settimana di luglio"},"content":{"rendered":"

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\u00b0 luglio, i prezzi giornalieri hanno superato i 110 \u20ac\/MWh nella maggior parte dei mercati, con i mercati belga e olandese che hanno raggiunto un prezzo di 517,57 \u20ac\/MWh alle 20:00. L’aumento del fabbisogno di elettricit\u00e0 dovuto all’ondata di caldo in Europa ha fatto salire i prezzi. Nella Spagna continentale il 2 luglio e in Italia il 4 luglio \u00e8 stata raggiunta il fabbisogno giornaliera pi\u00f9 alta del 2025.<\/strong><\/p>\n

Produzione solare fotovoltaica e produzione eolica<\/h2>\n

Nella prima settimana di luglio, la produzione di energia solare fotovoltaica <\/strong>\u00e8 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 \u00e8 diminuita rispettivamente dell’8,7% e del 7,3%.<\/p>\n

Durante la settimana, i mercati tedesco, italiano, portoghese e francese hanno registrato i valori di produzione fotovoltaica pi\u00f9 alti di sempre per un singolo giorno di luglio. In Germania e in Italia questo record \u00e8 stato raggiunto il 1\u00b0 luglio, rispettivamente con 438 GWh e 145 GWh. In Portogallo, la produzione del 3 luglio, vicina ai 29 GWh, ha rappresentato il valore giornaliero pi\u00f9 alto della sua storia, mentre in Francia il record \u00e8 stato superato il 4 luglio, con 165 GWh generati.<\/p>\n

Secondo le previsioni di produzione solare<\/a> di AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, 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.<\/p>\n

Solar pho- tovoltaic thermosolar energy production electricity Europe<\/a>Fonte: Preparato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando i dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica e TERNA.<\/span><\/div>\n
Solar pho- tovoltaic production profile Europe<\/a>Fonte: Preparato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando i dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica e TERNA.<\/span><\/div>\n

Nella settimana del 30 giugno, la produzione di energia eolica<\/strong> \u00e8 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 \u00e8 diminuita, rispettivamente del 49% e del 46%.<\/p>\n

Secondo le previsioni di produzione di energia eolica<\/a> di AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, nella seconda settimana di luglio la produzione di energia eolica aumenter\u00e0 nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei, anche se in Spagna si prevede una diminuzione rispetto alla settimana precedente.<\/p>\n

Wind ener- gy production electricity Europe<\/a>Fonte: Preparato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando i dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica e TERNA.<\/span><\/div>\nIscrizione al riepilogo settimanale di AleaSoft<\/a>\n

Fabbisogno di elettricit\u00e0<\/h2>\n

Nella prima settimana di luglio, il fabbisogno di elettricit\u00e0<\/strong> \u00e8 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%.<\/p>\n

In termini di valori giornalieri, la Spagna peninsulare ha raggiunto il massimo del fabbisogno di elettricit\u00e0 nel 2025 il 2 luglio, con 806 GWh. In Italia, il valore annuale pi\u00f9 alto \u00e8 stato registrato il 4 luglio, con 1137 GWh.<\/p>\n

L’ondata di calore che ha colpito l’Europa durante la prima settimana di luglio \u00e8 stata la causa principale dell’aumento del fabbisogno, poich\u00e9 le temperature medie<\/strong> sono aumentate nella maggior parte dei mercati analizzati. L’aumento varia da 0,5\u00b0C in Francia a 1,0\u00b0C in Belgio. In Gran Bretagna, invece, le temperature medie sono diminuite di 0,4\u00b0C rispetto alla settimana precedente.<\/p>\n

Per la settimana del 7 luglio, le previsioni di fabbisogno<\/a> di AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> indicano un calo del fabbisogno nella maggior parte dei principali mercati europei, determinato dal previsto abbassamento delle temperature.<\/p>\n

Electrici- ty demand European countries<\/a>Fonte: Preparato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando i dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica, TERNA, National Grid ed ELIA.<\/span><\/div>\n

Mercati elettrici europei<\/h2>\n

Nella prima settimana di luglio, i prezzi medi dei principali mercati elettrici europei sono aumentati rispetto alla settimana precedente. Il mercato MIBEL<\/strong> in Portogallo e Spagna e il mercato IPEX <\/strong>in Italia hanno registrato i minori aumenti di prezzo, rispettivamente del 4,4%, 4,5% e 4,7%. Al contrario, il mercato <\/strong> in Germania e in Belgio ha ottenuto il pi\u00f9 alto aumento percentuale dei prezzi, pari al 43% in entrambi i casi. Negli altri mercati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, i prezzi sono aumentati tra il 23% nel mercato in Francia e nel mercato N2EX <\/strong>nel Regno Unito e il 37% nel mercato nei Paesi Bassi.<\/p>\n

Nella settimana del 30 giugno, le medie settimanali sono state superiori a 75 \u20ac\/MWh nella maggior parte dei mercati elettrici europei. L’eccezione \u00e8 stata il mercato nordico Nord Pool<\/strong>, con una media di 20,04 \u20ac\/MWh. Il mercato italiano ha raggiunto la media settimanale pi\u00f9 alta, pari a 122,82 \u20ac\/MWh. Nel resto dei mercati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, i prezzi variavano da 75,50 \u20ac\/MWh nel mercato francese a 94,03 \u20ac\/MWh nel mercato belga.<\/p>\n

In termini di prezzi giornalieri, gioved\u00ec 3 luglio il mercato nordico ha raggiunto la media pi\u00f9 bassa della settimana tra i mercati analizzati, con 9,98 \u20ac\/MWh. Al contrario, la maggior parte dei principali mercati elettrici europei ha raggiunto prezzi giornalieri superiori a 100 \u20ac\/MWh in diverse occasioni durante la prima settimana di luglio. Marted\u00ec 1\u00b0 luglio, i prezzi giornalieri hanno superato i 110 \u20ac\/MWh nei principali mercati elettrici europei, ad eccezione del mercato nordico. Quel giorno, il mercato belga ha raggiunto la media giornaliera pi\u00f9 alta della settimana, con 151,71 \u20ac\/MWh. Si tratta del prezzo giornaliero pi\u00f9 alto dal 15 febbraio.<\/p>\n

In termini di prezzi orari, i mercati tedesco, belga e olandese hanno registrato prezzi orari superiori a 450 \u20ac\/MWh marted\u00ec 1 luglio. Quel giorno, dalle 20:00 alle 21:00, i mercati belga e olandese hanno raggiunto il prezzo orario pi\u00f9 alto della settimana, pari a 517,57 \u20ac\/MWh. Nel caso del mercato olandese, si \u00e8 trattato del prezzo pi\u00f9 alto dal 21 gennaio, mentre nel caso del mercato belga si \u00e8 trattato del prezzo pi\u00f9 alto dal 13 dicembre 2024.<\/p>\n

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 \u00e8 diminuita in Spagna e in Italia.<\/p>\n

electrici- ty sunset<\/a><\/div>\n

Le previsioni di prezzo<\/a> di AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> 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.
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European - electricity market prices<\/a>Fonte: Elaborazione di AleaSoft Energy Forecasting su dati OMIE, , Nord Pool e GME.<\/span><\/div><\/p>\n

Brent, carburanti e CO2<\/sub><\/h2>\n

I futures del greggio Brent<\/strong> per il Front-Month sul mercato ICE<\/strong> hanno iniziato la prima settimana di luglio con un calo dei prezzi. Marted\u00ec 1\u00b0 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, venerd\u00ec 4 luglio il prezzo di chiusura era di 68,30 dollari al barile. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, questo prezzo era ancora superiore dello 0,8% rispetto al venerd\u00ec precedente.<\/p>\n

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.<\/p>\n

Per quanto riguarda i futures sul gas TTF<\/strong> sul mercato ICE per il Front-Month, luned\u00ec 30 giugno hanno registrato il prezzo minimo settimanale di 33,18 \u20ac\/MWh. Dopo un aumento del 2,3% il giorno precedente, marted\u00ec 1\u00b0 luglio questi futures hanno raggiunto il massimo settimanale di 33,95 \u20ac\/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 \u20ac\/MWh. Venerd\u00ec 4 luglio il prezzo di chiusura \u00e8 stato di 33,47 \u20ac\/MWh. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, questo prezzo era superiore dell’1,2% rispetto al venerd\u00ec precedente.<\/p>\n

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 s\u00ec che i prezzi dei futures sul gas TTF rimanessero al di sotto dei 34 \u20ac\/MWh durante la prima settimana di luglio.<\/p>\n

Per quanto riguarda i futures sulla CO2<\/sub><\/strong> sul mercato EEX<\/strong> per il contratto di riferimento di dicembre 2025, hanno registrato il prezzo di chiusura settimanale pi\u00f9 basso di 68,97 \u20ac\/t luned\u00ec 30 giugno. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, questo prezzo \u00e8 stato il pi\u00f9 basso dal 6 maggio. Successivamente, i prezzi sono aumentati e sono rimasti sopra i 70 euro\/t per il resto della settimana. Gioved\u00ec 3 luglio, questi futures hanno raggiunto il prezzo di chiusura settimanale pi\u00f9 alto, pari a 72,08 \u20ac\/tonnellata. Venerd\u00ec 4 luglio si \u00e8 registrato un leggero calo dei prezzi e il prezzo di chiusura \u00e8 stato di 71,67 \u20ac\/t. Tuttavia, questo prezzo era ancora superiore dell’1,0% rispetto al venerd\u00ec precedente.<\/p>\n

Prices ga- s coal Brent oil CO2<\/a>Fonte: Elaborazione di AleaSoft Energy Forecasting su dati ICE ed EEX.<\/span><\/div>\n

L’analisi di AleaSoft Energy Forecasting sulle prospettive dei mercati energetici europei, dello stoccaggio e del project finance<\/h2>\n

Gioved\u00ec 10 luglio AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> terr\u00e0 il 57\u00b0 webinar<\/a> della sua serie mensile<\/a>. In questa occasione, il webinar analizzer\u00e0 l’evoluzione e le prospettive dei mercati energetici europei, nonch\u00e9 la situazione attuale e le prospettive degli HTM<\/strong>, concentrandosi sulla visione dei grandi consumatori. Si parler\u00e0 anche delle prospettive dello stoccaggio di energia<\/strong> e dell’invito dell’IDAE a fornire aiuti per lo stoccaggio di energia.<\/p>\n

Alla tavola rotonda di analisi interverranno Pedro Gonz\u00e1lez, direttore generale dell ‘AEGE<\/strong>, e Roger Font, direttore generale del Project Finance Energy del Banco Sabadell<\/strong>. Pedro Gonz\u00e1lez fornir\u00e0 il punto di vista dei grandi consumatori ad alta intensit\u00e0 di elettricit\u00e0, mentre Roger Font affronter\u00e0 le sfide e le opportunit\u00e0 del finanziamento di progetti di energie rinnovabili<\/strong> e di stoccaggio nell’attuale contesto di mercato.<\/p>\n

Fonte: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.
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