AleaSoft Energy Forecasting, 3 Dicembre 2024. A novembre, i prezzi mensili della maggior parte dei principali mercati europei dell’elettricità hanno superato i 100 €/MWh. In quasi tutti i mercati, questo è stato il prezzo mensile più alto da almeno maggio 2023. L’aumento dei prezzi del gas, che ha raggiunto la media più alta dal dicembre 2023, è stato il principale motore di questi aumenti. L’aumento dei prezzi della CO2 e della domanda di elettricità, nonché il calo della produzione fotovoltaica hanno anche portato a un aumento dei prezzi rispetto a ottobre, nonostante la produzione eolica sia aumentata in gran parte dei mercati. Il fotovoltaico ha registrato record di produzione per un novembre in Spagna, Italia, Francia e Portogallo.
Produzione solare fotovoltaica e produzione eolica
Nel novembre 2024, tutti i principali mercati elettrici europei hanno registrato una crescita di oltre il 10% nella produzione solare fotovoltaica rispetto allo stesso mese dell’anno precedente. Il mercato portoghese ha guidato gli incrementi percentuali, con un 35%. Negli altri mercati, la produzione con energia solare fotovoltaica è aumentata tra il 13% in Germania e il 23% in Italia.
Invece, la tendenza opposta è stata osservata confrontando la produzione solare tra ottobre e novembre 2024. In seguito alla riduzione delle ore di luce solare, la produzione fotovoltaica è diminuita a novembre in tutti i mercati analizzati. Il mercato tedesco ha registrato la più forte flessione, con un calo del 54%. Negli altri mercati, i cali sono stati compresi tra il 12% in Spagna e il 25% in Francia.
Quattro mercati hanno battuto il record storico di produzione fotovoltaica in un mese di novembre. Il mercato spagnolo è stato leader con una produzione di 2311 GWh. Sono seguiti i mercati italiano e francese, che hanno prodotto rispettivamente 1430 GWh e 1188 GWh con questa tecnologia. Il mercato portoghese ha chiuso la lista con una produzione di 267 GWh.
I precedenti incrementi di produzione hanno rispecchiato l’aumento della capacità installata di energia fotovoltaica su base annua. Secondo i dati di Red Eléctrica, tra novembre 2023 e novembre 2024, la Spagna ha aggiunto 4088 MW al sistema peninsulare. Nello stesso periodo, il mercato portoghese ha aumentato la sua capacità solare di 1002 MW.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.Nel novembre 2024, la produzione di energia eolica è diminuita nella maggior parte dei principali mercati europei dell’elettricità rispetto al novembre 2023. Le diminuzioni sono state comprese tra il 25% sul mercato tedesco e il 41% su quello italiano. L’eccezione è stata il mercato portoghese, dove la produzione di energia eolica è aumentata del 5,8% su base annua.
Rispetto all’ottobre 2024, la produzione di energia eolica è aumentata a novembre nella maggior parte dei mercati analizzati. Gli aumenti sono stati compresi tra il 7,0% nel mercato portoghese e il 33% in quello italiano. Il mercato spagnolo è stato l’eccezione, con una riduzione del 12% della produzione di energia eolica rispetto a ottobre.
Secondo i dati di Red Eléctrica, tra novembre 2023 e novembre 2024, la Spagna ha aggiunto al sistema peninsulare 789 MW di capacità eolica. Nello stesso periodo, il mercato portoghese ha guadagnato 31 MW di nuova capacità.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.Fabbisogno di energia elettrica
Nel novembre 2024 il fabbisogno di elettricità è aumentato nei Paesi Bassi, in Gran Bretagna, in Belgio e in Francia rispetto allo stesso periodo del 2023. Il mercato olandese ha registrato l’aumento più elevato, pari al 4,5%, mentre quello francese ha registrato il più basso incremento, pari all’1,1%. La tendenza opposta è stata osservata in Germania e nei mercati dell’Europa meridionale. Nei mercati spagnolo e tedesco il fabbisogno è diminuito rispettivamente dell’1,6% e dell’1,2%, mentre in quello italiano dello 0,7%. Il mercato portoghese ha registrato la minore flessione del fabbisogno, con un calo dello 0,4% rispetto al novembre 2023.
Tuttavia, analizzando i cambiamenti nel fabbisogno rispetto all’ottobre 2024, la situazione è stata molto più uniforme in tutti i principali mercati europei. Con il cambiamento stagionale e le temperature più fredde, il fabbisogno è aumentato in tutti i mercati analizzati rispetto al mese precedente. I mercati francese, britannico e olandese hanno registrato una crescita a due cifre, rispettivamente del 18%, 14% e 12%. I mercati dell’Europa meridionale hanno mostrato un aumento del fabbisogno inferiore rispetto a ottobre, con una crescita del 2,8%, del 2,5% e dell’1,6% in Italia, Portogallo e Spagna rispettivamente.
Nella maggior parte dei mercati analizzati, novembre 2024 è stato più freddo rispetto allo stesso mese del 2023. Il calo delle temperature medie è stato compreso tra 0,2°C in Francia e 1,0°C in Italia. In Spagna, Portogallo e Gran Bretagna le temperature medie sono invece aumentate su base annua tra 0,3 e 0,5 gradi.
In linea con l’avanzamento dell’autunno, le temperature medie di novembre sono state inferiori a quelle del mese precedente in tutti i mercati analizzati. Le variazioni sono state comprese tra ‑6,5 gradi in Italia e ‑3,2 gradi in Portogallo.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid e ELIA.Mercati europei dell’elettricità
Nel mese di novembre 2024, il prezzo medio mensile nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei era superiore a 100 €/MWh. L’eccezione è stata il mercato Nord Pool dei paesi nordici, che ha avuto una media di 37,28 €/MWh. Il mercato IPEX in Italia ha registrato il prezzo mensile più alto, 130,89 €/MWh. Per gli altri mercati europei dell’energia elettrica analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, le medie sono state comprese tra 100,53 €/MWh nel mercato EPEX SPOT in Francia e 117,30 €/MWh nel mercato N2EX nel Regno Unito.
Rispetto a ottobre, i prezzi medi sono aumentati in tutti i mercati europei dell’energia elettrica analizzati da AleaSoft Energy Forecasting. I mercati nordici e francese hanno registrato il più alto aumento dei prezzi, rispettivamente del 56% e del 62%. Negli altri mercati, i prezzi sono aumentati tra il 12% del mercato italiano e il 52% del mercato MIBEL in Spagna.
Confrontando i prezzi medi di novembre con quelli dello stesso mese del 2023, anche nella maggior parte dei mercati analizzati i prezzi sono aumentati. L’eccezione è stata il mercato nordico, con un calo dei prezzi del 50%. D’altra parte, i mercati spagnolo e portoghese hanno registrato gli aumenti più consistenti, pari al 65% in entrambi i casi. Negli altri mercati, gli aumenti dei prezzi sono stati compresi tra il 7,5% del mercato italiano e il 25% del mercato tedesco.
A seguito degli aumenti dei prezzi, nel novembre 2024 i mercati tedesco, spagnolo, olandese e portoghese hanno registrato le loro medie più alte dal mese di marzo 2023. I mercati belga e britannico hanno raggiunto le medie più alte da aprile 2023. Il mercato francese ha raggiunto la media più alta dal maggio 2023, mentre il mercato italiano ha registrato la media più alta dal novembre 2023. Per quanto riguarda la media del mercato nordico, è stata la più alta dal maggio 2024.
Nel mese di novembre 2024, l’aumento dei prezzi del gas e delle quote di emissione di CO2 rispetto al mese precedente, il calo della produzione solare e l’aumento della domanda hanno favorito gli aumenti dei prezzi sui mercati elettrici europei, nonostante l’aumento della produzione eolica nella maggior parte dei mercati analizzati.
Inoltre, l’aumento del prezzo medio del gas e la diminuzione della produzione eolica rispetto al novembre 2023 nella maggior parte dei mercati hanno portato a un aumento sui prezzi interannuali nei mercati europei dell’elettricità. Inoltre, la domanda di elettricità è aumentata in alcuni mercati.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool e GME.Brent, combustibili e CO2
I futures sul Brent per il Front-Month nel mercato ICE hanno registrato un prezzo medio mensile di 73,40 $/bbl nel mese di novembre. Questo valore è stato del 2,6% inferiore rispetto ai futuri di ottobre del Front-Month, pari a 75,38 $/bbl. Era anche inferiore dell’11% rispetto ai futures Front-Month negoziati a novembre 2023 di 82,03 $/bbl.
All’inizio di novembre, il calo della produzione nel Golfo del Messico a causa dell’uragano Rafael e l’intenzione del governo statunitense di riempire le riserve strategiche hanno esercitato una forte influenza sui prezzi dei contratti future sul Brent. La decisione dell’OPEC+ di posticipare gli aumenti di produzione previsti per dicembre ha anche spinto i prezzi verso l’alto a novembre. Nonostante questi fattori, i prezzi dei contratti future sul Brent sono diminuiti nel corso del mese, influenzati dalle preoccupazioni sulla domanda. A novembre, sia l’Agenzia Internazionale per l’Energia che l’OPEC hanno abbassato le loro previsioni di crescita della domanda mondiale di petrolio per il 2025.
Per quanto riguarda i futures TTF sul mercato ICE per il Front-Month, il valore medio registrato durante il mese di novembre è stato di 44,71 €/MWh. Secondo i dati analizzati in AleaSoft Energy Forecasting, questa è la più alta media mensile da dicembre 2023.
Rispetto alla media dei futures Front-Month scambiati nel mese di ottobre, pari a 40,42 €/MWh, la media di novembre è aumentata dell’11%. Rispetto ai futures Front-Month negoziati nel mese di novembre 2023, quando il prezzo medio era di 45,75 €/MWh, c’è stato un calo del 2,3%.
Anche l’uragano Rafael ha esercitato la sua influenza al rialzo sui prezzi dei futures del gas TTF all’inizio di novembre. Inoltre, le preoccupazioni per la fornitura di gas dalla Russia e le prospettive di un aumento della domanda a causa del calo delle temperature hanno contribuito anche all’aumento dei prezzi rispetto al mese precedente. Inoltre, gli elevati livelli delle riserve europee hanno mantenuto i prezzi di chiusura al di sotto dei 45 €/MWh nella maggior parte delle sessioni della prima metà del mese. Ciò ha contribuito a rendere la media mensile inferiore a quella di novembre 2023. Tuttavia, i livelli delle riserve europee alla fine di novembre 2024 erano inferiori ai livelli dell’anno precedente, il che ha favorito prezzi di chiusura superiori a tale livello nella seconda parte del mese.
Per quanto riguarda i contratti future sulle quote di CO2 sul mercato EEX per il contratto di riferimento del dicembre 2024, hanno raggiunto un prezzo medio a novembre di 67,51 €/t. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, ciò rappresenta un aumento del 5,6% rispetto alla media del mese precedente di 63,93 €/t. Rispetto alla media del mese di novembre 2023, pari a 79,84 €/t, la media del mese di novembre 2024 è stata inferiore del 15%.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ICE e EEX.Analisi di AleaSoft Energy Forecasting sullo stoccaggio di energia e ibridazione
La divisione AleaStorage di AleaSoft Energy Forecasting è specializzata nel calcolo dei ricavi, nell’ottimizzazione, nella gestione e nel dimensionamento dello stoccaggio energetico, come le batterie, per progetti stand alone e sistemi ibridi che combinano tecnologie rinnovabili, come l’energia eolica e solare, con sistemi di stoccaggio dell’energia. I report di AleaStorage si basano su simulazioni orarie e algoritmi di ottimizzazione che tengono conto delle caratteristiche tecniche del sistema e delle opportunità di vendita dell’energia nei mercati.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
