Previsioni energetiche AleaSoft, 4 settembre 2024. Ad agosto, i prezzi nella maggior parte dei mercati dell’elettricità sono aumentati rispetto a luglio, soprattutto a causa dell’aumento dei prezzi del gas e della CO2. Anche il calo della produzione eolica e solare nella maggior parte dei mercati ha favorito questa tendenza, nonostante la diminuzione della domanda nella maggior parte dei mercati. La produzione mensile di fotovoltaico ha raggiunto i massimi storici in Francia e Portogallo, mentre Germania, Spagna e Italia hanno registrato i secondi livelli più alti di produzione di fotovoltaico. Nel mercato spagnolo, la diffusione del solare fotovoltaico è aumentata al 72% in agosto.
Produzione solare fotovoltaica, termica e produzione eolica
Ad agosto 2024, tutti i principali mercati elettrici europei hanno registrato aumenti della produzione solare rispetto allo stesso mese dell’anno precedente. Il mercato portoghese ha registrato la crescita più forte, pari al 53%, mentre quello italiano è stato quello con il tasso di crescita più basso, pari al 13%. Negli altri mercati analizzati, la produzione di energia solare è aumentata dal 18% in Spagna al 39% in Germania.
Rispetto al luglio 2024, la produzione solare di agosto è stata leggermente superiore nei mercati elettrici del Portogallo e della Francia, con una crescita rispettivamente dello 0,2% e dell’1,2%. Negli altri mercati analizzati la produzione con questa tecnologia è stata inferiore al mese precedente. Il mercato spagnolo ha registrato la più forte flessione, del 5,6%, seguito da cali del 5,4% in Italia e del 4,4% in Germania.
Nell’agosto 2024, i mercati di Francia e Portogallo hanno battuto record storici di produzione solare fotovoltaica mensile rispettivamente di 3100 GWh e 643 GWh. Inoltre, i mercati di Germania, Spagna e Italia hanno registrato il secondo più alto valore di produzione con questa tecnologia, dopo i record del mese precedente. In questa occasione le produzioni sono state di 9047 GWh in Germania, 6012 GWh in Spagna e 3434 GWh in Italia.
Secondo i dati di Red Eléctrica, tra agosto 2023 e agosto 2024, nella Spagna peninsulare sono stati installati 4074 MW di nuova capacità. Nello stesso periodo, il mercato portoghese ha aumentato la sua capacità fotovoltaica di 1126 MW.
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.
Nell’agosto 2024, il prezzo catturato dal solare fotovoltaico nel mercato giornaliero dell’elettricità in Spagna è salito a 65,67 €/MWh, dopo aver toccato il fondo nell’aprile di quest’anno, con un prezzo catturato storicamente basso di soli 5,50 €/MWh. Anche l’aumento dei fotovoltaici è salito al 72% in agosto, dal minimo del 40% registrato ad aprile.
Il prezzo catturato da questa tecnologia ha iniziato l’anno a livelli elevati, raggiungendo in gennaio 64,49 €/MWh, ma man mano che il fabbisogno diminuiva e le rinnovabili rimanevano robuste durante la primavera, i prezzi sono scesi e già a marzo il prezzo catturato è sceso a 10 €/MWh. La situazione di prezzi molto bassi, prezzi zero e persino negativi durante marzo, aprile e maggio, con molti di questi prezzi durante le ore di massima produzione solare, ha portato a minimi storici sia ai prezzi di mercato che ai prezzi catturati dalla solare. A partire da giugno la situazione è migliorata e, anche se i prezzi sono rimasti più bassi durante le ore solari, i prezzi catturati e l’annotazione hanno cominciato ad aumentare, registrando in agosto il prezzo catturato massimo per quest’anno.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di OMIE.
Nell’agosto 2024, la produzione di energia eolica è diminuita in tutti i principali mercati europei dell’elettricità rispetto allo stesso mese del 2023. Le diminuzioni sono state comprese tra il 4,9% sul mercato tedesco e il 48% su quello italiano.
Rispetto al mese precedente, la produzione eolica è aumentata del 2,3% nel mercato francese e del 12% in quello portoghese. Negli altri mercati analizzati, si sono registrati cali che vanno dal 7,5% in Germania al 23% in Italia.
Secondo i dati di Red Eléctrica, tra agosto 2023 e agosto 2024, la Spagna ha aggiunto al sistema peninsulare 930 MW di capacità eolica. Nello stesso periodo, il mercato portoghese ha aggiunto 31 MW di nuova capacità di questa tecnologia.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.
Fabbisogno di energia elettrica
Nell’agosto 2024, il fabbisogno di elettricità è aumentato nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei rispetto allo stesso periodo del 2023. Il mercato italiano ha registrato la crescita più forte, del 6,6%, mentre quello francese ha registrato la crescita più bassa, pari al 2,2%. Nei mercati olandese, britannico e portoghese questo valore è invece diminuito in termini interannuali. Il calo più forte è stato registrato nei Paesi Bassi, dove ha raggiunto il 6,9%. In Portogallo e in Gran Bretagna i mercati sono diminuiti rispettivamente dello 0,6% e del 2,6%.
Confrontando il fabbisogno di elettricità ad agosto con quello del luglio 2024, la maggior parte dei mercati ha registrato un calo. Solo Belgio e Paesi Bassi hanno registrato un aumento del fabbisogno rispetto al mese precedente, rispettivamente dell’1,7% e del 3,0%. Per quanto riguarda i cali, il mercato italiano ha registrato la più forte flessione, del 12%, mentre quello tedesco è stato il più debole, con una flessione dello 0,1%. Negli altri mercati analizzati, i cali sono stati compresi tra il 4,9% in Gran Bretagna e l’1,4% in Spagna.
Nella maggior parte dei principali mercati europei dell’energia elettrica, agosto 2024 è stato più caldo rispetto allo stesso mese del 2023. L’aumento delle temperature medie è stato compreso tra 0,4°C in Francia e 2°C in Italia. In Portogallo e in Spagna le temperature medie sono diminuite rispettivamente di 0,5 °C e 0,1°C.
Invece, le temperature medie di agosto sono state superiori a quelle del mese precedente in tutti i mercati analizzati. Rispetto al mese precedente, gli aumenti sono stati compresi tra 0,6°C in Italia e Gran Bretagna e 1,3°C nei Paesi Bassi.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid ed ELIA.
Mercati elettrici europei
Nel mese di agosto 2024, il prezzo medio mensile era superiore a 65 €/MWh nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei. Le eccezioni sono state le medie del mercato nordico di Nord Pool e del mercato francese EPEX SPOT, rispettivamente 15,35 €/MWh e 54,56 €/MWh. Il mercato IPEX in Italia ha invece registrato il prezzo mensile più alto, pari a 128,44 €/MWh. Negli altri mercati europei dell’energia elettrica analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, le medie sono state tra i 65,53 €/MWh del mercato EPEX SPOT in Belgio e i 91,11 €/MWh del mercato MIBEL in Portogallo.
Rispetto al mese di luglio, i prezzi medi sono aumentati nella maggior parte dei mercati elettrici europei analizzati in AleaSoft Energy Forecasting. Le eccezioni sono state il mercato N2EX del Regno Unito e quello nordico, con cali rispettivamente del 14% e del 37%. Negli altri mercati, i prezzi sono aumentati tra il 14% del mercato italiano e il 26% del mercato spagnolo.
Invece, confrontando i prezzi medi del mese di agosto con quelli dello stesso mese del 2023, i prezzi sono scesi nella maggior parte dei mercati analizzati. In questo caso l’eccezione è stata il mercato italiano, con un aumento dei prezzi del 15%. Il mercato nordico ha invece registrato la più forte diminuzione dei prezzi, del 55%. Negli altri mercati, i cali dei prezzi sono stati compresi tra il 5,2% del mercato spagnolo e il 40% del mercato francese.
In seguito al calo dei prezzi nell’agosto 2024, il mercato britannico ha raggiunto la media più bassa da maggio 2024, mentre il mercato nordico ha registrato la media più bassa da ottobre 2023. Al contrario, i mercati portoghese e spagnolo hanno raggiunto le medie più alte da ottobre 2023 e il mercato italiano ha registrato la media mensile più alta da novembre 2023. Per quanto riguarda le medie dei mercati belga e olandese, sono stati i più alti dal febbraio 2024, mentre il mercato francese ha avuto il prezzo medio più alto dal marzo 2024.
Nell’agosto 2024, l’aumento dei prezzi del gas e delle quote di emissione di CO2 rispetto al mese precedente, nonché il calo della produzione eolica e solare rispetto a luglio nella maggior parte dei mercati analizzati, hanno favorito l’aumento dei prezzi sui mercati europei dell’elettricità.
Nel mese di agosto 2024, il calo del prezzo medio dei diritti di emissione di CO2 e l’aumento generalizzato della produzione solare rispetto all’agosto 2023 hanno portato a un calo dei prezzi sui mercati elettrici europei. Tuttavia, l’aumento del fabbisogno di elettricità e il forte calo della produzione eolica in Italia, nonché l’aumento del prezzo medio del gas, hanno contribuito all’aumento dei prezzi sul mercato italiano su base annua.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool e GME.
Brent, combustibili e CO2
I futures sul Brent per il Front‑Month nel mercato ICE hanno registrato un prezzo medio mensile di 78,88 $/bbl nel mese di agosto. Questo valore è stato del 6,0% inferiore a quello raggiunto dai futures di luglio Front‑Month, pari a 83,88 $/bbl. Era anche inferiore del 7,3% rispetto ai futures Front‑Month negoziati ad agosto 2023 di 85,10 $/bbl.
Nel mese di agosto, l’evoluzione del conflitto in Medio Oriente ha esercitato la sua influenza sui prezzi dei futures sul petrolio Brent. Questa influenza è stata sia al ribasso durante le trattative per un cessate il fuoco a Gaza, sia al rialzo nei momenti di maggiore tensione. Anche la diminuzione della produzione in Libia ha esercitato la sua influenza al rialzo. Tuttavia, le preoccupazioni per l’economia e il fabbisogno, nonché i piani dell’OPEC+ di aumentare la produzione nell’ultimo trimestre del 2024, hanno contribuito al calo dei prezzi medi nel mese di agosto.
Per quanto riguarda i futures di gas TTF sul mercato ICE per il Front‑Month, il valore medio registrato durante il mese di agosto per questi futures è stato di 38,35 €/MWh. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, rispetto alla media dei futures Front-Month scambiati nel mese di luglio, pari a 32,68 €/MWh, la media di agosto è aumentata del 17%. Rispetto ai futures Front‑Month negoziati nel mese di agosto 2023, quando il prezzo medio era di 35,00 €/MWh, c’è stato un aumento del 9,6%.
Nel mese di agosto, le preoccupazioni per l’approvvigionamento a causa dell’instabilità in Medio Oriente e del conflitto tra Russia e Ucraina hanno esercitato la loro influenza al rialzo sui prezzi dei futures TTF. Anche la manutenzione pianificata in Norvegia ha contribuito all’aumento dei prezzi. Tuttavia, gli elevati livelli delle riserve europee hanno impedito che il prezzo medio superasse i 40 €/MWh nell’agosto 2024.
Per quanto riguarda i contratti future di CO2 sul mercato EEX per il contratto di riferimento del dicembre 2024, hanno raggiunto un prezzo medio in agosto di 71,26 €/t. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, ciò rappresenta un incremento del 4,5% rispetto alla media del mese precedente di 68,17 €/t. Rispetto alla media di agosto 2023, pari a 90,33 €/t, la media di agosto 2024 è stata inferiore del 21%.
Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ICE ed EEX.
AleaSoft Energy Forecasting analizza le prospettive dei mercati dell’energia in Europa
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, la valutazione del portafoglio e gli audit, trading energetico a lungo termine e altri usi legati allo sviluppo delle energie rinnovabili. AleaSoft Energy Forecasting e AleaGreen forniscono rapporti di previsione delle curve dei prezzi a lungo termine per i mercati dell’energia elettrica. Queste previsioni dei prezzi si basano su una metodologia scientifica unica che combina l’Intelligenza Artificiale, serie temporali e modelli statistici. Inoltre, le previsioni di AleaSoft Energy Forecasting e AleaGreen hanno granularità orarie, orizzonte temporale di 30 anni e bande di confidenza.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
