La minore produzione da fonti rinnovabili fa aumentare i prezzi dell’elettricità in Europa nella terza settimana di settembre

AleaSoft Energy Forecasting 23 settembre 2024. Nella terza settimana di settembre, i prezzi nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei sono stati più alti rispetto alla settimana precedente. Questa tendenza è stata sostenuta dal calo della produzione solare ed eolica nella maggior parte dei mercati. Nonostante il calo settimanale, il 17 la produzione eolica ha raggiunto livelli che non si vedevano da diversi mesi in Spagna, Portogallo e Francia. I futures su gas e CO₂ sono scesi, con quest’ultimo che ha registrato il prezzo di chiusura più basso dal 6 aprile.

Produzione solare fotovoltaica e solare termica e produzione di energia eolica

Nella settimana del 16 settembre, la produzione solare è diminuita nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei rispetto alla settimana precedente. I mercati portoghese e spagnolo hanno registrato i maggiori cali, rispettivamente del 25% e del 24%. L’ultima volta che si sono registrati cali così consistenti nella penisola iberica è stato tra la fine di marzo e l’inizio di aprile del 2024. Il mercato francese ha registrato il calo più contenuto, pari al 12%, invertendo la tendenza al rialzo della settimana precedente. Nel mercato tedesco, invece, la produzione solare è aumentata del 36% dopo due settimane di calo. Nella settimana del 23 settembre, secondo le previsioni di AleaSoft Energy Forecasting, la produzione solare aumenterà in Spagna e diminuirà in Germania e Italia.

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 terza settimana di settembre, anche la produzione eolica settimanale è diminuita nella maggior parte dei principali mercati europei, invertendo la tendenza al rialzo della settimana precedente. Il mercato italiano ha registrato il calo maggiore, pari al 78%, mentre in Portogallo, Germania e Spagna la produzione eolica è scesa rispettivamente del 27%, 18% e 15%. Fa eccezione il mercato francese, dove la produzione di energia eolica è aumentata del 5,4%.

Nonostante il calo della produzione settimanale, martedì 17 settembre la produzione giornaliera di energia eolica ha raggiunto livelli che non si vedevano da diversi mesi. Quel giorno, il mercato spagnolo ha generato 257 GWh, la produzione giornaliera più alta dal 1° giugno. Allo stesso modo, il mercato francese ha generato 232 GWh, un valore che non si vedeva da metà aprile, e il mercato portoghese ha generato 63 GWh, la produzione più alta da metà maggio.

Nella settimana del 23 settembre, secondo le previsoni di produzione di energia eolica di AleaSoft Energy Forecasting, le tendenze al ribasso saranno invertite. La produzione di energia eolica aumenterà in Germania, Italia e penisola iberica. Nel mercato francese, invece, la produzione di energia eolica diminuirà.

Fabbisogno di energia elettrica

Nella settimana del 16 settembre, l’evoluzione intersettimanale della fabbisogno elettrico non ha mostrato un andamento omogeneo nei principali mercati elettrici europei, in contrasto con la tendenza al ribasso osservata la settimana precedente. La Gran Bretagna è in cima alla lista dei mercati in cui la fabbisogno è aumentato, con un incremento del 3,0%. Segue il mercato portoghese, dove la fabbisogno è aumentato per la seconda settimana consecutiva, questa volta del 2,1%. I mercati belga e francese hanno registrato gli aumenti più contenuti, rispettivamente dello 0,8% e dello 0,1%. Nel mercato spagnolo la domanda è rimasta simile a quella della settimana precedente, mentre i mercati italiano, tedesco e olandese hanno registrato un calo della domanda. Nel mercato italiano, la domanda è diminuita per la terza settimana consecutiva, con un calo del 4,6%. Nei mercati tedesco e olandese, la domanda è diminuita per la seconda settimana consecutiva, con cali rispettivamente del 2,3% e del 2,1%.

Allo stesso tempo, le temperature medie sono aumentate nella maggior parte dei mercati analizzati. L’aumento varia da 2,9°C in Francia a 4,0°C nei Paesi Bassi. In Italia, Spagna e Portogallo, invece, le temperature medie sono diminuite rispettivamente di 2,1°C, 0,6°C e 0,4°C.

Nella settimana del 23 settembre, secondo le previsioni di fabbisogno de AleaSoft Energy Forecasting, la fabbisogno aumenterà nei mercati tedesco, francese, belga, olandese e britannico. Al contrario, la fabbisogno nella Penisola Iberica e in Italia diminuirà.

Mercati elettrici europei

Nella terza settimana di settembre, i prezzi medi nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei sono aumentati rispetto alla settimana precedente. Fanno eccezione i mercati EPEX SPOT di Francia, Paesi Bassi e Belgio, con cali rispettivamente del 17%, 2,9% e 0,7%. Il mercato nordico Nord Pool ha registrato il più alto aumento percentuale dei prezzi, pari al 91%. Negli altri mercati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, i prezzi sono aumentati tra lo 0,5% del mercato tedesco EPEX SPOT e il 18% del mercato spagnolo MIBEL e del mercato britannico N2EX.

Nella terza settimana di settembre, le medie settimanali sono state inferiori a 81 €/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 95,81 €/MWh e 111,60 €/MWh. Il mercato nordico ha registrato la media settimanale più bassa, pari a 25,84 €/MWh. Nel resto dei mercati analizzati, i prezzi variavano da 42,86 €/MWh nel mercato francese a 80,26 €/MWh nel mercato tedesco.

Per quanto riguarda i prezzi orari, molti dei mercati analizzati hanno registrato prezzi nulli o negativi nella terza settimana di settembre. Il prezzo più basso della settimana, -3,95 €/MWh, è stato registrato sabato 21 settembre dalle 14:00 alle 15:00 nei mercati tedesco, francese, olandese e belga. D’altra parte, il 16 e il 17 settembre i mercati spagnolo, portoghese e francese hanno registrato prezzi nulli per diverse ore, mentre il 18, 19 e 20 settembre i mercati tedesco, olandese e belga hanno registrato prezzi negativi per alcune ore. Domenica 22 settembre, il mercato tedesco ha nuovamente registrato ore di prezzi negativi. Al contrario, il mercato italiano, dove non sono stati raggiunti prezzi nulli o negativi, ha registrato il prezzo orario più alto della settimana, pari a 180,32 €/MWh il 16 settembre dalle 18:00 alle 19:00.

Nella settimana del 16 settembre, il calo della produzione eolica e solare nella maggior parte dei principali mercati europei ha contribuito all’aumento dei prezzi del mercato dell’elettricità, nonostante i prezzi più bassi del gas e della CO₂/sub> per l’intera settimana. Anche l’aumento della domanda di elettricità in alcuni mercati ha favorito questa tendenza.

Le previsioni di prezzo di AleaSoft Energy Forecasting indicano che, nella quarta settimana di settembre, i prezzi diminuiranno nella maggior parte dei mercati elettrici europei analizzati, favoriti dalla ripresa della produzione eolica nella maggior parte dei mercati e solare in Spagna.

Brent, combustibili e CO₂

Nella terza settimana di settembre, i prezzi di chiusura dei futures sul petrolio Brent per il Front-Month sul mercato ICE sono aumentati nella maggior parte delle sessioni e hanno superato i 72 $/bbl. Lunedì 16 settembre, questi futures hanno registrato il prezzo di chiusura settimanale più basso, pari a 72,75 $/bbl. Come conseguenza della tendenza al rialzo, giovedì 19 settembre questi futures hanno raggiunto il massimo settimanale di 74,88 $/bbl. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo è stato il più alto dal 3 settembre. Venerdì 20 settembre il prezzo di chiusura è sceso leggermente a 74,49 $/bbl, ma era comunque superiore del 4,0% rispetto al venerdì precedente.

Nella terza settimana di settembre, il calo delle scorte di greggio negli Stati Uniti e le preoccupazioni per l’offerta a seguito dell’uragano Francine hanno esercitato un’influenza al rialzo sui prezzi dei futures sul greggio Brent. Anche il taglio dei tassi di interesse statunitensi ha contribuito all’aumento dei prezzi. Tuttavia, le preoccupazioni sull’andamento della fabbisogno in Cina hanno continuato a impedire ulteriori aumenti. D’altra parte, l’aumento dell’instabilità in Medio Oriente potrebbe portare a ulteriori aumenti dei prezzi nella quarta settimana di settembre.

I prezzi di chiusura dei futures sul gas TTF sul mercato ICE per il Front-Month sono rimasti al di sotto dei 36 €/MWh durante la terza settimana di settembre. Martedì 17 settembre, questi futures hanno raggiunto il loro prezzo di chiusura massimo settimanale di 35,55 €/MWh. Successivamente, i prezzi sono scesi e giovedì 19 settembre questi futures hanno registrato il loro minimo settimanale di chiusura a 33,08 €/MWh. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo è stato il più basso dal 27 luglio. Venerdì 20 settembre il prezzo di chiusura è salito a 34,44 €/MWh. Questo prezzo era ancora inferiore del 3,4% rispetto al venerdì precedente.

Nella terza settimana di settembre sono proseguiti i lavori di manutenzione in Norvegia. Inoltre, i lavori di manutenzione sul gasdotto Medgaz, che si prevede continueranno fino alla quarta settimana di settembre, hanno influenzato il flusso di gas dall’Algeria. Tuttavia, gli elevati livelli di stock europei hanno permesso ai prezzi a termine del gas TTF di rimanere al di sotto dei 36 €/MWh. Inoltre, la notizia di un possibile accordo per la fornitura di gas dall’Azerbaigian attraverso l’Ucraina ha contribuito al calo dei prezzi giovedì 19 settembre, anche se la notizia è stata successivamente rettificata.

Per quanto riguarda i futures sulla CO₂ sul mercato EEX per il contratto benchmark di dicembre 2024, martedì 17 settembre hanno registrato il prezzo di chiusura settimanale più alto, pari a 64,34 €/t. Il 18 e il 19 settembre i prezzi di chiusura sono diminuiti. Giovedì 19 settembre, questi futures hanno raggiunto il loro minimo settimanale di 62,82 €/t. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo è stato il più basso dal 6 aprile. Venerdì 20 settembre, il prezzo di chiusura è aumentato a 63,39 €/t. Tuttavia, questo prezzo era ancora inferiore del 2,5% rispetto al venerdì precedente.

L’analisi di AleaSoft Energy Forecasting sulle prospettive dei mercati energetici europei e della finanza di progetto rinnovabile

Giovedì 19 settembre, AleaSoft Energy Forecasting e AleaGreen hanno tenuto il 47° webinar della loro serie mensile. In questa occasione, il webinar ha analizzato 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. Inoltre, sono stati illustrati i servizi di AleaSoft per i trader di energia. Xavier Cugat, direttore di prodotto di Pylontech, e Francisco Valverde, professionista indipendente per lo sviluppo delle energie rinnovabili, hanno partecipato alla tavola rotonda di analisi.

Il prossimo webinar della serie, il numero 48, si terrà il 17 ottobre e vedrà la partecipazione di relatori di Deloitte, per la quinta volta. I temi trattati saranno l’evoluzione e le prospettive dei mercati energetici europei per l’inverno 2024-2025, il finanziamento dei progetti di energia rinnovabile e l’importanza delle previsioni negli audit e nella valutazione dei portafogli.

Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.