AleaSoft Energy Forecasting, 2 Ottobre 2024. Nel terzo trimestre del 2024, i prezzi dei mercati europei dell’elettricità sono aumentati rispetto al trimestre precedente, nonostante la produzione di energia solare fotovoltaica abbia raggiunto livelli record in diversi mercati. L’aumento dei prezzi di mercato è stato guidato dall’aumento dei prezzi del gas, dall’aumento del fabbisogno nella maggior parte dei mercati con l’aumento delle temperature in estate e dal calo della produzione eolica. Il fabbisogno di elettricità è aumentato su base annua nella maggior parte dei mercati, anche se le temperature medie sono state in gran parte inferiori rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente.
Produzione solare fotovoltaica e produzione eolica
Nel terzo trimestre del 2024, la produzione di energia solare fotovoltaica è aumentata in tutti i principali mercati elettrici europei rispetto allo stesso periodo del 2023. Il mercato portoghese ha registrato l’aumento maggiore, pari al 51%. I mercati spagnolo, tedesco e italiano hanno registrato aumenti a due cifre rispettivamente del 24%, 20% e 13%. Il mercato francese ha registrato la crescita più bassa, dell’8,8%.
Rispetto al secondo trimestre del 2024, nel terzo trimestre dell’anno è stato osservato un aumento della produzione di energia solare fotovoltaica in tutti i mercati. Gli aumenti nei mercati portoghese, francese e spagnolo sono stati del 23%, 9,8% e 9,8% in ciascun caso. I mercati tedesco e italiano hanno registrato incrementi rispettivamente dell’1,9% e dello 0,9%.
Nei mercati tedesco, spagnolo, italiano, francese e portoghese, la produzione solare fotovoltaica trimestrale è stata la più alta di tutti i trimestri della storia raggiungendo rispettivamente 24 873 GWh, 15 136 GWh, 9565 GWh, 8279 GWh e 1766 GWh.
I dati di cui sopra riflettono l’aumento della capacità installata di energia fotovoltaica. Nel caso della Spagna, secondo i dati di Red Eléctrica, tra il secondo e il terzo trimestre del 2024 tale capacità è aumentata di 1026 MW. Inoltre, secondo i dati di REN, in Portogallo la capacità installata fotovoltaica è aumentata di 289 MW nello stesso periodo.
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.Confrontando la produzione di energia eolica nel terzo trimestre del 2024 rispetto allo stesso trimestre del 2023, si è registrato un aumento nei mercati di Francia, Germania e Spagna. Gli incrementi sono stati compresi tra il 3% nel mercato francese e il 9% in quello spagnolo. Invece, i mercati italiano e portoghese hanno registrato diminuzioni della produzione eolica rispettivamente del 22% e del 6,2%.
In linea con la transizione stagionale da primavera a estate, la produzione di energia eolica è diminuita in tutti i principali mercati europei dell’elettricità rispetto ai dati del terzo trimestre 2024 e dei trimestri precedenti. Il mercato italiano ha registrato la più forte flessione, con un calo del 28%. Negli altri mercati, i cali sono stati compresi tra il 7,1% in Spagna e l’11% in Portogallo.
Secondo i dati di Red Eléctrica, tra giugno e settembre 2024 la capacità eolica installata è aumentata di 59 MW. Nel caso del Portogallo, secondo i dati pubblicati da REN, la capacità eolica installata è aumentata di 25 MW.
Source: Prepared by AleaSoft Energy Forecasting using data from ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica and TERNA.
Fabbisogno di energia elettrica
Nel terzo trimestre del 2024, il fabbisogno di elettricità è aumentato rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente nella maggior parte dei principali mercati europei dell’energia elettrica. Il mercato belga ha registrato l’aumento maggiore, del 5,1%, seguito dai mercati italiano e tedesco, che hanno avuto incrementi rispettivamente del 2,5% e del 2,3%. Questo valore è aumentato dell’1,3% nei mercati spagnolo e britannico, e dell’1% in quello francese. Il mercato portoghese ha registrato la crescita più bassa, dello 0,8%. L’eccezione alla tendenza al rialzo è stata il mercato olandese, dove il fabbisogno è sceso del 5,3%.
Rispetto al secondo e terzo trimestre del 2024, il fabbisogno è aumentato nei mercati tedesco, olandese e dell’Europa meridionale. Il mercato italiano ha registrato la crescita più forte, del 13%. Il mercato spagnolo è seguito con un incremento del 9,7%. I mercati dei Paesi Bassi, del Portogallo e della Germania hanno registrato aumenti minori, rispettivamente del 6,7%, 4% e 1,9%. Negli altri mercati analizzati, il fabbisogno è sceso tra il 2,2% nel mercato britannico e il 3,1% in quello francese.
La tendenza annua delle temperature medie ha mostrato una chiara tendenza al ribasso, confrontando il terzo trimestre del 2024 con quello del 2023. Le temperature medie sono diminuite nella maggior parte dei mercati analizzati. I cali hanno oscillato tra 0,1°C nei Paesi Bassi e 1,2°C in Francia. Le eccezioni sono state la Germania e l’Italia. Nel primo trimestre le temperature medie sono state simili a quelle dello stesso trimestre dell’anno precedente, mentre nel secondo sono aumentate di 0,3°C.
Rispetto al secondo trimestre del 2024, le temperature medie del terzo trimestre, prevalentemente estive, sono aumentate in tutti i mercati analizzati. Gli aumenti sono stati compresi tra 3,2 gradi in Gran Bretagna e 6,6 gradi 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 terzo trimestre del 2024, il prezzo medio trimestrale è rimasto al di sotto degli 85 €/MWh nella maggior parte dei principali mercati europei dell’energia elettrica. L’eccezione è stata il mercato IPEX in Italia, con una media di 119,32 €/MWh. Il mercato nordico Nord Pool ha registrato i prezzi trimestrali più bassi, a 19,86 €/MWh. Per gli altri mercati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, le medie sono state tra i 51,14 €/MWh del mercato EPEX SPOT in Francia e gli 81,72 €/MWh del mercato N2EX nel Regno Unito.
Rispetto al trimestre precedente, nel terzo trimestre del 2024 i prezzi medi sono aumentati in quasi tutti i mercati europei dell’energia elettrica analizzati da AleaSoft Energy Forecasting. L’eccezione è stata il mercato nordico, con un calo del 44%. Al contrario, il mercato MIBEL in Portogallo e in Spagna ha registrato i maggiori aumenti, rispettivamente del 134% e del 136%. Gli altri mercati hanno registrato aumenti dei prezzi compresi tra il 5,9% del mercato britannico e il 71% di quello francese.
Se si confrontano i prezzi medi del terzo trimestre 2024 con quelli registrati nello stesso trimestre 2023, i prezzi sono diminuiti in quasi tutti i mercati analizzati. L’eccezione è stata il mercato italiano, con un aumento del 5,4%. Per quanto riguarda i cali dei prezzi, il mercato francese ha registrato la più forte flessione, del 40%. Il mercato britannico ha invece registrato la diminuzione più bassa, del 10%. Negli altri mercati, i cali dei prezzi sono stati compresi tra il 16% del mercato tedesco e olandese e il 29% del mercato belga.
A seguito dei cali di prezzo nel mercato nordico, il prezzo del terzo trimestre 2024 è stato il più basso dal primo trimestre 2021 in quel mercato.
Nel terzo trimestre del 2024, l’aumento dei prezzi del gas rispetto a quelli del trimestre precedente, la diminuzione della produzione di energia eolica e l’aumento del fabbisogno nella maggior parte dei mercati hanno portato a un aumento dei prezzi sui mercati europei dell’elettricità rispetto al trimestre precedente, nonostante il calo dei prezzi delle quote di emissione di CO2 e l’aumento della produzione solare.
Rispetto al terzo trimestre del 2023, i prezzi dei diritti di emissione di CO2 sono diminuiti, la produzione solare è aumentata in tutti i mercati analizzati e la produzione eolica è cresciuta nella maggior parte di essi. Ciò ha contribuito alle diminuzioni dei prezzi sui mercati dell’elettricità, nonostante l’aumento dei prezzi del gas e la crescita del fabbisogno di energia elettrica.
Source: Prepared by AleaSoft Energy Forecasting using data from OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool and GME.Brent, combustibili e CO2
I futures sul Brent per il Front-Month nel mercato ICE hanno registrato un prezzo medio trimestrale di 78,71 $/bbl nel terzo trimestre del 2024. Questo valore è stato del 7,4% inferiore rispetto ai futuri Front-Month del trimestre precedente, pari a 85,03 $/bbl. Inoltre, è stato inferiore dell’8,4% rispetto ai futures Front-Month negoziati nel terzo trimestre del 2023 di 85,92 $/bbl.
Nel terzo trimestre, l’instabilità in Medio Oriente e le aspettative di tassi d’interesse più bassi hanno esercitato una pressione al rialzo sui prezzi dei contratti future sul petrolio Brent. Inoltre, i tagli di produzione dell’OPEC+, le aspettative di un maggior fabbisogno per gli spostamenti vacanzieri, la preoccupazione per l’approvvigionamento del Canada a causa degli incendi boschivi, gli effetti dell’uragano Francine e le interruzioni di approvvigionamento in Libia hanno anche spinto i prezzi al rialzo durante il trimestre. Tuttavia, le preoccupazioni per l’andamento del fabbisogno sono continuate nel terzo trimestre e il prezzo medio trimestrale è diminuito. A settembre, l’OPEC e l’Agenzia internazionale dell’energia hanno rivisto al ribasso le loro previsioni sul fabbisogno, contribuendo così alla diminuzione dei prezzi. Inoltre, l’aumento pianificato della produzione dell’OPEC+ nell’ultimo trimestre dell’anno ha anche portato a questi cali.
Per quanto riguarda i futures sul gas TTF sul mercato ICE per il Front-Month, il valore medio registrato durante il terzo trimestre del 2024 per questi futures è stato di 35,69 €/MWh. Rispetto ai futures Front-Month negoziati nel trimestre precedente, pari a 31,78 €/MWh, la media è aumentata del 12%. Rispetto ai futures Front-Month negoziati nello stesso trimestre del 2023, quando il prezzo medio era di 33,82 €/MWh, c’è stato un aumento del 5,5%.
Nel terzo trimestre del 2024, le preoccupazioni per l’approvvigionamento dovute al conflitto russo-ucraino e all’instabilità in Medio Oriente hanno esercitato la loro influenza al rialzo sui prezzi dei futures di gas TTF. Anche le attività di manutenzione in Norvegia hanno contribuito all’aumento dei prezzi. Inoltre, i problemi nello stabilimento di esportazione di Freeport, l’uragano Francine e il forte fabbisogno asiatico hanno influenzato la fornitura di gas naturale liquefatto. Tuttavia, gli elevati livelli delle riserve europee hanno limitato l’aumento dei prezzi.
Per quanto riguarda i futures di quote di emissioni di CO2 nel mercato EEX per il contratto di riferimento del dicembre 2024, hanno raggiunto un prezzo medio di 68,36 €/t nel terzo trimestre del 2024, inferiore dell’1,9% alla media del trimestre precedente di 69,68 €/t. Rispetto alla media dello stesso trimestre del 2023 di 89,99 €/t, la media del terzo trimestre del 2024 è stata inferiore del 24%.
Source: Prepared by AleaSoft Energy Forecasting using data from ICE and EEX.AleaSoft Energy Forecasting analizza le prospettive dei mercati dell’energia in Europa
AleaSoft Energy Forecasting e AleaGreen forniscono rapporti di previsione delle curve dei prezzi a lungo termine per i mercati dell’energia elettrica. Le previsioni dei prezzi a lungo termine sono necessarie per il finanziamento di progetti di energia rinnovabile, la gestione del rischio e delle coperture, la negoziazione di PPA, il trading energetico a lungo termine, la valutazione del portafoglio e gli audit. Le previsioni di AleaSoft Energy Forecasting e AleaGreen si basano su una metodologia scientifica unica che combina l’intelligenza artificiale, serie temporali e modelli statistici. Inoltre, queste previsioni dei prezzi hanno granularità oraria, 30 anni di orizzonte e includono bande di fiducia.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.