{"id":165888,"date":"2026-04-07T15:55:33","date_gmt":"2026-04-07T13:55:33","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=165888"},"modified":"2026-04-11T05:17:51","modified_gmt":"2026-04-11T03:17:51","slug":"mercati-europei-prezzi-negativi-superiori-100-euro-mwh","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/it\/mercati-europei-prezzi-negativi-superiori-100-euro-mwh\/","title":{"rendered":"Nella prima settimana di aprile i mercati elettrici europei hanno registrato prezzi negativi e picchi superiori a 100 \u20ac\/MWh"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 7 aprile 2026. Nella prima settimana di aprile, i prezzi medi settimanali della maggior parte dei principali mercati elettrici europei sono scesi rispetto alla settimana precedente, attestandosi, nella maggior parte dei casi, al di sotto degli 85 \u20ac\/MWh. Il fabbisogno \u00e8 diminuita, la produzione fotovoltaica \u00e8 aumentata in alcuni mercati mentre quella eolica \u00e8 diminuita. Il 5 aprile sono stati registrati prezzi giornalieri bassi in diversi mercati europei, in alcuni casi anche negativi, mentre all’inizio della settimana diversi mercati hanno superato i 100 \u20ac\/MWh e quello italiano i 150 \u20ac\/MWh. I futures sul Brent hanno raggiunto il livello pi\u00f9 alto dal giugno 2022.<\/strong><\/p>\n

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

Durante la prima settimana di aprile, rispetto all’ultima di marzo, la produzione solare fotovoltaica<\/strong> ha registrato un andamento eterogeneo nei principali mercati europei. In generale, la produzione ha mantenuto una tendenza stagionale favorevole, sostenuta dall’aumento delle ore di luce e dell’irraggiamento solare. Tuttavia, gli aumenti sono stati contenuti, nonostante le temperature medie<\/strong> siano aumentate di circa 2 \u00b0C. A livello di mercati, la produzione fotovoltaica \u00e8 aumentata del 13% in Portogallo, del 2,7% in Germania e dell’1,9% in Spagna. Al contrario, in Francia e in Italia si sono registrati cali rispettivamente del 14% e del 5,0%.<\/p>\n

Le previsioni sulla produzione solare<\/a> di AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> per la seconda settimana di aprile indicano un andamento disomogeneo di questa tecnologia. In Germania e in Italia, dove i livelli di produzione della settimana precedente sono stati relativamente moderati, si prevede un aumento significativo della generazione fotovoltaica. Al contrario, nei mercati della penisola iberica, che hanno registrato valori elevati durante la prima settimana del mese, le previsioni indicano una possibile correzione al ribasso.<\/p>\n

Solar pho- tovoltaic thermosolar energy production electricity Europe<\/a>Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting sulla base dei dati forniti da ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica e TERNA.<\/span><\/div>
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Solar pho- tovoltaic production profile Europe<\/a>Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting sulla base dei dati forniti da ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica e TERNA.<\/span><\/div><\/p>\n

Per quanto riguarda la produzione eolica<\/strong>, nella prima settimana di aprile si sono registrati cali generalizzati in tutti i mercati europei analizzati rispetto alla settimana precedente. Tra i cali pi\u00f9 marcati spiccano quelli del Portogallo, pari al 28%, e dell’Italia, pari al 10%. Per la seconda settimana di aprile, le previsioni sulla produzione eolica<\/a> di AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> indicano nuovi cali della produzione in Italia e Francia. In Portogallo, invece, si prevede una significativa ripresa, dopo il calo registrato nella settimana precedente.<\/p>\n

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

Fabbisogno di energia elettrica<\/h2>\n

Nella prima settimana di aprile, il fabbisogno\u00a0di energia elettrica<\/strong> \u00e8 diminuita nei principali mercati europei rispetto alla settimana precedente. I cali pi\u00f9 marcati si sono registrati in Spagna, con una flessione dell’8,7%, in Portogallo, con il 6,8%, e in Gran Bretagna, con il 6,7%. In Germania il fabbisogno \u00e8 scesa del 5,2%, mentre in Italia e in Francia i cali sono stati rispettivamente del 2,7% e dell’1,0%. In Belgio la variazione \u00e8 rimasta praticamente stabile, con un calo dello 0,2%.<\/p>\n

Tale andamento \u00e8 stato favorito dall’aumento generalizzato delle temperature medie<\/strong>, che sono cresciute tra 1,6 \u00b0C e 2,0 \u00b0C, riducendo cos\u00ec il fabbisogno di riscaldamento. A questo fattore meteorologico si \u00e8 aggiunto l’effetto calendario legato alle festivit\u00e0 della Settimana Santa, che ha contribuito ad accentuare la riduzione del fabbisogno.<\/p>\n

Per la seconda settimana di aprile, le previsioni sul fabbisogno<\/a> di AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> indicano un andamento disomogeneo del fabbisogno in Europa, in un contesto in cui le temperature medie continueranno ad aumentare in tutti i mercati analizzati. Gli aumenti termici pi\u00f9 consistenti sono attesi in Francia, Italia e Belgio. In questo scenario, le previsioni indicano un calo del fabbisogno in Francia, Gran Bretagna, Paesi Bassi, Belgio e Italia. Al contrario, in Germania, Spagna e Portogallo si prevede una ripresa del fabbisogno. Nel complesso, oltre all’effetto delle temperature, la diversa distribuzione dei giorni festivi della Settimana Santa da una settimana all’altra continuer\u00e0 a influenzare il confronto settimanale del fabbisogno.<\/p>\n

Electrici- ty demand European countries<\/a>Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting sulla base dei dati forniti da ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica, TERNA, National Grid ed ELIA.<\/span><\/div>\n

Mercati elettrici europei<\/h2>\n

Nella prima settimana di aprile, i prezzi giornalieri della maggior parte dei principali mercati elettrici europei<\/strong> sono aumentati fino al 1\u00b0 aprile, per poi diminuire nel corso del resto della settimana. Di conseguenza, il prezzo medio settimanale \u00e8 sceso nella maggior parte dei casi. Fanno eccezione i mercati olandese, francese e nordico, con aumenti rispettivamente dell’1,9%, dell’8,8% e del 37%. I mercati portoghese e spagnolo hanno registrato i cali percentuali dei prezzi pi\u00f9 elevati, rispettivamente del 29% e del 30%. Negli altri mercati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, i prezzi sono scesi tra l’1,4% del mercato italiano e il 13% del mercato tedesco.<\/p>\n

Nella settimana del 30 marzo, le medie settimanali sono state inferiori a 85 \u20ac\/MWh nella maggior parte dei mercati elettrici europei. Fanno eccezione i mercati olandese e italiano, le cui medie sono state rispettivamente di 88,83 \u20ac\/MWh e 136,15 \u20ac\/MWh. I mercati spagnolo e portoghese hanno registrato le medie settimanali pi\u00f9 basse, rispettivamente di 12,44 \u20ac\/MWh e 12,62 \u20ac\/MWh. Negli altri mercati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, i prezzi si sono attestati tra i 61,97 \u20ac\/MWh del mercato nordico e gli 84,95 \u20ac\/MWh del mercato britannico.<\/p>\n

Per quanto riguarda i prezzi giornalieri, i mercati della penisola iberica hanno registrato prezzi inferiori a 25 \u20ac\/MWh durante la prima settimana di aprile. Tuttavia, il mercato tedesco ha raggiunto la media settimanale pi\u00f9 bassa tra i mercati analizzati, pari a -16,34 \u20ac\/MWh, domenica 5 aprile. Questo prezzo \u00e8 stato il pi\u00f9 basso dal 3 luglio 2023 in questo mercato. Il 5 aprile, i mercati francese e belga hanno raggiunto i prezzi giornalieri pi\u00f9 bassi dal 12 maggio 2025, rispettivamente di -3,56 \u20ac\/MWh e 0,05 \u20ac\/MWh. Domenica, i mercati britannico, nordico e olandese hanno registrato le medie giornaliere pi\u00f9 basse dall’ottobre 2025, rispettivamente pari a 6,84 \u20ac\/MWh, 7,61 \u20ac\/MWh e 14,46 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

Al contrario, i prezzi giornalieri sono rimasti sopra i 100 \u20ac\/MWh sul mercato italiano durante la prima settimana di aprile, superando i 150 \u20ac\/MWh nei primi tre giorni della settimana. Anche i mercati tedesco, belga, britannico, francese, olandese e nordico hanno registrato prezzi superiori a 100 \u20ac\/MWh in alcune sessioni di quella settimana. Il 1\u00b0 aprile, il mercato italiano ha raggiunto la media giornaliera pi\u00f9 alta della settimana tra i mercati analizzati, pari a 159,99 \u20ac\/MWh. Quel giorno, il mercato francese ha registrato un prezzo di 134,70 \u20ac\/MWh, il pi\u00f9 alto in quel mercato dal 18 febbraio 2025.<\/p>\n

Nella settimana del 30 marzo, il calo del prezzo settimanale del gas rispetto alla settimana precedente e la contrazione del fabbisogno hanno esercitato un effetto al ribasso sui prezzi dei mercati elettrici europei. Nella penisola iberica e in Germania, anche l’aumento della produzione solare ha contribuito alla diminuzione dei prezzi.<\/p>\n

ica- <\/a><\/div>\n

Le previsioni sui prezzi<\/a> di AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> indicano che, nella seconda settimana di aprile, in mercati come quello tedesco, dove la produzione eolica e solare \u00e8 destinata ad aumentare, i prezzi potrebbero continuare a scendere. Tuttavia, l’andamento dei prezzi del gas continuer\u00e0 a esercitare un’influenza significativa sui prezzi dei principali mercati elettrici europei. D’altra parte, la ripresa del fabbisogno, cos\u00ec come il calo della produzione eolica nella penisola iberica e della produzione solare in Spagna, potrebbero favorire l’aumento dei prezzi nei mercati spagnolo e portoghese.<\/p>\n

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

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

Marted\u00ec 31 marzo, i futures sul petrolio Brent<\/strong> con scadenza a breve termine sul mercato ICE<\/strong> hanno raggiunto il loro prezzo di chiusura massimo settimanale, pari a 118,35 $\/bbl. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, questo prezzo \u00e8 stato il pi\u00f9 alto dal 17 giugno 2022. Dopo un calo del 15% rispetto a marted\u00ec, il 1\u00b0 aprile questi futures hanno registrato il loro prezzo di chiusura minimo settimanale, pari a 101,16 $\/bbl. Gioved\u00ec 2 aprile i prezzi hanno recuperato terreno fino a registrare un prezzo di chiusura di 109,03 $\/bbl.<\/p>\n

L’evoluzione del conflitto in Medio Oriente ha continuato a influenzare i prezzi dei futures sul petrolio Brent nella prima settimana di aprile. La possibilit\u00e0 di interruzioni delle forniture attraverso il Mar Rosso ha contribuito all’aumento registrato nell’ultima seduta di marzo. Le aspettative su una possibile conclusione del conflitto hanno favorito il calo dei prezzi il 1\u00b0 aprile. Tuttavia, le minacce di un intensificarsi delle operazioni militari statunitensi nella regione nelle prossime settimane hanno favorito il recupero dei prezzi nell’ultima seduta della settimana.<\/p>\n

Per quanto riguarda i futures sul gas TTF<\/strong> sul mercato ICE per il mese in corso, luned\u00ec 30 marzo hanno raggiunto il loro prezzo di chiusura massimo settimanale, pari a 54,81 \u20ac\/MWh. Successivamente, i prezzi sono scesi fino al 1\u00b0 aprile. Quel giorno, questi futures hanno registrato il loro prezzo di chiusura minimo settimanale, pari a 47,51 \u20ac\/MWh. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, questo prezzo \u00e8 stato il pi\u00f9 basso dall’11 marzo. Nell’ultima sessione della settimana, gioved\u00ec 2 aprile, il prezzo di chiusura ha registrato una ripresa, raggiungendo un valore di 50,04 \u20ac\/MWh. Tuttavia, tale prezzo \u00e8 risultato comunque inferiore del 7,6% rispetto a quello di venerd\u00ec della settimana precedente.<\/p>\n

Nella prima settimana di aprile, i timori relativi all\u2019approvvigionamento e i bassi livelli delle riserve europee hanno continuato a esercitare un\u2019influenza al rialzo sui prezzi dei futures sul gas TTF. Tuttavia, le dichiarazioni del presidente statunitense sulla possibile conclusione del conflitto in Medio Oriente hanno provocato un calo dei prezzi, che il 1\u00b0 aprile hanno chiuso al di sotto dei 50 \u20ac\/MWh. Le previsioni di temperature pi\u00f9 elevate e di una maggiore produzione da fonti rinnovabili hanno contribuito al calo dei prezzi nella prima settimana di aprile.<\/p>\n

Per quanto riguarda i prezzi di chiusura dei futures sui diritti di emissione di CO2<\/sub><\/strong> sul mercato EEX<\/strong> per il contratto di riferimento con scadenza a dicembre 2026, nella prima settimana di aprile si sono mantenuti al di sopra dei 70 \u20ac\/t. Il 1\u00b0 aprile, questi futures hanno raggiunto il loro prezzo di chiusura massimo settimanale, pari a 74,65 \u20ac\/t. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, questo prezzo \u00e8 stato il pi\u00f9 alto dal 12 febbraio. Tuttavia, dopo un calo del 4,0% rispetto al giorno precedente, gioved\u00ec 2 aprile questi futures hanno registrato il loro prezzo di chiusura minimo settimanale, pari a 71,70 \u20ac\/t, un valore molto simile a quello delle ultime sessioni della settimana precedente.
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Prices ga- s coal Brent oil CO2<\/a>Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting sulla base dei dati forniti da ICE ed EEX.<\/span><\/div><\/p>\n

Analisi di AleaSoft Energy Forecasting sulle prospettive dei mercati dell’energia e dello stoccaggio in Europa<\/h2>\n

La 65\u00aa edizione<\/a> della serie di webinar mensili<\/a> di AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> si terr\u00e0 gioved\u00ec 16 aprile. Ra\u00fal Garc\u00eda Posada, direttore di ASEALEN<\/strong>, l’Associazione Spagnola per lo Stoccaggio di Energia, parteciper\u00e0 per la quinta volta a questa serie di webinar mensili. Il webinar analizzer\u00e0 l’evoluzione e le prospettive dei mercati energetici<\/strong> europei, nonch\u00e9 la normativa, la situazione attuale e le prospettive dello stoccaggio di energia<\/strong>.<\/p>\n

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

AleaSoft Energy Forecasting, 7 aprile 2026. Nella prima settimana di aprile, i prezzi medi settimanali della maggior parte dei principali mercati elettrici europei sono scesi rispetto alla settimana precedente, attestandosi, nella maggior parte dei casi, al di sotto degli 85 \u20ac\/MWh. 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