{"id":161228,"date":"2025-09-22T14:53:50","date_gmt":"2025-09-22T12:53:50","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=161228"},"modified":"2025-10-14T18:44:19","modified_gmt":"2025-10-14T16:44:19","slug":"prezzi-mercati-elettrici-europei-scendono-60-euro-mwh","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/it\/prezzi-mercati-elettrici-europei-scendono-60-euro-mwh\/","title":{"rendered":"I prezzi scendono sotto i 60 \u20ac\/MWh nella maggior parte dei mercati elettrici europei nella terza settimana di settembre"},"content":{"rendered":"

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 \u20ac\/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 \u00e8 rimasta sopra i 100 \u20ac\/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<\/sub> hanno raggiunto il prezzo di chiusura pi\u00f9 alto dalla met\u00e0 di febbraio, pari a 77,82 \u20ac\/t.<\/strong><\/p>\n

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

Nella settimana del 15 settembre, la produzione solare fotovoltaica<\/strong> \u00e8 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 \u00e8 trattato della terza settimana consecutiva di aumenti.<\/p>\n

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.<\/p>\n

Nonostante il record giornaliero, il mercato portoghese ha registrato un calo del 3,3% nella produzione solare settimanale.<\/p>\n

Durante la settimana del 22 settembre, secondo le previsioni sulla produzione solare<\/a> di AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, la tendenza al rialzo subir\u00e0 un’inversione e la produzione solare fotovoltaica subir\u00e0 un calo nei mercati spagnolo, italiano e tedesco.<\/p>\n

AleaSoft - Photovoltaic energy production electricity Europe<\/a>Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando dati provenienti da ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.<\/span><\/div>
\n
AleaSoft - Solar photovoltaic production profile Europe<\/a>Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando dati provenienti da ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.<\/span><\/div><\/p>\n

Durante la settimana del 15 settembre, la produzione eolica<\/strong> \u00e8 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 \u00e8 diminuita rispettivamente del 39%, del 4,2% e dell’1,5%. \u00c8 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.<\/p>\n

Il 16 settembre, il mercato tedesco ha generato 944 GWh di produzione eolica, valori che non si registravano dalla met\u00e0 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.<\/p>\n

Nella settimana del 22 settembre, secondo le previsioni sulla produzione eolica<\/a> di AleaSoft Energy Forecasting,<\/strong> la produzione eolica diminuir\u00e0 nei mercati tedesco, francese, spagnolo, portoghese e italiano.<\/p>\n

AleaSoft - Wind energy production electricity Europe<\/a>Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando dati provenienti da ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.<\/span><\/div>\n

Fabbisogno di energia elettrica<\/h2>\n

Nella settimana del 15 settembre, la fabbisogno di energia elettrica<\/strong> \u00e8 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 \u00e8 stata la quarta settimana consecutiva di crescita del fabbisogno nei mercati portoghese e tedesco. Nel mercato francese il fabbisogno \u00e8 aumentata per la seconda settimana consecutiva. Al contrario, nei mercati belga e italiano il fabbisogno \u00e8 diminuita rispettivamente dell’1,3% e dell’1,1%. Nel mercato belga questa tendenza al ribasso \u00e8 proseguita per la seconda settimana consecutiva. Il mercato italiano, dopo quattro settimane di aumento del fabbisogno, ha invertito la tendenza al rialzo.<\/p>\n

Durante la settimana, le temperature medie<\/strong> sono aumentate in tutti i mercati analizzati, tra 0,1 \u00b0C in Italia e 1,9 \u00b0C in Germania.<\/p>\n

Per la settimana del 22 settembre, secondo le previsioni del fabbisogno<\/a> di AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, il fabbisogno aumenter\u00e0 nei mercati francese, britannico e belga. Tuttavia, nei mercati portoghese, spagnolo, tedesco e italiano si prevede un calo del fabbisogno.<\/p>\n

AleaSoft - Electricity demand European countries<\/a>Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando dati provenienti da ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid ed ELIA.<\/span><\/div>\n

Mercati elettrici europei<\/h2>\n

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<\/strong> di Spagna e Portogallo, con un aumento del 21%, e il mercato EPEX\u00a0SPOT<\/strong> della Francia, con un aumento del 25%. Il mercato IPEX <\/strong>italiano ha registrato il calo dei prezzi pi\u00f9 contenuto, pari all’1,4%. Al contrario, il mercato Nord\u00a0Pool<\/strong> dei paesi nordici ha registrato il calo percentuale dei prezzi pi\u00f9 elevato, pari al 53%. Negli altri mercati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, i prezzi sono scesi tra il 19% del mercato N2EX <\/strong>del Regno Unito e il 45% del mercato EPEX\u00a0SPOT della Germania.<\/p>\n

Nella settimana del 15 settembre, le medie settimanali sono state inferiori a 60 \u20ac\/MWh nella maggior parte dei mercati elettrici europei. Fanno eccezione i mercati spagnolo, portoghese e italiano, con medie rispettivamente di 74,34 \u20ac\/MWh, 74,39 \u20ac\/MWh e 109,61 \u20ac\/MWh. Il mercato nordico ha registrato la media settimanale pi\u00f9 bassa, pari a 21,55 \u20ac\/MWh. Negli altri mercati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, i prezzi sono stati compresi tra i 32,91 \u20ac\/MWh del mercato francese e i 58,33 \u20ac\/MWh del mercato britannico.<\/p>\n

Per quanto riguarda i prezzi giornalieri, domenica 21 settembre il mercato nordico ha raggiunto la media pi\u00f9 bassa della settimana tra i mercati analizzati, pari a 2,57 \u20ac\/MWh. D’altra parte, luned\u00ec 15 settembre, i prezzi giornalieri della maggior parte dei mercati elettrici europei erano inferiori a 15 \u20ac\/MWh. Quel giorno, il mercato tedesco ha registrato il prezzo pi\u00f9 basso dal 2 gennaio. I mercati belga, britannico e olandese hanno raggiunto i prezzi pi\u00f9 bassi da maggio, mentre il mercato francese ha registrato il prezzo pi\u00f9 basso da giugno.<\/p>\n

Nel frattempo, il mercato italiano ha registrato prezzi giornalieri superiori a 100 \u20ac\/MWh per quasi tutta la terza settimana di settembre. Il 19 settembre questo mercato ha raggiunto la media giornaliera pi\u00f9 alta della settimana, pari a 116,05 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

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 \u00e8 diminuita in Belgio e in Italia, mentre la produzione eolica \u00e8 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 \u00e8 diminuita in Portogallo.<\/p>\n

AleaSoft - PanelesSolares<\/a><\/div>\n

Le previsioni dei prezzi<\/a> di AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> 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 aumenter\u00e0 in alcuni mercati.<\/p>\n

AleaSoft - European electricity market prices<\/a>Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando dati provenienti da OMIE, , Nord Pool e GME.<\/span><\/div>\n

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

Nelle prime sessioni della terza settimana di settembre, i prezzi di chiusura dei futures sul petrolio Brent<\/strong> per il Front\u2011Month sul mercato ICE<\/strong> hanno continuato il trend rialzista iniziato alla fine della settimana precedente. Marted\u00ec 16 settembre, questi futures hanno raggiunto il loro prezzo di chiusura massimo settimanale, pari a 68,47 $\/bbl. Successivamente, i prezzi sono scesi. Venerd\u00ec 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<\/strong>, questo prezzo era inferiore dello 0,5% rispetto a quello del venerd\u00ec precedente.<\/p>\n

Gli aumenti di produzione pianificati dall’OPEC+, insieme alle preoccupazioni relative alla fabbisogno, hanno fatto s\u00ec 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, poich\u00e9 tali tagli rispondono alla situazione economica e occupazionale del Paese, che potrebbe avere conseguenze negative sul fabbisogno.<\/p>\n

Per quanto riguarda i futures sul gas TTF<\/strong> sul mercato ICE per il Front\u2011Month, luned\u00ec 15 settembre hanno registrato il loro prezzo di chiusura minimo settimanale, pari a 32,15 \u20ac\/MWh. Successivamente, i prezzi sono aumentati. Di conseguenza, gioved\u00ec 18 settembre questi futures hanno raggiunto il loro prezzo di chiusura massimo settimanale, pari a 32,95 \u20ac\/MWh. Venerd\u00ec 19 settembre, dopo un calo del 2,0% rispetto al giorno precedente, il prezzo di chiusura \u00e8 stato di 32,31 \u20ac\/MWh. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, questo prezzo \u00e8 stato inferiore dell’1,1% rispetto a quello del venerd\u00ec precedente.<\/p>\n

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 s\u00ec che i prezzi dei futures sul gas TTF rimanessero al di sotto dei 33 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

Per quanto riguarda i futures sui diritti di emissione di CO2<\/sub><\/strong> sul mercato EEX<\/strong> per il contratto di riferimento di dicembre 2025, i prezzi di chiusura sono stati superiori a 76 \u20ac\/t durante la terza settimana di settembre. Luned\u00ec 15 settembre hanno registrato il loro prezzo di chiusura minimo settimanale, pari a 76,75 \u20ac\/t. Gioved\u00ec 18 settembre, invece, questi futures hanno raggiunto il loro prezzo di chiusura massimo settimanale, pari a 77,82 \u20ac\/t. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, questo prezzo \u00e8 stato il pi\u00f9 alto dal 15 febbraio. Venerd\u00ec 19 settembre, il prezzo \u00e8 stato leggermente inferiore, pari a 77,55 \u20ac\/t. Tuttavia, questo prezzo \u00e8 stato superiore del 2,3% rispetto a quello del venerd\u00ec precedente.<\/p>\n

AleaSoft - Prices gas coal Brent oil CO2<\/a>Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando dati provenienti da ICE ed EEX.<\/span><\/div>\n

Analisi di AleaSoft Energy Forecasting sulle prospettive dei mercati energetici in Europa, delle batterie e dell’autoconsumo<\/h2>\n

Gioved\u00ec 18 settembre, AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> ha tenuto il 58\u00b0 webinar<\/a> della sua serie di webinar mensili<\/a>. Oltre all’andamento dei mercati energetici europei, il webinar ha analizzato le prospettive dello stoccaggio di energia<\/strong> con batterie<\/strong> e dell’autoconsumo<\/strong>. L’evento ha incluso anche una presentazione dei servizi offerti da AleaSoft per migliorare la strategia, la gestione e la pianificazione dei distributori.<\/p>\n

Al tavolo di discussione, i relatori invitati erano Xavier Cugat, Direttore Tecnico BESS presso Seraphim<\/strong>, 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<\/strong> e Professore presso EOI<\/strong>.<\/p>\n

Fonte: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 22 settembre 2025. 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