AleaSoft Energy Forecasting, 8 Gennaio 2024. Nella prima settimana del 2024, l’aumento del fabbisogno ha spinto l’aumento dei prezzi nella maggior parte dei mercati elettrici europei. Tuttavia, in Spagna, Portogallo e Italia, i prezzi sono diminuiti a causa di un significativo aumento della produzione eolica. Il 2 gennaio, la Francia ha raggiunto un record di produzione eolica giornaliera di 402 GWh. Quel giorno, i futuri Front-Month del gas TTF su ICE hanno segnato il prezzo di chiusura più basso dalla prima metà di agosto 2023, raggiungendo i 30,57 €/MWh.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.
Per quanto riguarda la produzione eolica, la prima settimana del 2024 ha visto aumenti nella maggior parte dei principali mercati europei dell’elettricità rispetto alla settimana precedente. L’Italia ha guidato gli aumenti, con il 246%. Anche il mercato spagnolo ha registrato un aumento significativo, del 157%. Il mercato francese ha avuto il minor incremento, dell’1,1%. Nonostante ciò, il 2 gennaio la Francia ha generato 402 GWh con energia eolica, il più alto valore giornaliero della serie storica. Sebbene il mercato tedesco sia stato il leader nella produzione eolica tra i mercati analizzati durante la settimana, ha registrato un calo del 23% rispetto alla produzione dell’ultima settimana del 2023.
Secondo le previsioni di produzione eolica di AleaSoft Energy Forecasting, si prevede un calo della produzione con questa tecnologia in tutti i mercati analizzati per la settimana dell’8 gennaio.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid ed ELIA.
Le previsioni di prezzo di AleaSoft Energy Forecasting indicano che nella seconda settimana di gennaio i costi potrebbero continuare ad aumentare nei mercati elettrici europei. La ripresa del fabbisogno e il calo generalizzato della produzione eolica potrebbero contribuire a questo comportamento.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool e GME.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ICE ed EEX.
Produzione solare fotovoltaica, termoelettrica e produzione eolica
Nella settimana del 1º gennaio, la produzione solare è diminuita nella maggior parte dei principali mercati europei dell’elettricità rispetto alla settimana precedente. Il mercato tedesco ha registrato il calo maggiore, del 33%, mentre il mercato italiano ha registrato il calo minore, del 7,7%. La penisola iberica è stata l’eccezione, poiché la produzione solare è aumentata del 4%, principalmente a causa dell’aumento del 22% sul mercato portoghese. Il 7 gennaio, il mercato spagnolo ha generato 80 GWh con energia solare fotovoltaica, segnando la più grande produzione con questa tecnologia dalla fine di novembre dello scorso anno. Secondo le previsioni di produzione solare di AleaSoft Energy Forecasting, questa dovrebbe aumentare in Germania, Italia e Spagna entro la settimana dell’8 gennaio.Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.
Per quanto riguarda la produzione eolica, la prima settimana del 2024 ha visto aumenti nella maggior parte dei principali mercati europei dell’elettricità rispetto alla settimana precedente. L’Italia ha guidato gli aumenti, con il 246%. Anche il mercato spagnolo ha registrato un aumento significativo, del 157%. Il mercato francese ha avuto il minor incremento, dell’1,1%. Nonostante ciò, il 2 gennaio la Francia ha generato 402 GWh con energia eolica, il più alto valore giornaliero della serie storica. Sebbene il mercato tedesco sia stato il leader nella produzione eolica tra i mercati analizzati durante la settimana, ha registrato un calo del 23% rispetto alla produzione dell’ultima settimana del 2023.
Secondo le previsioni di produzione eolica di AleaSoft Energy Forecasting, si prevede un calo della produzione con questa tecnologia in tutti i mercati analizzati per la settimana dell’8 gennaio.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.
Fabbisogno di energia
I principali mercati europei dell’elettricità hanno registrato un aumento del fabbisogno di energia elettrica nella settimana del 1º gennaio rispetto alla settimana precedente. Si prevedeva che il fabbisogno sarebbe stato recuperato dopo la celebrazione del Natale della settimana precedente. Tra tutti i mercati analizzati, il mercato britannico ha registrato il maggiore incremento, raggiungendo il 20%. Il mercato spagnolo ha registrato il minor incremento, dell’1,8%. Nella prima settimana del 2024, la maggior parte dei mercati analizzati ha registrato un calo delle temperature medie. Tali diminuzioni hanno anche favorito l’aumento del fabbisogno. Le diminuzioni sono state comprese tra 1,3°C in Francia e 2,6°C in Germania. Nei paesi dell’Europa meridionale, invece, si sono registrate temperature medie meno fredde. Sono stati osservati aumenti compresi tra 0,3°C in Italia e 2,2°C in Spagna. Secondo le previsioni di AleaSoft Energy Forecasting, la tendenza dovrebbe continuare e il fabbisogno di energia elettrica dovrebbe aumentare in tutti i mercati analizzati nella settimana dell’8 gennaio.Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid ed ELIA.
Mercati europei dell’elettricità
Nella settimana del 1º gennaio, i prezzi della maggior parte dei principali mercati europei dell’elettricità sono aumentati rispetto alla settimana precedente. Fanno eccezione il mercato IPEX in Italia, con un calo del 14%, e il mercato MIBEL in Spagna e Portogallo, con un calo del 23%. D’altra parte, il mercato EPEX SPOT in Germania ha registrato il maggiore aumento percentuale, pari al 222%. Nel resto dei mercati analizzati in AleaSoft Energy Forecasting, i prezzi sono aumentati tra il 49% del mercato N2EX del Regno Unito e il 163% del mercato EPEX SPOT della Francia. Nella prima settimana di gennaio, le medie settimanali sono state inferiori a 85 €/MWh in quasi tutti i mercati elettrici europei analizzati. L’eccezione è stata il mercato italiano, che ha raggiunto la più alta media di 100,01 €/MWh. Negli altri mercati analizzati, i prezzi sono stati compresi tra i 58,88 €/MWh del mercato spagnolo e gli 83,13 €/MWh del mercato Nord Pool dei paesi nordici. Per quanto riguarda i prezzi orari, il 1º e il 3 gennaio i mercati tedesco, belga, francese e olandese hanno registrato prezzi orari negativi. Il 1º gennaio anche il mercato britannico ha registrato prezzi negativi. Tuttavia, questi prezzi negativi non erano così bassi come quelli raggiunti su questi mercati durante la settimana precedente. Mentre, venerdì 5 gennaio, dalle 16:00 alle 17:00, il prezzo del mercato nordico è stato di 254,58 €/MWh. Questo è stato il prezzo orario più alto da dicembre 2022. Il mercato MIBEL ha registrato i prezzi giornalieri più bassi tra il 5 e il 7 gennaio, il che ha favorito la più bassa media settimanale rispetto agli altri principali mercati europei. Durante la settimana del 1º gennaio, l’aumento generalizzato del fabbisogno di energia elettrica ha portato all’aumento dei prezzi sui mercati europei dell’energia elettrica. Anche il calo della produzione solare in paesi come la Germania o la Francia e il calo della produzione eolica tedesca hanno contribuito agli aumenti dei prezzi. Tuttavia, il forte aumento della produzione eolica in Italia e nella penisola iberica ha favorito il calo dei prezzi in questi mercati.
Le previsioni di prezzo di AleaSoft Energy Forecasting indicano che nella seconda settimana di gennaio i costi potrebbero continuare ad aumentare nei mercati elettrici europei. La ripresa del fabbisogno e il calo generalizzato della produzione eolica potrebbero contribuire a questo comportamento.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool e GME.
Brent, combustibili e CO2
I futures sul petrolio Brent per il Front-Month sul mercato ICE martedì 2 gennaio hanno registrato il loro prezzo di chiusura settimanale minimo di 75,89 $/bbl. Per il resto della settimana, i prezzi sono stati superiori a $77,50/bbl. Venerdì 5 gennaio, questi futures hanno raggiunto il loro prezzo di chiusura settimanale massimo di 78,76 $/bbl. Nella prima settimana di gennaio, l’instabilità in Medio Oriente ha esercitato la sua influenza al rialzo sui prezzi dei futures sul petrolio Brent. Anche le interruzioni della produzione in Libia hanno contribuito all’aumento dei prezzi. Tuttavia, l’annuncio di tagli dei prezzi da parte dell’Arabia Saudita potrebbe esercitare la sua influenza al ribasso nella seconda settimana di gennaio. Per quanto riguarda i futures sul gas TTF sul mercato ICE per il Front-Month, martedì 2 gennaio sono proseguiti con i cali delle ultime sessioni della settimana precedente. Quel giorno hanno raggiunto il prezzo di chiusura minimo settimanale, di 30,57 €/MWh. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo è stato il più basso dalla prima metà di agosto 2023. A partire da mercoledì 3 gennaio, i prezzi hanno iniziato ad aumentare. Di conseguenza, venerdì 5 gennaio i futures sul gas TTF hanno raggiunto il loro prezzo di chiusura settimanale massimo di 34,55 €/MWh. Questo prezzo è aumentato del 6,8% rispetto al venerdì precedente. Nella prima settimana di gennaio, le previsioni di un’ondata di freddo in Europa hanno influenzato al rialzo i prezzi dei futures sul gas TTF. Tuttavia, all’inizio della seconda settimana di gennaio, le previsioni di temperature più miti, abbondante offerta e livelli ancora elevati delle riserve europee potrebbero influenzare al ribasso i prezzi di questi futures. Per quanto riguarda i future sulle quote di emissioni di CO2 sul mercato EEX per il contratto di riferimento del dicembre 2024, nella prima settimana di gennaio i prezzi di chiusura sono stati inferiori a quelli della settimana precedente. Mercoledì 3 gennaio questi futures hanno raggiunto il loro prezzo di chiusura massimo settimanale, di 77,35 €/t. Nella sessione successiva sono scesi del 2,0% a 75,82 €/t. Questo era il prezzo minimo di chiusura della prima settimana di gennaio.Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ICE ed EEX.
