AleaSoft Energy Forecasting, 16 settembre 2024. Nella seconda settimana di settembre, i prezzi nei principali mercati europei dell’elettricità sono scesi. La produzione eolica e fotovoltaica è aumentata nella maggior parte dei mercati, con picchi record per un mese di settembre in Italia, Spagna e Francia. La domanda di elettricità è diminuita in quasi tutti i mercati, grazie alle temperature più basse. I futures su gas e CO2 sono scesi, raggiungendo i prezzi più bassi dalla fine di luglio. Anche i futures sul Brent sono scesi a valori che non si vedevano dal dicembre 2021.
Produzione solare fotovoltaica e solare termica e produzione eolica
Nella settimana del 9 settembre, la produzione solare è aumentata rispetto alla settimana precedente nei mercati francese, italiano e spagnolo. Il mercato francese ha registrato l’aumento maggiore, pari al 32%. In Italia è aumentata del 5,0% e in Spagna, dove sono inclusi il solare fotovoltaico e il solare termico, è aumentata dell’1,3%. Al contrario, i mercati tedesco e portoghese hanno registrato una diminuzione della produzione di energia solare rispettivamente del 36% e del 4,3%. Il mercato spagnolo ha registrato aumenti per la seconda settimana consecutiva, mentre il mercato tedesco ha registrato cali per la seconda settimana consecutiva.
Durante la seconda settimana di settembre, i mercati spagnolo, italiano e francese hanno registrato record storici di produzione per un mese di settembre. Lunedì 9 settembre, il mercato spagnolo ha raggiunto la massima produzione solare fotovoltaica giornaliera per un mese di settembre, con 176 GWh. Il 10 settembre il mercato italiano ha registrato la più alta produzione fotovoltaica giornaliera per un mese di settembre, pari a 104 GWh, e domenica 15 settembre il mercato francese ha registrato 107 GWh.
Nella terza settimana di settembre, le previsioni di produzione solare di AleaSoft Energy Forecasting indicano che la generazione aumenterà in Germania. Si prevede invece una diminuzione in Italia e Spagna.
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.Nella settimana del 9 settembre, la produzione di energia eolica è aumentata in modo generalizzato nei principali mercati europei rispetto alla settimana precedente. Il mercato italiano ha registrato un aumento del 286%, raggiungendo quasi il triplo della produzione della settimana precedente. I mercati francese, tedesco e spagnolo hanno registrato aumenti rispettivamente dell’88%, del 47% e del 40%. Il mercato portoghese ha registrato l’incremento minore, pari al 7,8%.
Venerdì 13, il mercato italiano ha raggiunto il record assoluto di produzione di energia eolica per il mese di settembre, con una produzione di 165 GWh.
Nella settimana del 16 settembre, secondo le previsioni di produzione di energia eolica di AleaSoft Energy Forecasting, la produzione di energia eolica dovrebbe diminuire in Italia, nella penisola iberica e in Francia, mentre nel mercato tedesco si prevede un aumento.
Fonte: Preparato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando i dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.
Fabbisogno di energia elettrica
Nella seconda settimana di settembre, 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 9,7%, mentre i mercati olandese e britannico hanno registrato cali rispettivamente del 6,6% e del 6,1%. I mercati spagnolo, tedesco, belga e francese hanno registrato cali che vanno dal 4,5% del mercato spagnolo allo 0,3% di quello francese. Per la seconda settimana consecutiva, i mercati italiano, spagnolo e francese hanno ripetuto la tendenza al ribasso. Il mercato portoghese, invece, ha fatto eccezione ai cali. In questo mercato la fabbisogno è aumentato del 2,0% rispetto alla settimana precedente.
Durante la settimana del 9 settembre, le temperature medie sono diminuite nella maggior parte dei mercati analizzati. Germania, Paesi Bassi e Belgio hanno registrato le maggiori diminuzioni delle temperature medie, rispettivamente di 9,3°C, 7,9°C e 6,1°C. In Spagna, Gran Bretagna, Italia e Francia, le temperature medie sono diminuite da 1,1°C in Spagna a 4,8°C in Francia. Fa eccezione il Portogallo, che ha registrato un aumento delle temperature medie di 0,4°C.
Secondo le previsoni di fabbisogno di AleaSoft Energy Forecasting per la settimana del 16 settembre, si prevede che la domanda continui a diminuire nei mercati di Spagna, Italia, Portogallo, Francia e Germania. Al contrario, si prevede un aumento della domanda nei mercati di Paesi Bassi, Gran Bretagna e Belgio.
Fonte: Preparato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando i dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid e ELIA.Mercati elettrici europei
Nella seconda settimana di settembre, i prezzi medi dei principali mercati elettrici europei sono diminuiti rispetto alla settimana precedente. Il mercato EPEX SPOT dei Paesi Bassi ha registrato il calo percentuale dei prezzi più contenuto, pari al 16%. Al contrario, il mercato EPEX SPOT in Francia ha registrato il calo percentuale maggiore, pari al 38%. Negli altri mercati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, i prezzi sono scesi tra il 19% del mercato tedesco EPEX SPOT e il 36% del mercato nordico Nord Pool.
Nella seconda settimana di settembre, le medie settimanali sono state inferiori a 80 €/MWh nella maggior parte dei mercati elettrici europei analizzati. Le eccezioni sono state il mercato britannico N2EX e il mercato italiano IPEX, con medie rispettivamente di 81,28 €/MWh e 107,91 €/MWh. Il mercato nordico ha registrato la media settimanale più bassa, pari a 13,55 €/MWh. Nel resto dei mercati analizzati, i prezzi variavano da 51,37 €/MWh nel mercato francese a 79,85 €/MWh nel mercato olandese.
Per quanto riguarda i prezzi orari, la maggior parte dei mercati analizzati ha registrato prezzi negativi nella seconda settimana di settembre. Fanno eccezione il mercato italiano e il mercato portoghese MIBEL. Nel mercato britannico e in quello nordico si sono registrati prezzi orari negativi il 10 settembre. Oltre a questo giorno, il mercato belga ha registrato prezzi negativi l’11 e il 15 settembre, mentre i mercati tedesco e olandese hanno registrato prezzi negativi il 14 e il 15 settembre. Domenica 15 settembre anche i mercati spagnolo e francese hanno registrato prezzi orari negativi. Il mercato olandese ha registrato il prezzo orario più basso della seconda settimana di settembre, -1,83 €/MWh, martedì 10 settembre, dalle ore 15:00 alle ore 16:00. Il mercato tedesco ha invece raggiunto il prezzo orario più alto della seconda settimana di settembre, pari a 300,01 €/MWh, il 12 settembre, dalle 19:00 alle 20:00.
Nella settimana del 9 settembre, il calo dei prezzi medi settimanali del gas e delle quote di emissione di CO2, l’aumento della produzione di energia eolica, nonché la diminuzione della domanda e l’aumento della produzione solare nella maggior parte dei mercati, hanno contribuito al calo dei prezzi del mercato elettrico europeo.
Le previsioni di prezzo di AleaSoft Energy Forecasting indicano che, nella terza settimana di settembre, i prezzi continueranno a scendere nella maggior parte dei mercati elettrici europei analizzati. Tuttavia, i prezzi potrebbero aumentare nel mercato italiano, dove la produzione eolica e solare diminuirà in modo significativo. Anche i mercati britannico e olandese potrebbero registrare aumenti dei prezzi, influenzati dalla ripresa della domanda in questi mercati.
Fonte: Preparato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando i dati di OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool e GME.Brent, combustibili e CO2
Nella seconda settimana di settembre, i prezzi di chiusura dei futures sul petrolio Brent per il Front-Month sul mercato ICE, dopo aver registrato un leggero aumento lunedì rispetto all’ultima sessione della settimana precedente, sono scesi del 3,7% martedì. Di conseguenza, martedì 10 settembre questi futures hanno registrato il prezzo di chiusura settimanale più basso, pari a 69,19 $/bbl. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo è stato il più basso dal 2 dicembre 2021. Nelle ultime tre sessioni della settimana, invece, i prezzi sono rimasti al di sopra dei 70 dollari al barile. Giovedì 12 settembre questi futures hanno raggiunto il prezzo di chiusura settimanale più alto, pari a 71,97 $/bbl. Venerdì 13 settembre il prezzo di chiusura è sceso a 71,61 $/bbl, ma era comunque superiore dello 0,8% rispetto al venerdì precedente.
Nella seconda settimana di settembre, la revisione al ribasso delle previsioni di domanda da parte dell’OPEC ha portato al ribasso del prezzo martedì 10 settembre. Anche l’Agenzia Internazionale dell’Energia ha rivisto al ribasso le previsioni di crescita della domanda. Tuttavia, gli effetti dell’uragano Francine sull’offerta statunitense e le interruzioni delle forniture in Libia hanno contribuito alla ripresa dei prezzi nelle ultime sedute della seconda settimana di settembre.
Per quanto riguarda i futures sul gas TTF sul mercato ICE per il Front-Month, lunedì 9 settembre hanno raggiunto il massimo settimanale di 37,33 €/MWh. Giovedì 12 settembre, invece, questi futures hanno registrato il prezzo di chiusura settimanale più basso, pari a 35,19 €/MWh. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo è stato il più basso dal 31 luglio. Venerdì 13 settembre, il prezzo di chiusura è aumentato a 35,65 €/MWh. Questo prezzo era ancora inferiore del 2,3% rispetto al venerdì precedente.
Lunedì 9 settembre, i futures sul gas TTF hanno raggiunto il massimo settimanale, influenzati dalle previsioni di basse temperature e dalla riduzione dell’offerta norvegese. All’inizio della seconda settimana di settembre, anche i timori per gli effetti dell’uragano Francine sulle esportazioni di gas naturale liquefatto degli Stati Uniti hanno esercitato un’influenza al rialzo sui prezzi. Tuttavia, gli elevati livelli delle scorte europee e l’abbondanza dell’offerta hanno contribuito a mantenere i prezzi di chiusura al di sotto dei 38 €/MWh nella seconda settimana di settembre.
Per quanto riguarda i prezzi di chiusura dei futures sulle quote di emissione di CO2 sul mercato EEX per il contratto di riferimento di dicembre 2024, lunedì 9 settembre hanno registrato il loro massimo settimanale di 66,52 €/t. Martedì 10 settembre hanno invece raggiunto il loro minimo settimanale di 64,92 €/t. D’altra parte, martedì 10 settembre hanno raggiunto il loro prezzo minimo settimanale di chiusura di 64,92 €/t. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo è stato il più basso dal 23 luglio. L’11 settembre il prezzo di chiusura è aumentato del 2,3% rispetto al giorno precedente. Nelle ultime due sessioni della seconda settimana di settembre, i prezzi sono scesi nuovamente. Venerdì 13 settembre il prezzo di chiusura era di 64,99 €/t, il 2,3% in meno rispetto al venerdì precedente.
Fonte: Preparato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando i dati di ICE e EEX.AleaSoft Energy Forecasting – Analisi delle prospettive dei mercati energetici europei, dell’accumulo di energia e dell’autoconsumo
Giovedì 19 settembre, AleaSoft Energy Forecasting e AleaGreen terranno il 47° webinar della loro serie mensile. Il webinar analizzerà l’evoluzione e le prospettive dei mercati energetici europei, lo stoccaggio di energia, in particolare le batterie e l’idrogeno verde, nonché la situazione attuale e le prospettive dell’autoconsumo. Verranno inoltre illustrati i servizi di AleaSoft per gli operatori del mercato dell’energia. Xavier Cugat, direttore di prodotto di Pylontech, e Francisco Valverde, professionista indipendente per lo sviluppo delle energie rinnovabili, parteciperanno al tavolo di analisi del webinar.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.