AleaSoft Energy Forecasting, 2 Luglio 2024. Nella prima metà del 2024, i prezzi sono diminuiti rispetto al semestre precedente nella maggior parte dei principali mercati europei dell’elettricità. Su base annua il calo è stato generalizzato. Il mercato spagnolo ha registrato il prezzo più basso in questo periodo. In quasi tutti i mercati il prezzo medio dei primi sei mesi del 2024 è stato il più basso dalla prima o seconda metà del 2021. La produzione fotovoltaica semestrale è stata la più alta della storia in tutti i mercati, una pietra miliare che ha raggiunto anche l’eolico in alcuni casi. Il fabbisogno di energia elettrica è aumentato su base annua nella maggior parte dei mercati, mentre i prezzi di gas e CO2 sono diminuiti.
Produzione solare fotovoltaica, termoelettrica e produzione eolica
Nella prima metà del 2024 la produzione di energia solare è aumentata rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente in tutti i principali mercati europei. L’aumento maggiore è stato registrato sul mercato portoghese, che è stato del 24%, seguito dal mercato italiano, con il 15%. In Spagna, dove sono inclusi il solare fotovoltaico e il solare termoelettrico, e in Germania, l’aumento è stato del 13% per entrambi i mercati, mentre il mercato francese è stato quello con la minore variazione, con un aumento del 5,3%.
Rispetto alla seconda metà del 2023, anche la produzione solare della prima metà del 2024 è aumentata in tutti i mercati analizzati. I maggiori aumenti sono stati registrati in Germania, con il 24% e in Portogallo, con il 22%. In Italia e in Spagna si sono avuti aumenti rispettivamente del 13% e del 10%. Allo stesso modo, il mercato francese è stato quello con il minor incremento, in questo caso del 2,4%.
Inoltre, in tutti i mercati analizzati la produzione solare fotovoltaica semestrale è stata la più alta della storia. In Germania sono stati prodotti 32 713 GWh con questa tecnologia, in Spagna 21 067 GWh, in Italia 13 909 GWh, in Francia 11 340 GWh e in Portogallo 2198 GWh.
Inoltre, secondo i dati di Red Eléctrica, nel giugno 2024 la potenza solare fotovoltaica in Spagna peninsulare era di 1140 MW superiore alla capacità installata alla fine del 2023. Nello stesso periodo, l’aumento della potenza solare fotovoltaica in Portogallo rispetto alla capacità installata a fine dicembre 2023 è stato di 502 MW.
Source: Prepared by AleaSoft Energy Forecasting using data from ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica and TERNA.
Source: Prepared by AleaSoft Energy Forecasting using data from ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica and TERNA.
La produzione eolica è aumentata nella maggior parte dei principali mercati europei nella prima metà del 2024, rispetto alla prima metà del 2023. L’eccezione è stata il mercato spagnolo, dove la generazione con questa tecnologia è stata inferiore dello 0,3% durante questo periodo. Negli altri mercati, la variazione maggiore è stata registrata sul mercato portoghese, con un aumento del 16%, seguito da un aumento dell’11% sul mercato italiano. In Francia e in Germania gli aumenti sono stati del 7,3% e del 7,1% rispettivamente.
Rispetto all’ultimo semestre del 2023, anche la produzione eolica dei primi sei mesi del 2024 è aumentata nella maggior parte dei mercati analizzati in AleaSoft Energy Forecasting, ad eccezione del mercato francese, dove è diminuita dell’1,8%. L’aumento maggiore, del 7%, è stato registrato in Portogallo, seguito da incrementi rispettivamente del 6,5% e del 4,8% dei mercati della Spagna e del l’Italia. D’altro canto, il mercato tedesco ha registrato il tasso di crescita più basso, pari allo 0,1%.
La produzione eolica del primo semestre 2024 è stata la più alta di tutti i semestri della storia nei mercati di Germania, Italia e Portogallo, con generazioni di 73 788 GWh, 12 616 GWh e 7286 GWh rispettivamente. Nel caso dei mercati spagnolo e francese, è stata la seconda più alta in ogni caso, con valori di 31 574 GWh in Spagna e 24 550 GWh in Francia.
Inoltre, secondo i dati di Red Eléctrica, fino al giugno 2024 la potenza eolica nella penisola spagnola è aumentata di 379 MW rispetto alla capacità installata alla fine del 2023. Nel caso del Portogallo, l’aumento è stato di 6 MW nello stesso periodo.
Source: Prepared by AleaSoft Energy Forecasting using data from ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica and TERNA.
Fabbisogno di energia elettrica
Nella prima metà del 2024, il fabbisogno di energia elettrica è aumentato su base annua nella maggior parte dei principali mercati europei. Il maggior aumento, del 2,1%, è stato quello del mercato belga, seguito da quello del mercato portoghese, del l’1,9% e quello del mercato olandese del l’1,2%. I mercati di Italia e Spagna hanno registrato lo stesso aumento, dello 0,7%, mentre il mercato britannico è stato quello con il minor incremento, dello 0,2%. Al contrario, i mercati di Francia e Germania sono diminuiti rispettivamente dello 0,4% e dell’1,7%.
Rispetto al semestre precedente, i mercati di Germania, Gran Bretagna, Belgio e Francia hanno registrato aumenti del fabbisogno di energia elettrica tra lo 0,2% del mercato tedesco e il 7% del mercato francese. Sui mercati di Portogallo, Spagna, Italia e Paesi Bassi, invece, si sono registrate diminuzioni comprese tra lo 0,2 e il 7,9%.
Le temperature medie sono aumentate su base annua nella prima metà dell’anno nella maggior parte dei mercati analizzati. Gli aumenti sono stati compresi tra lo 0,1 °C per la Gran Bretagna e la Spagna e l’1,3 °C per la Germania. In Portogallo e in Francia, invece, le temperature sono state inferiori di 0,1 °C rispetto al primo semestre del 2023.
Rispetto alla seconda metà del 2023, le temperature medie sono scese in tutti i mercati, con cali che sono stati dai 3,0 °C in Germania ai 4,9 °C in Italia.
Source: Prepared by AleaSoft Energy Forecasting using data from ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid and ELIA.
Mercati europei dell’elettricità
Nel primo semestre del 2024, il prezzo medio semestrale è rimasto al di sotto dei 70 €/MWh nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei. Fanno eccezione il mercato N2EX nel Regno Unito e il mercato IPEX in Italia, con una media di 76,22 €/MWh e 93,46 €/MWh rispettivamente. Inoltre, il mercato MIBEL in Spagna ha registrato il prezzo semestrale più basso, di 39,13 €/MWh. Negli altri mercati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, la media è stata compresa tra 39,25 €/MWh del mercato MIBEL in Portogallo e 69,97 €/MWh del mercato EPEX SPOT in Germania.
Rispetto al semestre precedente, nella prima metà del 2024 i prezzi medi sono diminuiti in quasi tutti i mercati elettrici europei analizzati in AleaSoft Energy Forecasting. Fa eccezione il mercato nordico del Nord Pool, con un incremento del 9,7%. D’altra parte, i mercati francese, spagnolo e portoghese hanno registrato le maggiori diminuzioni, rispettivamente del 44%, 54% e 55%. Gli altri mercati analizzati hanno registrato un calo dei prezzi tra il 18% del mercato britannico e il 28% del mercato belga.
Se si confrontano i prezzi medi della prima metà del 2024 con quelli registrati nella stessa metà del 2023, i prezzi sono diminuiti in tutti i mercati analizzati. I mercati iberico e francese hanno registrato i maggiori cali, rispettivamente del 56% e del 58%. Al contrario, il mercato italiano ha registrato il minor calo, del 31%. Negli altri mercati, il calo dei prezzi è stato compreso tra il 33% del mercato tedesco e il 45% del mercato belga.
Questi cali dei prezzi hanno portato al prezzo più basso del primo semestre 2024 dalla prima metà del 2021 sui mercati britannico, spagnolo, francese e portoghese. Nel caso dei mercati tedesco, belga, italiano e olandese, il prezzo medio semestrale è stato il più basso dalla seconda metà del 2021.
Nel primo semestre del 2024, il calo del prezzo medio del gas e delle quote di CO2 rispetto al semestre precedente, l’aumento generalizzato della produzione di energia solare e l’aumento della produzione di energia eolica in quasi tutti i mercati hanno portato a un calo dei prezzi sui mercati europei dell’energia elettrica in tale periodo.
Rispetto al primo semestre del 2023, il calo del prezzo medio del gas e delle quote di emissioni di CO2, l’aumento della produzione di energia solare e l’aumento della produzione di energia eolica in quasi tutti i mercati analizzati hanno anche favorito il calo dei prezzi sui mercati europei dell’energia elettrica, nonostante l’aumento della domanda nella maggior parte di essi.
Source: Prepared by AleaSoft Energy Forecasting using data from OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool and GME.
Brent, combustibili e CO2
I futures sul petrolio Brent per il Front-Month sul mercato ICE hanno registrato un prezzo medio semestrale di 83,42 $/bbl nel primo semestre del 2024. Questo valore è stato inferiore dell’1,2% rispetto ai futuri Front-Month del semestre precedente, a $84,40/bbl. Al contrario, è stato superiore del 4,3% rispetto ai futuri Front-Month negoziati nella prima metà del 2023, a 79,97 $/bbl.
Nella prima metà del 2024, la preoccupazione per gli andamenti economici e i loro effetti sul fabbisogno mondiale hanno determinato un calo dei prezzi rispetto al semestre precedente. A questa preoccupazione hanno contribuito i livelli di inflazione e le aspettative di un periodo più lungo con tassi di interesse elevati negli Stati Uniti. Tuttavia, l’instabilità in Medio Oriente e il conflitto tra Russia e Ucraina, così come i tagli alla produzione dell’OPEC+, hanno esercitato la loro influenza al rialzo sui prezzi, contribuendo al loro aumento su base annua. Inoltre, a maggio, gli incendi boschivi in Canada hanno fatto temere per le forniture provenienti da questo paese. A giugno, anche le aspettative di un aumento del fabbisogno a causa degli spostamenti durante le vacanze estive hanno influenzato al rialzo i prezzi di questi futures.
Per quanto riguarda i futures sul gas TTF sul mercato ICE per il Front-Month, il prezzo medio registrato nel primo semestre del 2024 è stato di 29,70 €/MWh. Rispetto al prezzo dei future Front-Month negoziati nel semestre precedente, di 38,45 €/MWh, la media è diminuita del 23%. Rispetto ai Front-Month futures negoziati nello stesso semestre del 2023, quando il prezzo medio era di 44,34 €/MWh, c’è stato un calo del 33%.
Nella prima metà del 2024, nonostante le preoccupazioni relative all’approvvigionamento dovute all’instabilità in Medio Oriente, al calo del flusso di gas dalla Norvegia e ai problemi degli impianti di esportazione di gas naturale liquefatto negli Stati Uniti e in Australia, gli elevati livelli delle riserve europee hanno portato al calo dei prezzi dei future sul gas TTF rispetto a quelli della prima e della seconda metà del 2023. Tuttavia, nella seconda metà del primo semestre del 2024, l’aumento del fabbisogno di gas naturale liquefatto nei mercati asiatici ha causato un calo dell’offerta in Europa. Inoltre, il timore di un’interruzione delle forniture di gas russo all’Austria la prossima estate ha accresciuto le preoccupazioni per l’approvvigionamento per riempire le riserve per il prossimo inverno. Ciò ha contribuito alla ripresa dei prezzi medi mensili, anche se la media dei primi sei mesi dell’anno è stata inferiore a quella dei semestri precedenti.
Per quanto riguarda i futures sulle quote di CO2 sul mercato EEX per il contratto di riferimento del dicembre 2024, hanno raggiunto un prezzo medio di 65,68 €/t nella prima metà del 2024. Questo prezzo era inferiore del 23% rispetto alla media del semestre precedente, di 85,11 €/t. Rispetto alla media dello stesso semestre del 2023, di 93,53 €/t, la media del primo semestre del 2024 era inferiore del 30%.
Source: Prepared by AleaSoft Energy Forecasting using data from ICE and EEX.
AleaSoft Energy Forecasting analizza le prospettive sullo stoccaggio di energia
AleaStorage è la divisione di AleaSoft Energy Forecasting che offre soluzioni per lo stoccaggio dell’energia e l’ibridazione di tecnologie rinnovabili, come l’energia eolica o solare, con sistemi di stoccaggio, come le batterie. I report di AleaStorage includono la stima dei ricavi delle batterie e dei sistemi di stoccaggio, l’ottimizzazione delle operazioni e lo sviluppo di strategie per massimizzare i ricavi.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
