AleaSoft Energy Forecasting, 2 Agosto 2024. A luglio, i prezzi dei mercati elettrici spagnoli, Portogallo, Francia e Italia sono saliti rispetto a giugno, spinti dall’aumento delle temperature che ha favorito l’aumento del fabbisogno di elettricità. Anche il calo della produzione eolica in gran parte dei mercati ha favorito questa tendenza. Nei mercati situati più a nord del continente, l’aumento delle temperature e il fabbisogno sono stati inferiori. In questi mercati, i prezzi sono diminuiti seguendo il calo dei prezzi del gas e della CO2. La produzione fotovoltaica mensile è stata record in Germania, Spagna, Italia, Francia e Portogallo.
Produzione solare fotovoltaica, termoelettrica e produzione eolica
Nel luglio 2024, tutti i principali mercati elettrici europei hanno registrato aumenti della produzione solare superiori al 10% rispetto allo stesso mese dell’anno precedente. Il mercato portoghese è stato in testa alla classifica con una crescita del 48%. Negli altri mercati analizzati, la produzione di energia solare è aumentata dal 13% in Francia al 24% in Germania.
Rispetto a giugno 2024, la produzione solare di luglio è stata anche maggiore in tutti i principali mercati elettrici europei. Ancora una volta il mercato portoghese è stato in testa con un incremento del 28%. In questo caso, il mercato tedesco ha registrato il più basso incremento tra i mesi, dell’1,7%.
Nel luglio 2024, i cinque mercati analizzati hanno battuto record storici di produzione solare fotovoltaica mensile. Il mercato tedesco è in testa con una produzione di 9462 GWh, seguito dal mercato spagnolo con 5740 GWh. I mercati italiano e francese hanno prodotto rispettivamente 3632 GWh e 3064 GWh. Il mercato portoghese ha chiuso la lista con una produzione di 642 GWh.
Questi record di produzione riflettono l’aumento della capacità fotovoltaica installata su base annua. Secondo i dati di Red Eléctrica, tra luglio 2023 e luglio 2024, la Spagna ha aggiunto 3990 MW al sistema peninsulare. Nello stesso periodo, il mercato portoghese ha guadagnato 918 MW di nuova capacità fotovoltaica.
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 luglio 2024, la produzione di energia eolica è diminuita in tutti i principali mercati elettrici europei rispetto al luglio 2023. Le diminuzioni sono state comprese tra il 12% sul mercato italiano e il 30% su quello francese.
Rispetto al mese precedente, la produzione eolica è aumentata dell’1,4% nel mercato portoghese. Negli altri mercati analizzati, si sono registrati cali che vanno dal 3,5% in Francia al 14% in Italia.
Questi cali si sono verificati nonostante la capacità installata di energia eolica abbia continuato ad aumentare. Secondo i dati di Red Eléctrica, tra luglio 2023 e luglio 2024, la Spagna ha aggiunto al sistema peninsulare 874 MW di capacità eolica. Nello stesso periodo, il mercato portoghese ha aggiunto 6 MW di nuova capacità di questa tecnologia.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.
Fabbisogno di energia elettrica
Nel luglio 2024, il fabbisogno di energia elettrica è aumentato nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei rispetto allo stesso periodo del 2023. Il mercato belga ha registrato l’aumento maggiore, del 7,5%, mentre quello spagnolo ha registrato il più basso incremento, dello 0,4%. L’eccezione alla tendenza al rialzo della maggior parte dei mercati è stata il mercato olandese, dove questo valore è sceso del 4,8%.
Confrontando il fabbisogno di elettricità di luglio con quello del giugno 2024, la maggior parte dei mercati ha registrato nuovamente aumenti. Il mercato belga è stato l’unico in cui il fabbisogno è diminuito rispetto al mese precedente, del 3,2%. Il mercato italiano ha registrato la crescita più forte, con un incremento del 18%. Negli altri mercati analizzati, gli aumenti sono stati compresi tra lo 0,1% in Germania e il 13% in Spagna.
Nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei, luglio 2024 è stato meno caldo rispetto allo stesso mese del 2023. Il calo delle temperature medie è stato compreso tra 0,1°C nei Paesi Bassi e 0,6°C in Spagna. In Italia e Germania le temperature medie sono aumentate rispettivamente di 0,2°C e 0,4°C. In Gran Bretagna e Belgio sono stati simili a quelli di luglio 2023.
Al contrario, le temperature medie di luglio sono state superiori a quelle del mese precedente in tutti i mercati analizzati, in corrispondenza con l’avanzamento dell’estate. Le variazioni intermensili sono state comprese tra 1,9 °C in Gran Bretagna e 3,8 °C in Spagna e Italia.
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 luglio 2024, il prezzo medio mensile è stato inferiore a 75 €/MWh nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei. Le eccezioni sono state il mercato N2EX nel Regno Unito e il mercato IPEX in Italia, con medie di 82,46 €/MWh e 112,32 €/MWh rispettivamente. Il mercato nordico del Nord Pool ha registrato il prezzo mensile più basso, pari a 24,47 €/MWh. Per gli altri mercati europei dell’energia elettrica analizzati in AleaSoft Energy Forecasting, le medie sono state tra i 47,03 €/MWh del mercato EPEX SPOT in Francia e i 74,12 €/MWh del mercato MIBEL in Portogallo.
Rispetto a giugno, i prezzi medi sono diminuiti nei mercati dell’elettricità situati più a nord dell’Europa. Per contro, i mercati italiano, portoghese, spagnolo e francese hanno registrato aumenti rispettivamente dell’8,9%, del 28%, del 29% e del 38%. Negli altri mercati, i prezzi sono scesi dal 2% del mercato britannico e olandese al 21% del mercato tedesco.
Confrontando i prezzi medi del mese di luglio con quelli dello stesso mese del 2023, i prezzi sono scesi nella maggior parte dei mercati analizzati. In questo caso le eccezioni sono state i mercati italiano e britannico, con leggeri incrementi rispettivamente dello 0,2% e dello 0,5%. Il mercato francese ha invece registrato la più forte diminuzione, con un calo del 39%. Negli altri mercati, i cali dei prezzi sono stati compresi tra il 9,4% del mercato olandese e il 30% del mercato nordico.
In conseguenza dei cali di prezzo registrati, nel luglio 2024 il mercato nordico ha registrato la media più bassa dall’ottobre 2023. Tuttavia, il mercato portoghese ha registrato la media mensile più alta da novembre 2023, mentre i mercati italiano e spagnolo hanno registrato le medie mensili più alte da gennaio e febbraio 2024, rispettivamente.
Nel luglio 2024, il calo dei prezzi del gas e delle quote di emissione di CO2 rispetto al mese precedente, nonché l’aumento generalizzato della produzione solare rispetto a giugno, hanno favorito il calo dei prezzi in gran parte dei mercati elettrici europei. Tuttavia, l’aumento del fabbisogno ha contribuito all’aumento dei prezzi in alcuni mercati. Inoltre, nei mercati spagnolo, francese e italiano la produzione di energia eolica è diminuita, contribuendo anche all’aumento dei prezzi in questi mercati.
Inoltre, nel mese di luglio 2024, il calo del prezzo medio delle quote di emissione di CO2 e l’aumento generalizzato della produzione solare rispetto al luglio 2023 hanno portato a un calo dei prezzi su base annua nella maggior parte i mercati europei dell’elettricità.
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 $83,88/bbl nel mese di luglio. Questo valore è stato dell’1,1% superiore a quello raggiunto dai futures di giugno del mese di fronte, pari a $ 83.00/ bbl. Inoltre, è stato del 4,6% superiore ai futures Front-Month di 80,16 $/bbl negoziati nel luglio 2023.
Durante il mese di luglio, i tagli di produzione dell’OPEC+ e il timore degli effetti degli incendi boschivi sulla produzione canadese hanno portato all’aumento dei prezzi dei futures sul Brent. Hanno avuto un impatto anche le aspettative di un maggiore fabbisogno per i viaggi estivi e la possibilità di tassi d’interesse più bassi negli Stati Uniti a partire da settembre La pressione sui prezzi. Tuttavia, le preoccupazioni per il fabbisogno in Cina e il dollaro forte hanno limitato gli aumenti dei prezzi, che sono stati inferiori al 5% rispetto a giugno 2024 e luglio 2023.
Per quanto riguarda i futures del gas TTF sul mercato ICE per il Front-Month, il valore medio registrato nel mese di luglio è stato di 32,68 €/MWh. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, rispetto alla media dei futures Front-Month scambiati nel mese di giugno, di 34,47 €/MWh, la media di luglio è calata del 5,2%. Al contrario, se si confrontano i futures Front-Month negoziati nel mese di luglio 2023, quando il prezzo medio era di 29,48 €/MWh, c’è stato un aumento dell’11%.
Durante il mese di luglio, i problemi nello stabilimento di esportazione di gas naturale liquefatto di Freeport hanno esercitato la loro influenza al rialzo sui prezzi dei futures del gas TTF. Il forte fabbisogno asiatico ha anche influenzato l’offerta di gas naturale liquefatto, contribuendo all’aumento dei prezzi rispetto al luglio 2023. Tuttavia, i livelli del fabbisogno in Europa e le riserve elevate hanno portato a un calo dei prezzi di questi futures rispetto al mese precedente.
Per quanto riguarda i contratti future di emissioni di CO2 sul mercato EEX per il contratto di riferimento del dicembre 2024, hanno raggiunto un prezzo medio a luglio di 68,17 €/t. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, ciò rappresenta un calo del 2,2% rispetto alla media del mese precedente di 69,69 €/t. Rispetto alla media del mese di luglio 2023, pari a 92,51 €/t, la media del luglio 2024 è stata inferiore del 26%.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ICE e EEX.
Analisi di AleaSoft Energy Forecasting necessarie per il finanziamento e la valutazione dei progetti rinnovabili
AleaSoft Energy Forecasting e AleaGreen forniscono report di previsione delle curve dei prezzi a lungo termine per i mercati dell’energia elettrica globali. Queste previsioni sono necessarie per il finanziamento di progetti di energia rinnovabile, la gestione dei rischi e delle coperture, la negoziazione di PPA, operazioni di M&A, per la valutazione di portafogli e audit, nel trading energetico a lungo termine e in altri usi legati allo sviluppo delle energie rinnovabili.
Le previsioni dei prezzi a lungo termine di AleaSoft Energy Forecasting e AleaGreen hanno granularità orarie, orizzonte temporale di 30 anni e intervalli di confidenza. Inoltre, includono previsioni del prezzo catturato dal fotovoltaico e dall’eolico con granularità annuale.
AleaSoft Energy Forecasting e AleaGreen offrono anche previsioni a lungo termine delle curve dei prezzi di vendita dell’energia per i sistemi elettrici e i territori extra-peninsulari.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
