AleaSoft Energy Forecasting, 4 novembre 2024. Nell’ultima settimana di ottobre, i prezzi nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei sono aumentati rispetto alla settimana precedente, superando la media settimanale di 80 €/MWh. Il 4 novembre alcuni mercati hanno registrato i prezzi orari più alti dell’anno. Il fotovoltaico ha raggiunto il record di produzione per un giorno a novembre in tutti i principali mercati europei, mentre la produzione eolica è aumentata nella maggior parte di essi. I prezzi dei futures della CO2 sono aumentati e i prezzi del gas hanno superato i 40 €/MWh per la maggior parte della settimana.
Produzione solare fotovoltaica e produzione eolica
Nella settimana del 28 ottobre, la produzione di energia solare fotovoltaica è aumentata rispetto alla settimana precedente sul mercato italiano per la seconda settimana consecutiva, questa volta del 51%. Tuttavia, la produzione con questa tecnologia è diminuita nei mercati tedesco, portoghese, spagnolo e francese. Il mercato tedesco ha registrato il calo maggiore, pari al 30%, mantenendo la tendenza al ribasso per la terza settimana consecutiva. Il mercato francese ha registrato il calo più contenuto, pari all’1,6%, mentre nella penisola iberica si sono registrati cali del 22% in Spagna e del 26% in Portogallo.
Nonostante il calo della produzione fotovoltaica per l’intera settimana, tutti i mercati analizzati hanno registrato una produzione record per un giorno a novembre. In Italia e in Francia ciò è avvenuto il 1° novembre, con 72 GWh e 59 GWh generati rispettivamente. Sabato 2 novembre, il mercato iberico ha registrato una produzione record con questa tecnologia, pari a 98 GWh in Spagna e 13 GWh in Portogallo. Infine, domenica 3 novembre il mercato tedesco ha stabilito un record di produzione solare fotovoltaica per l’undicesimo mese dell’anno, con 131 GWh.
Per la prima settimana di novembre, le previsioni di produzione solare di AleaSoft Energy Forecasting prevedono aumenti nei mercati tedesco e spagnolo, mentre per il mercato italiano si prevede una diminuzione della produzione solare fotovoltaica.
Fonte: Preparato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando i dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.
Fonte: Preparato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando i dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.Nell’ultima settimana di ottobre, la produzione di energia eolica è aumentata nella maggior parte dei principali mercati europei rispetto alla settimana precedente. Il mercato portoghese ha registrato l’incremento maggiore, pari al 54%, mantenendo la tendenza al rialzo per la seconda settimana consecutiva. Il mercato italiano ha registrato il secondo aumento del 29% e i mercati tedesco e spagnolo hanno registrato aumenti rispettivamente del 2,3% e dell’8,4%, dopo due settimane di calo. Sul mercato francese, invece, la produzione di energia eolica ha proseguito la sua tendenza al ribasso per la quinta settimana, questa volta con un calo del 34%.
Per la settimana del 4 novembre, le previsioni di produzione di energia eolica di AleaSoft Energy Forecasting prevedono un calo generalizzato della produzione di energia eolica nei mercati europei analizzati.
Fonte: Preparato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando i dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.
Fabbisogno di energia elettrica
Nella settimana del 28 ottobre, la fabbisogno di energia elettrica è diminuito nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei rispetto alla settimana precedente. Il mercato italiano ha registrato il calo maggiore, pari al 9,5%, mentre il mercato portoghese ha registrato il calo minore, pari all’1,2%. Nei mercati spagnolo, belga e tedesco, la fabbisogno è diminuito rispettivamente del 2,1%, del 3,4% e del 4,4%. Nel mercato tedesco la fabbisogno è diminuita per la terza settimana consecutiva, mentre nei mercati spagnolo e portoghese è diminuita per la seconda settimana.
La fabbisogno è invece aumentata nei mercati olandese, britannico e francese. Il mercato olandese ha registrato l’incremento maggiore, pari al 9,9%, mentre i mercati francese e britannico hanno registrato aumenti rispettivamente del 2,5% e del 5,0%. Il mercato olandese ha registrato un aumento della domanda per la sesta settimana consecutiva e quello francese per la seconda settimana.
Le temperature medie sono diminuite in tutti i mercati analizzati. L’Italia ha registrato il calo maggiore delle temperature medie, pari a 2,3°C, mentre la Gran Bretagna ha registrato il calo minore, pari a 0,2°C. Spagna, Portogallo, Belgio, Paesi Bassi, Germania e Francia hanno registrato cali che vanno da 0,3°C in Spagna a 2,0°C in Francia.
La festività del 1° novembre, Ognissanti, celebrata a livello nazionale in Spagna, Portogallo, Italia e Belgio, e in alcune regioni della Germania, ha contribuito al calo della fabbisogno nella maggior parte dei mercati analizzati. Sebbene il 1° novembre sia un giorno festivo anche in Francia, le temperature medie più basse hanno favorito la fabbisogno in questo mercato.
Per la prima settimana di novembre, secondo le previsioni sul fabbisogno di AleaSoft Energy Forecasting, la fabbisogno aumenterà in modo generalizzato nei principali mercati elettrici europei analizzati rispetto alla settimana precedente.
Fonte: Preparato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando i dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid e ELIA.Mercati elettrici europei
Nell’ultima settimana di ottobre, i prezzi medi nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei sono aumentati rispetto alla settimana precedente. Fanno eccezione il mercato italiano IPEX e il mercato nordico Nord Pool, con cali rispettivamente del 3,1% e dell’11%. Il mercato EPEX SPOT in Francia ha registrato il maggiore aumento percentuale dei prezzi, pari al 21%. Negli altri mercati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, i prezzi sono aumentati tra l’8,1% del mercato tedesco EPEX SPOT e il 19% del mercato belga EPEX SPOT.
Nell’ultima settimana di ottobre, le medie settimanali hanno superato gli 80 €/MWh nella maggior parte dei mercati elettrici europei analizzati. Fa eccezione il mercato nordico, che ha registrato la media settimanale più bassa di 10,86 €/MWh. Al contrario, il mercato italiano ha raggiunto la media settimanale più alta di 117,20 €/MWh, nonostante il calo dei prezzi in questo mercato. Nel resto dei mercati analizzati, i prezzi variavano da 82,93 €/MWh nel mercato portoghese MIBEL a 114,06 €/MWh nel mercato britannico N2EX.
In termini di prezzi orari, lunedì 4 novembre dalle 17:00 alle 18:00, i mercati tedesco e olandese hanno registrato i prezzi più alti dal 24 settembre, rispettivamente di 290,21 €/MWh e 269,76 €/MWh. Lo stesso giorno, dalle 18:00 alle 19:00, il mercato britannico ha raggiunto il prezzo più alto dal 2 dicembre 2023, con 207,25 £/MWh, mentre il mercato francese ha registrato il secondo prezzo più alto del 2024, con 160,54 €/MWh.
Nella settimana del 28 ottobre, l’aumento del prezzo medio delle quote di emissionedi CO2 rispetto alla settimana precedente e la diminuzione della produzione solare nella maggior parte dei mercati hanno portato a un aumento dei prezzi nei mercati europei dell’elettricità. Inoltre, sebbene la media settimanale dei prezzi del gas sia diminuita rispetto alla settimana precedente, quasi ogni giorno sono stati raggiunti valori superiori a 40 €/MWh, il che ha favorito l’aumento dei prezzi nei mercati elettrici. Anche l’aumento della domanda di elettricità in alcuni mercati ha contribuito a questo comportamento. Nel caso del mercato francese, inoltre, la produzione di energia eolica è diminuita, favorendo a questo mercato il più alto aumento percentuale dei prezzi.
Le previsioni di prezzo di AleaSoft Energy Forecasting indicano che, nella prima settimana di novembre, i prezzi continueranno a salire nei mercati europei dell’elettricità, influenzati dall’aumento della fabbisogno e dalla diminuzione della produzione di energia eolica.
Fonte: Preparato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando i dati di OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool e GME.Brent, carburanti e CO2
I futures del greggio Brent per il Front-Month sul mercato ICE hanno iniziato l’ultima settimana di ottobre con un calo dei prezzi. Martedì 29 ottobre hanno registrato il prezzo di chiusura settimanale più basso, pari a 71,12 $/bbl. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo è stato il più basso dal 12 settembre. Nelle ultime due sessioni di ottobre, invece, i prezzi si sono ripresi. Giovedì 31 ottobre, questi futures hanno raggiunto il massimo settimanale di 73,16 $/bbl. Venerdì 1 novembre si è registrato un leggero calo e il prezzo di chiusura è stato di 73,10 $/bbl, il 3,9% in meno rispetto al venerdì precedente.
Nelle prime sedute dell’ultima settimana di ottobre, le preoccupazioni sull’evoluzione della domanda globale di petrolio hanno esercitato un’influenza al ribasso sui prezzi dei futures sul petrolio Brent. Tuttavia, il calo delle scorte statunitensi e l’intenzione del governo americano di ricostituire le proprie riserve strategiche di petrolio, nonché le aspettative di un ritardo negli aumenti di produzione dell’OPEC+, hanno contribuito alla ripresa dei prezzi. Infine, domenica 3 novembre, l’OPEC+ ha annunciato il rinvio di un mese degli aumenti di produzione previsti per dicembre, il che avrà un’influenza al rialzo sui prezzi nella prima settimana di novembre.
I prezzi di chiusura dei futures sul gas TTF sul mercato ICE per il Front-Month hanno registrato valori superiori a 40 €/MWh per la maggior parte della settimana. Martedì 29 ottobre hanno raggiunto il prezzo di chiusura settimanale più alto, pari a 42,87 €/MWh. Dal 30 ottobre in poi, i prezzi sono diminuiti. Come conseguenza del calo dei prezzi, venerdì 1° novembre questi futures hanno registrato il loro minimo settimanale di chiusura a 39,18 €/MWh. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo era inferiore del 10% rispetto al venerdì precedente e il più basso dal 10 ottobre.
Gli elevati livelli delle scorte europee e le abbondanti forniture hanno contribuito al calo dei prezzi nella maggior parte delle sessioni dell’ultima settimana di ottobre.
Per quanto riguarda i futures sulla CO2 sul mercato EEX per il contratto benchmark di dicembre 2024, martedì 29 ottobre hanno raggiunto il prezzo di chiusura settimanale più alto, pari a 67,28 euro/t. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo è stato il più alto dal 4 settembre. Tuttavia, nelle restanti sessioni della settimana, i prezzi sono diminuiti. Di conseguenza, venerdì 1° novembre, questi futures hanno registrato il loro prezzo di chiusura settimanale più basso, pari a 63,87 €/t. Questo prezzo era inferiore del 4,6% rispetto al venerdì precedente. Tuttavia, la media dell’ultima settimana di ottobre è stata superiore dell’1,6% rispetto alla settimana precedente.
Fonte: Preparato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando i dati di ICE e EEX.Analisi di AleaSoft Energy Forecasting sulle prospettive dei mercati energetici europei, sul project financing delle rinnovabili, sulle batterie e sull’ibridazione
Giovedì 17 ottobre AleaSoft Energy Forecasting ha tenuto il 48° webinar della sua serie mensile. Per la quinta volta il webinar ha visto la partecipazione di relatori di Deloitte. Oltre all’evoluzione e alle prospettive dei mercati energetici europei per l’inverno 2024-2025, il webinar ha discusso il finanziamento dei progetti di energia rinnovabile, le prospettive per le batterie e l’ibridazione, nonché l’importanza delle previsioni negli audit e nella valutazione dei portafogli. Tra gli argomenti trattati nel webinar vi è stata l’analisi del TIR delle batterie in diversi scenari di diffusione. Secondo questa analisi, le batterie stanno iniziando a diventare redditizie grazie al calo dei prezzi, il che rappresenta un punto di svolta nello sviluppo delle energie rinnovabili attraverso l’ibridazione.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
