AleaSoft Energy Forecasting, 11 novembre 2024. Nella prima settimana di novembre, i prezzi sono aumentati nei principali mercati europei dell’elettricità, con la maggior parte di essi che ha superato la media settimanale di 110 €/MWh. In alcuni mercati, i prezzi orari sono stati i più alti dal 2022 e in altri i più alti di quest’anno. L’aumento della domanda e il calo della produzione eolica e fotovoltaica in alcuni mercati hanno sostenuto gli aumenti. Inoltre, i prezzi del gas hanno continuato a essere tra i più alti dell’anno, superando i 40 €/MWh.
Produzione solare fotovoltaica e produzione eolica
Nella settimana del 4 novembre, la produzione di energia solare fotovoltaica nella penisola iberica è aumentata rispetto alla settimana precedente. Il mercato spagnolo ha registrato l’incremento maggiore, pari al 21%, mentre in Portogallo è aumentato dell’1,1%. Nel resto dei principali mercati europei, la produzione con questa tecnologia è diminuita. Il mercato tedesco ha registrato il calo maggiore, pari al 40%, e ha mantenuto la tendenza al ribasso per la quarta settimana consecutiva. I mercati italiano e francese hanno registrato cali rispettivamente del 23% e del 24%.
Il 6 novembre i mercati spagnolo e portoghese hanno raggiunto record di produzione solare fotovoltaica per l’undicesimo mese dell’anno. In Spagna è stata registrata la più alta produzione giornaliera storica per un mese di novembre, con 109 GWh, mentre in Portogallo è stato raggiunto il secondo valore più alto, con 13 GWh, solo dietro al record raggiunto la settimana precedente.
Per la settimana dell’11 novembre, le previsioni di produzione solare di AleaSoft Energy Forecasting prevedono un aumento nei mercati tedesco e spagnolo, mentre si prevede una diminuzione della produzione solare nel mercato italiano.
Fonte: Preparato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando i dati di ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.
Fonte: Preparato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando i dati di ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.Nella prima settimana di novembre, la produzione di energia eolica è diminuita in tutti i principali mercati europei rispetto alla settimana precedente. Il mercato francese ha registrato la variazione minore, con un calo del 13%, e ha mantenuto la sua tendenza al ribasso per la sesta settimana consecutiva. I mercati di Italia, Penisola Iberica e Germania hanno registrato un’inversione di tendenza rispetto agli aumenti della settimana precedente. Il mercato italiano ha registrato un calo del 28%, mentre i mercati portoghese e spagnolo sono scesi rispettivamente del 33% e del 37%. In questa occasione, il mercato tedesco ha registrato il calo maggiore, pari al 61%.
Per la seconda settimana di novembre, le previsioni di produzione di energia eolica di AleaSoft Energy Forecasting prevedono un aumento della produzione di energia eolica in tutti i mercati europei analizzati.
Fonte: Preparato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando i dati di ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.Fabbisogno di energia elettrica
Nella prima settimana di novembre, la fabbisogno di energia elettrica è aumentato in modo generalizzato nei principali mercati elettrici europei rispetto alla settimana precedente. Il mercato italiano ha registrato l’aumento più consistente, pari al 10%, seguito da quelli belga e francese con aumenti rispettivamente del 9,2% e dell’8,0%. Nei mercati di Spagna, Paesi Bassi, Portogallo, Gran Bretagna e Germania, la domanda è cresciuta tra il 2,0% in Spagna e il 7,7% in Germania. Il mercato olandese ha registrato un aumento della fabbisogno per la settima settimana consecutiva, mentre in Gran Bretagna e in Francia la domanda è aumentata per la seconda e la terza settimana.
Le temperature medie sono diminuite nella maggior parte dei mercati analizzati. Il Belgio ha registrato il calo maggiore delle temperature medie, pari a 5,2°C, mentre la Francia ha registrato il calo minore, pari a 1,6°C. Gran Bretagna, Italia, Paesi Bassi e Germania hanno registrato diminuzioni che vanno dai 2,2°C della Gran Bretagna ai 4,8°C della Germania. Fanno eccezione Spagna e Portogallo, dove le temperature medie sono aumentate rispettivamente di 0,7°C e 0,9°C.
La ripresa dell’attività lavorativa durante la settimana successiva alla festività del 1° novembre, in cui si è celebrata la festa di Ognissanti a livello nazionale in Spagna, Portogallo, Italia e Belgio e in alcune regioni della Germania, insieme al calo delle temperature medie in gran parte dell’Europa, ha favorito l’aumento della domanda in tutti i mercati analizzati.
Secondo le previsioni sul fabbisogno di AleaSoft Energy Forecasting, la domanda aumenterà nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei per la settimana dell’11 novembre, ad eccezione di Germania e Belgio, dove si prevede una diminuzione rispetto alla settimana precedente.
Fonte: Preparato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando i dati di ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid e ELIA.Mercati elettrici europei
Nella prima settimana di novembre, i prezzi medi nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei sono aumentati rispetto alla settimana precedente. Il mercato nordico Nord Pool ha registrato il più alto aumento percentuale dei prezzi, pari al 198%, mentre il mercato italiano IPEX ha registrato l’aumento più basso, pari al 5,4%. Negli altri mercati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, i prezzi sono aumentati tra il 12% del mercato britannico N2EX e il 35% del mercato tedesco EPEX SPOT.
Nella prima settimana di novembre, le medie settimanali hanno superato i 110 €/MWh nella maggior parte dei mercati elettrici europei analizzati. Fa eccezione il mercato nordico, che ha registrato la media settimanale più bassa di 32,39 €/MWh. Al contrario, il mercato tedesco ha registrato la media settimanale più alta, pari a 146,20 €/MWh. L’ultima volta che il mercato tedesco ha registrato la media settimanale più alta tra i principali mercati elettrici europei è stato nella settimana del 24 giugno. Negli altri mercati analizzati, i prezzi variavano da 110,45 €/MWh sul mercato portoghese MIBEL a 135,11 €/MWh sul mercato olandese.
In termini di prezzi orari, martedì 5 novembre, dalle 18:00 alle 19:00, i mercati spagnolo, francese, italiano e portoghese hanno registrato un prezzo di 193,00 €/MWh. Questo prezzo è stato il più alto dal 24 ottobre 2023 nei mercati spagnolo e portoghese e dal 2 dicembre 2023 nel mercato francese.
Il 6 novembre, dalle 17:00 alle 18:00, i prezzi sui mercati tedesco e olandese sono stati di 820,11 €/MWh e 550,00 €/MWh, i più alti su questi mercati rispettivamente dal 27 giugno 2024 e dal 17 dicembre 2022. Lo stesso giorno, dalle 18:00 alle 19:00, i mercati belga e britannico hanno raggiunto i prezzi più alti dal 18 dicembre 2022, rispettivamente di 363,11 €/MWh e 329,09 £/MWh.
Nella settimana del 4 novembre, l’aumento della fabbisogno di elettricità e la diminuzione della produzione di energia eolica hanno fatto salire i prezzi nei mercati europei dell’elettricità. Anche il calo della produzione solare nella maggior parte dei mercati analizzati ha contribuito all’aumento dei prezzi. Inoltre, sebbene i prezzi del gas siano leggermente diminuiti rispetto alla settimana precedente, sono rimasti intorno ai 40 €/MWh o addirittura sopra, tra i livelli più alti registrati quest’anno. Nel caso del mercato MIBEL, la fermata programmata della centrale nucleare Ascó I dal 4 novembre per il rifornimento ha ridotto la produzione nucleare.
Le previsioni di prezzo di AleaSoft Energy Forecasting indicano che, nella seconda settimana di novembre, i prezzi diminuiranno nella maggior parte dei mercati elettrici europei, influenzati dall’aumento della produzione di energia eolica.
Fonte: Preparato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando i dati di OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool e GME.Brent, carburanti e CO2
I prezzi di chiusura dei futures sul greggio Brent per il Front-Month sul mercato ICE sono aumentati nella maggior parte delle sessioni della prima settimana di novembre. Giovedì 7 novembre, questi futures hanno raggiunto il prezzo di chiusura settimanale più alto, pari a 75,63 $/bbl. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo è stato il più alto dal 26 ottobre. Venerdì 8 novembre, tuttavia, si è registrato un calo del 2,3% rispetto al giorno precedente. Di conseguenza, questi futures hanno registrato il prezzo di chiusura settimanale più basso, pari a 73,87 dollari al barile. Tuttavia, questo prezzo era ancora superiore dell’1,1% rispetto al venerdì precedente.
La decisione dell’OPEC+ di rinviare gli aumenti di produzione ha fatto sì che la prima settimana di novembre sia iniziata con un aumento dei prezzi. La tendenza al rialzo è proseguita per la maggior parte della settimana. Tuttavia, l’aumento delle scorte petrolifere statunitensi e la vittoria elettorale di Donald Trump hanno contribuito a un leggero calo dei prezzi il 6 novembre. Tuttavia, il calo della produzione nel Golfo del Messico dovuto all’uragano Rafael ha permesso al prezzo di chiusura di tornare sopra i 75 dollari al barile giovedì 7 novembre. Il minore pericolo associato a questo uragano ha contribuito al calo dei prezzi alla fine della settimana. D’altro canto, le preoccupazioni sull’andamento della domanda in seguito alla pubblicazione dei deboli dati economici cinesi nel fine settimana potrebbero esercitare un’influenza al ribasso sui prezzi durante la seconda settimana di novembre.
Per quanto riguarda i futures sul gas TTF sul mercato ICE per il Front-Month, lunedì 4 novembre hanno raggiunto il minimo settimanale di 40,30 €/MWh. Nella maggior parte delle sessioni della prima settimana di novembre, i prezzi sono aumentati. Di conseguenza, venerdì 8 novembre, questi futures hanno registrato il loro prezzo di chiusura settimanale massimo di 42,41 €/MWh. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo era superiore dell’8,3% rispetto al venerdì precedente. Nonostante gli aumenti, la media settimanale dei prezzi di chiusura è stata dello 0,6% inferiore al prezzo della settimana precedente.
Il pericolo di interruzione delle forniture di gas naturale liquefatto dal Golfo del Messico a causa dell’uragano Rafael ha contribuito all’aumento dei prezzi dei futures sul gas TTF nella prima settimana di novembre. Anche la prospettiva di un aumento della fabbisogno a causa dell’abbassamento delle temperature ha contribuito all’aumento dei prezzi. Pertanto, nonostante gli elevati livelli di stock europei, i prezzi di chiusura sono rimasti al di sopra dei 40 €/MWh durante la prima settimana di novembre.
Per quanto riguarda i futures sulla CO2 sul mercato EEX per il contratto di riferimento di dicembre 2024, lunedì 4 novembre questi futures hanno registrato un prezzo di chiusura di 65,22 €/t, il 2,1% in più rispetto al venerdì precedente. I prezzi di chiusura sono diminuiti nelle sessioni successive e il 6 novembre questi future hanno registrato il minimo settimanale di 63,76 €/t. Tuttavia, giovedì e venerdì i prezzi sono tornati a salire. Di conseguenza, questi futures hanno raggiunto il massimo settimanale di 68,02 €/t venerdì 8 novembre. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo era superiore del 6,5% rispetto al venerdì precedente e il più alto dal 4 settembre. Tuttavia, la media settimanale dei prezzi di chiusura è stata leggermente inferiore a quella della scorsa settimana, dello 0,1%.
Fonte: Preparato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando i dati di ICE e EEX.L’analisi di AleaSoft Energy Forecasting sulle prospettive dei mercati energetici europei, sulle batterie, sull’ibridazione e sullo stoccaggio
Giovedì 14 novembre, AleaSoft Energy Forecasting terrà il 49° webinar della sua serie mensile. In questa occasione, l’ospite sarà Luis Marquina de Soto, presidente di AEPIBAL, l’Associazione imprenditoriale delle batterie, delle celle e dello stoccaggio di energia. Oltre all’evoluzione e alle prospettive dei mercati energetici europei per l’inverno 2024-2025, il webinar analizzerà le prospettive delle batterie, dell’ibridazione e dello stoccaggio di energia. Verranno inoltre presentati i servizi di AleaSoft per i progetti di batterie e ibridazione.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
