AleaSoft Energy Forecasting, 11 Marzo 2024. Nella prima settimana di marzo, la produzione solare fotovoltaica ha raggiunto il più alto valore giornaliero per un mese di marzo nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei. Ciò non ha impedito che i prezzi medi settimanali dei mercati fossero superiori a quelli della settimana precedente, aiutati dall’aumento del fabbisogno e dei prezzi di gas e CO2, nonché da una minore produzione eolica nella maggior parte dei mercati. Il mercato MIBEL ha nuovamente registrato i prezzi più bassi e domenica 10 marzo ha raggiunto il prezzo più basso dal febbraio 2014.
Produzione solare fotovoltaica, termoelettrica e produzione eolica
Nella settimana del 4 marzo, la produzione di energia solare è aumentata nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei rispetto alla settimana precedente. Il mercato italiano ha registrato il maggiore incremento, del 44%, invertendo la tendenza al ribasso delle due settimane precedenti. Il mercato tedesco ha registrato il più basso incremento, del 16%, aumentando costantemente per la quarta settimana consecutiva. Solo nella penisola iberica si è registrato un calo della produzione solare, del 6,5% in Portogallo e del 12% in Spagna.
Nella maggior parte dei mercati analizzati, i livelli di produzione fotovoltaica giornaliera più elevati mai registrati sono stati registrati entro un mese di marzo. L’elenco inizia con il mercato tedesco, che l’8 marzo ha prodotto 249 GWh, il valore più alto da metà settembre. Il mercato spagnolo ha generato 137 GWh per due giorni consecutivi, il 5 e 6 marzo, livello visto l’ultima volta in estate, il 31 agosto. Il mercato francese ha generato 85 GWh il 7 marzo, che è anche il valore più alto dalla fine di settembre. L’elenco viene chiuso dal Portogallo, dove il 5 marzo la produzione solare ha raggiunto i 13 GWh, valore leggermente inferiore ai record registrati a febbraio, ma che per il momento è il più alto mai registrato in un mese di marzo.
Per la settimana dell’11 marzo, secondo le previsioni di produzione solare di AleaSoft Energy Forecasting, la tendenza al rialzo di questa settimana continuerà e aumenterà in Germania, Spagna e Italia.
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.
Nella settimana del 4 marzo, la produzione eolica è diminuita nella maggior parte dei principali mercati europei dell’elettricità rispetto alla settimana precedente. Il mercato francese ha registrato il calo maggiore, del 32%, proseguendo la tendenza della settimana precedente. Il mercato portoghese ha registrato il minor calo, del 13%, invertendo gli aumenti delle due settimane precedenti. Al contrario, la produzione eolica in Germania è aumentata del 28%. Il mercato italiano ha seguito una tendenza simile per la terza settimana consecutiva, questa volta con un aumento del 7,6%.
Per la settimana dell’11 marzo, le previsioni di produzione eolica di AleaSoft Energy Forecasting indicano che la tendenza al ribasso continuerà nella penisola iberica e in Francia. L’Italia vedrà anche un calo della produzione eolica, invertendo la tendenza al rialzo delle ultime settimane. La produzione di energia eolica dovrebbe aumentare solo in Germania.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.
Fabbisogno di energia elettrica
Nella settimana del 4 marzo, il fabbisogno di energia elettrica è diminuito nella maggior parte dei principali mercati europei dell’elettricità in modo infrasettimanale, invertendo la tendenza al rialzo della settimana precedente. Le diminuzioni hanno oscillato tra lo 0,5% sui mercati italiano e tedesco e il 4,7% sul mercato belga. Sui mercati olandese e tedesco il fabbisogno è diminuito rispettivamente per la quarta e la seconda settimana consecutiva. La penisola iberica è stata l’eccezione alla tendenza al ribasso osservata negli altri mercati analizzati. Infatti, i mercati portoghese e spagnolo hanno registrato un aumento per la terza settimana consecutiva, rispettivamente dello 0,3% e dell’1%.
Nella prima settimana di marzo le temperature medie sono scese tra 0,1 e 0,7°C rispetto alla settimana precedente nella maggior parte dei mercati europei analizzati. Solo in Gran Bretagna, Belgio e Francia le temperature medie sono aumentate tra 0,5°C e 0,9°C.
Per la settimana dell’11 marzo, secondo le previsioni del fabbisogno di AleaSoft Energy Forecasting, ci sarà un aumento in Germania, Portogallo, Gran Bretagna e Paesi Bassi, invertendo nella maggior parte dei casi la tendenza al ribasso della settimana precedente. Al contrario, la domanda scenderà sui mercati francese, spagnolo, italiano e belga.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid ed ELIA.
Mercati europei dell’elettricità
Durante la settimana del 4 marzo, i prezzi medi dei principali mercati elettrici europei hanno continuato ad aumentare. L’eccezione è stata costituita dal mercato EPEX SPOT in Germania e nei Paesi Bassi, con diminuzioni rispettivamente del 4,1% e del 7%. Al contrario, il mercato MIBEL di Spagna e Portogallo, che la settimana precedente aveva registrato diminuzioni, ha registrato i maggiori aumenti percentuali dei prezzi, a causa dei prezzi bassi che si registrano su questo mercato, soprattutto nell’ultima settimana di febbraio. La media del mercato portoghese è aumentata del 183% e quella del mercato spagnolo del 211%, rimanendo in media a 12,81 €/MWh e 14,10 €/MWh rispettivamente. Negli altri mercati analizzati in AleaSoft Energy Forecasting, i prezzi sono aumentati tra l’1,1% del mercato N2EX del Regno Unito e il 31% del mercato Nord Pool dei paesi nordici.
Nonostante questi aumenti, nella prima settimana di marzo le medie settimanali sono rimaste al di sotto dei 70 €/MWh nella maggior parte dei mercati europei dell’energia elettrica analizzati. Fanno eccezione il mercato belga, il mercato britannico e il mercato IPEX in Italia, con una media di 70,44 €/MWh, 73,03 €/MWh e 90,51 €/MWh rispettivamente. I mercati portoghese e spagnolo hanno invece ripreso a registrare i prezzi settimanali più bassi, rispettivamente di 12,81 €/MWh e 14,1 €/MWh. Negli altri mercati analizzati, i prezzi erano compresi tra 62,63 €/MWh sul mercato olandese e 67,79 €/MWh sul mercato francese.
Per quanto riguarda i prezzi orari, il 9 e 10 marzo il mercato tedesco ha registrato 7 ore con prezzi negativi. Anche il mercato olandese ha registrato 11 ore con prezzi negativi dall’8 al 10 marzo. Il prezzo orario più basso, di 39,79 €/MWh, è stato raggiunto dal mercato olandese il 9 marzo, dalle 13:00 alle 14:00. Questo prezzo è stato il più basso di questo mercato dalla prima metà di agosto 2023. Inoltre, nonostante l’aumento della media settimanale, la combinazione di alta produzione rinnovabile e basso fabbisogno ha anche portato a prezzi bassi sul mercato MIBEL. In questo caso, dall’8 al 10 marzo, ci sono state 38 ore al prezzo di 0 €/MWh. Nel caso dei prezzi giornalieri, domenica 10 marzo, il mercato MIBEL di Spagna e Portogallo ha raggiunto una media di 0,54 €/MWh. Questo prezzo è stato il più basso dal febbraio 2014 sul mercato iberico.
Durante la settimana del 4 marzo, l’aumento del prezzo medio del gas e dei diritti di emissione di CO2 ha portato all’aumento dei prezzi dei mercati europei dell’elettricità. Anche il calo della produzione eolica nella maggior parte dei mercati analizzati ha contribuito a questo comportamento. Nel caso del mercato MIBEL, inoltre, la produzione di energia solare è diminuita e il fabbisogno di energia elettrica è aumentato. Al contrario, l’aumento della produzione di energia eolica e solare in Germania ha contribuito al calo dei prezzi su tale mercato.
Le previsioni di prezzo di AleaSoft Energy Forecasting indicano che nella seconda settimana di marzo gli aumenti di prezzo potrebbero continuare nei mercati europei dell’elettricità. Il calo della produzione eolica nella maggior parte dei mercati e l’aumento del fabbisogno in alcuni di essi favoriranno questo comportamento.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool e GME.
Brent, combustibili e CO2
Nella prima settimana di marzo, i prezzi di chiusura dei futures sul petrolio Brent per il Front-Month sul mercato ICE sono rimasti al di sotto di 83 $/bbl. I prezzi sono scesi fino a registrare il prezzo di chiusura minimo settimanale, di 82,04 $/bbl, martedì 5 marzo. Successivamente, il 6 e 7 marzo, il prezzo di chiusura è stato di 82,96 $/bbl, il più alto della settimana. Venerdì il prezzo di chiusura è sceso di nuovo. Questo è stato di 82,08 $/bbl, in calo dell’1,8% rispetto al venerdì precedente.
Nella prima settimana di marzo, la preoccupazione per l’andamento del fabbisogno in Cina ha esercitato la sua influenza al ribasso sui prezzi dei futures sul petrolio Brent. Tuttavia, l’instabilità in Medio Oriente e i tagli alla produzione dei paesi membri dell’OPEC+ hanno contribuito a mantenere i prezzi di chiusura sopra gli 82 $/bbl.
Per quanto riguarda i futures sul gas TTF sul mercato ICE per il Front-Month, i prezzi di chiusura sono aumentati fino a raggiungere il loro prezzo di chiusura massimo settimanale di 27,47 €/MWh martedì 5 marzo. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo è stato del 13% superiore a quello del martedì precedente e il più alto delle ultime quattro settimane. Giovedì 7 marzo, invece, questi futures hanno registrato il loro prezzo di chiusura settimanale minimo di 25,99 €/MWh. Venerdì i prezzi sono aumentati e nell’ultima sessione della settimana il prezzo di chiusura è stato di 26,39 €/MWh, con un 2,3% in più rispetto al venerdì precedente.
Nella prima settimana di marzo, la preoccupazione per l’approvvigionamento a causa dei ritardi nel ritorno al pieno funzionamento dell’impianto di esportazione di gas naturale liquefatto di Freeport ha esercitato la sua influenza al rialzo sui prezzi dei futures sul gas TTF. Tuttavia, gli elevati livelli delle riserve europee hanno fatto sì che i prezzi rimanessero al di sotto dei 28 €/MWh.
Per quanto riguarda i futures sulle quote di CO2 sul mercato EEX per il contratto di riferimento del dicembre 2024, la tendenza al rialzo iniziata alla fine della settimana precedente è proseguita fino a martedì 5 marzo. Quel giorno, questi futures hanno registrato il loro prezzo di chiusura massimo settimanale, di 60,54 €/t. Secondo i dati analizzati in AleaSoft Energy Forecasting, questa è stata l’unica occasione in cui i prezzi di chiusura hanno superato i 60 €/t nelle ultime quattro settimane. Nelle altre sessioni della prima settimana di marzo, i prezzi sono diminuiti. Di conseguenza, venerdì 8 marzo, il prezzo di chiusura è stato di 58,39 €/t, ancora il 3,6% in più rispetto al venerdì precedente.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ICE ed EEX.
AleaSoft Energy Forecasting analizza le prospettive dei mercati dell’energia in Europa, il finanziamento e la valutazione dei progetti rinnovabili
Giovedì 14 marzo, AleaSoft Energy Forecasting e AleaGreen terranno il loro terzo webinar del 2024, anno del XXV anniversario della fondazione di AleaSoft Energy Forecasting. In questa occasione, i relatori ospiti di EY parteciperanno per la quarta volta alla serie di webinar mensili. Il webinar analizzerà le prospettive dei mercati europei dell’energia, la regolamentazione, il finanziamento dei progetti di energie rinnovabili, i PPA, l’autoconsumo, la valutazione del portfolio, l’asta di idrogeno verde e l’Innovation fund.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
