{"id":142787,"date":"2024-04-02T14:43:41","date_gmt":"2024-04-02T12:43:41","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=142787"},"modified":"2024-04-09T17:01:21","modified_gmt":"2024-04-09T15:01:21","slug":"il-mercato-elettrico-spagnolo-registra-per-la-prima-volta-prezzi-negativi-e-continua-con-i-prezzi-piu-bassi-in-europa-insieme-al-portogallo","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/it\/il-mercato-elettrico-spagnolo-registra-per-la-prima-volta-prezzi-negativi-e-continua-con-i-prezzi-piu-bassi-in-europa-insieme-al-portogallo\/","title":{"rendered":"Il mercato elettrico spagnolo registra per la prima volta prezzi negativi e continua con i prezzi pi\u00f9 bassi in europa insieme al portogallo"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 2 Aprile 2024. Nell’ultima settimana di marzo, il mercato iberico MIBEL ha registrato i prezzi pi\u00f9 bassi d’Europa per l’ottava settimana consecutiva e nel mercato spagnolo il 1\u00ba aprile sono stati registrati prezzi negativi per la prima volta nella sua storia. Nella maggior parte dei principali mercati europei dell’elettricit\u00e0 i prezzi sono diminuiti rispetto alla settimana precedente. In diversi mercati questa \u00e8 stata la settimana con la media pi\u00f9 bassa, o la seconda pi\u00f9 bassa, del 2024 finora. Il calo del fabbisogno e l’aumento della produzione rinnovabile hanno favorito questi cali. In Portogallo e in Francia sono stati registrati, rispettivamente il 27 marzo e il 28 marzo, record di produzione eolica.<\/strong><\/p>\n

Produzione solare fotovoltaica, termoelettrica e produzione eolica<\/h2>\n

Nella settimana del 25 marzo, la produzione solare<\/strong> \u00e8 diminuita nella maggior parte dei principali mercati europei dell’elettricit\u00e0 rispetto alla settimana precedente. Il mercato italiano ha registrato il calo maggiore, del 33%, invertendo il trend rialzista delle settimane precedenti. Il mercato portoghese, che ha avuto il minor calo, del 16%, \u00e8 sceso per la seconda settimana consecutiva. Il mercato tedesco \u00e8 stato l’eccezione. In questo mercato la produzione solare \u00e8 aumentata del 13%, continuando con la tendenza crescente della settimana precedente.<\/p>\n

Per la settimana del 1\u00ba aprile, secondo le previsioni di produzione solare<\/a> di AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, la tendenza al ribasso si invertir\u00e0 e la produzione solare aumenter\u00e0 in Germania, Spagna e Italia.<\/p>\n

AleaSoft - Solar photovoltaic thermosolar energy production electricity Europe<\/a>Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica e TERNA.<\/span><\/div>\n
AleaSoft - Solar photovoltaic production profile Europe<\/a>Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica e TERNA.<\/span><\/div>\n

Nell’ultima settimana di marzo, la produzione eolica<\/strong> \u00e8 aumentata nella maggior parte dei principali mercati europei rispetto alla settimana precedente, continuando la tendenza al rialzo della settimana precedente. Gli aumenti oscillavano tra il 47% sul mercato italiano e il 90% sul mercato francese. Il mercato tedesco ha invece registrato per la terza settimana consecutiva un calo della produzione di energia eolica, questa volta del 3,3%.<\/p>\n

In Portogallo e in Francia si sono registrati i pi\u00f9 alti livelli di produzione eolica giornaliera per un mese di marzo della storia. Il 27 marzo sul mercato portoghese sono stati generati 106 GWh con energia eolica e il giorno successivo sul mercato francese sono stati generati 359 GWh. In entrambi i casi, i livelli di produzione corrispondono a valori osservati l’ultima volta nella seconda met\u00e0 di febbraio.<\/p>\n

Durante la settimana del 1\u00ba aprile, secondo le previsioni di produzione eolica<\/a> di AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, la produzione eolica aumenter\u00e0 in Germania e Francia e diminuir\u00e0 nella penisola iberica e in Italia.<\/p>\n

AleaSoft - Wind energy production electricity Europe<\/a>Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica e TERNA.<\/span><\/div>\n

Fabbisogno di energia elettrica<\/h2>\n

Nella settimana del 25 marzo, il fabbisogno di energia elettrica<\/strong> \u00e8 diminuito nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei rispetto alla settimana precedente, continuando la tendenza al ribasso delle settimane precedenti. Il mercato tedesco, in cui il fabbisogno \u00e8 diminuito per la quinta settimana consecutiva, ha registrato il calo maggiore, del 5,4%. Il mercato belga, che ha avuto il minor calo, dell’1,4%, ha continuato la sua tendenza al ribasso per la quarta settimana consecutiva. Francia, Portogallo e Gran Bretagna hanno invece invertito la tendenza al ribasso della settimana precedente, registrando aumenti del fabbisogno rispettivamente del 9%, 4,2% e 0,4%.<\/p>\n

Nell’ultima settimana di marzo, la Settimana Santa \u00e8 stata celebrata in diversi paesi d’Europa e in alcune regioni era festivo il Gioved\u00ec o il Venerd\u00ec Santo, il che ha avuto un impatto sul fabbisogno.<\/p>\n

Tra il 25 e il 31 marzo le temperature medie<\/strong> sono diminuite nella maggior parte dei mercati analizzati. Il calo \u00e8 stato compreso tra 4,9\u00b0C in Portogallo e 0,2\u00b0C nei Paesi Bassi. Solo in Germania e in Italia le temperature medie sono aumentate rispettivamente di 1,4\u00b0C e 0,1\u00b0C.<\/p>\n

Per la settimana del 1\u00ba aprile, secondo le previsioni di fabbisogno<\/a> di AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, questo valore aumenter\u00e0 in Germania, Portogallo, Italia e Paesi Bassi. Al contrario, si prevede un calo in Francia, Belgio, Spagna e Gran Bretagna.<\/p>\n

AleaSoft - Electricity demand European countries<\/a>Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica, TERNA, National Grid ed ELIA.<\/span><\/div>\n

Mercati europei dell\u2019elettricit\u00e0<\/h2>\n

Nella settimana del 25 marzo, i prezzi della maggior parte dei principali mercati europei dell’elettricit\u00e0 sono scesi rispetto alla settimana precedente. I prezzi settimanali di Francia e Belgio sul mercato <\/strong>, rispettivamente di 39,01 \u20ac\/MWh e 53,32 \u20ac\/MWh, sono stati i pi\u00f9 bassi di quest’anno fino ad oggi in ciascuno di questi mercati. Nel caso del mercato MIBEL<\/strong> in Portogallo e Spagna e del mercato nei Paesi Bassi, i prezzi medi della settimana del 25 marzo sono stati i secondi pi\u00f9 bassi di quest’anno, con valori di 4,98 \u20ac\/MWh, 5,30 \u20ac\/MWh e 61,37 \u20ac\/MWh. Il calo dei prezzi \u00e8 stato compreso tra l’86% del mercato portoghese e l’1,4% del mercato Nord Pool<\/strong> dei paesi nordici. Al contrario, nel mercato IPEX<\/strong> in Italia e nel mercato N2EX<\/strong> nel Regno Unito i prezzi sono aumentati del 3,9% e del 21% in ogni caso.<\/p>\n

Nell’ultima settimana di marzo, i prezzi del mercato iberico MIBEL sono stati i pi\u00f9 bassi dei principali mercati elettrici europei per l’ottava settimana consecutiva. I prezzi giornalieri su questo mercato sono stati i pi\u00f9 bassi quasi ininterrotti dal 7 febbraio, ad eccezione di cinque giorni in cui il mercato Nord Pool ha occupato questa posizione. I prezzi settimanali pi\u00f9 alti sono stati quelli del mercato italiano, che di solito registra i prezzi pi\u00f9 alti, questa volta di 91,04 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

Per quanto riguarda i prezzi orari, sul mercato spagnolo sono state registrate le prime tre ore con prezzi negativi della storia. Tra le 14:00 e le 17:00 di luned\u00ec 1 aprile il prezzo su questo mercato \u00e8 stato di -0,01 \u20ac\/MWh. Tra il 26 marzo e il 2 aprile sul mercato MIBEL sono state registrate 53 ore con prezzi zero o negativi. I valori orari cos\u00ec bassi hanno fatto s\u00ec che i prezzi del 28 e 27 marzo, rispettivamente di 0,66 \u20ac\/MWh e 0,75 \u20ac\/MWh, si posizionassero come il terzo e il quarto pi\u00f9 bassi dell’ultimo decennio, dopo i prezzi del 10 e 9 marzo di quest’anno, rispettivamente 0,54 \u20ac\/MWh e 0,59 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

Altri mercati europei hanno registrato prezzi orari negativi tra il 25 marzo e il 2 aprile, anche se in misura minore rispetto al mercato iberico. Nei mercati di Germania, Belgio, Francia e Paesi Bassi sono state registrate alcune ore a prezzi zero o negativi l’1 e il 2 aprile. Anche sul mercato olandese \u00e8 stata registrata un’ora al prezzo di 0 \u20ac\/MWh il 28 marzo.<\/p>\n

Nell’ultima settimana di marzo, il calo del fabbisogno in gran parte dei mercati, l’aumento della produzione di energia eolica nella maggior parte di essi e quella di energia solare in Germania hanno favorito il calo dei prezzi dei mercati dell’elettricit\u00e0, anche se i prezzi del gas sono rimasti simili a quelli della settimana precedente e quelli del CO2<\/sub> sono aumentati. Al contrario, il calo della produzione solare in Italia e l’aumento del fabbisogno in Gran Bretagna hanno portato all’aumento dei prezzi su questi mercati.<\/p>\n

AleaSoft - e\u00f3lica<\/a><\/div>\n

Le previsioni di prezzo<\/a> di AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> indicano che nella prima settimana di aprile i prezzi della maggior parte dei principali mercati europei dell’elettricit\u00e0 scenderanno rispetto a quelli della settimana precedente aiutati da un minor fabbisogno in diversi mercati e da una maggiore produzione rinnovabile<\/strong> in Germania, Francia e Italia. L’eccezione sar\u00e0 il mercato MIBEL, che si riprender\u00e0 dai cali dell’ultima settimana a causa di una minore produzione eolica, anche se la media settimanale dei prezzi rimarr\u00e0 inferiore a quella della settimana precedente a Pasqua.<\/p>\n

AleaSoft - European electricity market prices<\/a>Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di OMIE, , Nord Pool e GME.<\/span><\/div>\n

Brent, combustibili e CO2<\/sub><\/h2>\n

Nell’ultima settimana di marzo, i prezzi di chiusura dei futures sul petrolio Brent<\/strong> per il Front-Month sul mercato ICE<\/strong> erano superiori a 85 $\/bbl. Mercoled\u00ec 27 marzo, questi futures hanno registrato il loro prezzo di chiusura settimanale minimo di 86,09 $\/bbl. Gioved\u00ec 28 marzo, invece, hanno raggiunto il prezzo di chiusura massimo settimanale di 87,48 $\/bbl. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, questo prezzo \u00e8 stato del 2% superiore a quello del gioved\u00ec precedente e il pi\u00f9 alto da fine ottobre 2023.<\/p>\n

Nell’ultima settimana di marzo, i tagli alla produzione dell’OPEC+ e l’instabilit\u00e0 in Medio Oriente hanno contribuito a mantenere i prezzi dei futures sul petrolio Brent sopra 85 $\/bbl. Nella prima settimana di aprile, le prospettive di un aumento della domanda in Cina potrebbero esercitare la loro influenza al rialzo sui prezzi. La riunione dell’OPEC+ di questa settimana condizioner\u00e0 anche l’andamento dei prezzi dei futures sul petrolio Brent.<\/p>\n

Per quanto riguarda i futures sul gas TTF<\/strong> sul mercato ICE per il Front-Month, luned\u00ec 25 marzo hanno raggiunto il loro prezzo di chiusura settimanale massimo di 28,49 \u20ac\/MWh. Marted\u00ec 26 marzo, tuttavia, il prezzo di chiusura \u00e8 sceso del 4,8% rispetto al giorno precedente. Il prezzo di chiusura di marted\u00ec, di 27,13 \u20ac\/MWh, \u00e8 stato il minimo settimanale. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, questo prezzo era inferiore del 6% rispetto a marted\u00ec precedente. Nelle ultime sessioni della settimana, i prezzi di chiusura sono stati pi\u00f9 alti, ma sono rimasti al di sotto di 28 \u20ac\/MWh. Gioved\u00ec 28 marzo il prezzo di chiusura \u00e8 stato di 27,34 \u20ac\/MWh, con un incremento del 3,6% rispetto a gioved\u00ec precedente.<\/p>\n

I livelli delle riserve europee, l’abbondante fornitura dalla Norvegia e le previsioni di temperature pi\u00f9 elevate all’inizio di aprile hanno contribuito a mantenere i prezzi dei futures sul gas TTF sotto i 28 \u20ac\/MWh nella maggior parte delle sessioni dell’ultima settimana di marzo.<\/p>\n

Per quanto riguarda i prezzi di chiusura dei contratti a termine per le quote di CO2<\/sub><\/strong> sul mercato EEX<\/strong> per il contratto di riferimento del dicembre 2024, nell’ultima settimana di marzo sono rimasti al di sopra di 60 \u20ac\/t. Luned\u00ec 25 marzo questi futures hanno registrato il loro prezzo di chiusura massimo settimanale, di 65,00 \u20ac\/t. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, questo prezzo \u00e8 stato del 5,8% superiore a quello del luned\u00ec precedente e il pi\u00f9 alto dalla seconda met\u00e0 di gennaio. Gioved\u00ec 28 marzo, invece, questi futures hanno registrato il loro prezzo di chiusura settimanale minimo di 61,80 \u20ac\/t. Questo prezzo era ancora del 4,6% superiore a quello del gioved\u00ec precedente.<\/p>\n

AleaSoft - Prices gas coal Brent oil CO2<\/a>Fonte: Elaborato da AleaSoft Energy Forecasting con dati di ICE ed EEX.<\/span><\/div>\n

AleaSoft Energy Forecasting analizza le prospettive dei mercati dell\u2019energia in Europa, il finanziamento e la valutazione dei progetti rinnovabili<\/h2>\n

I prezzi attuali dei mercati dell’elettricit\u00e0 possono essere un problema per gli sviluppatori di energie rinnovabili<\/strong> che hanno utilizzato previsioni di prezzo troppo ottimistiche per migliorare le condizioni di finanziamento. Le previsioni di prezzo<\/strong><\/a> a lungo termine di AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> e AleaGreen<\/strong> hanno una base scientifica che fornisce coerenza e qualit\u00e0. Inoltre, queste previsioni includono la granularit\u00e0 oraria, bande di fiducia e fino a 30 anni di orizzonte. Le previsioni sulle curve dei prezzi a lungo termine sono disponibili per i principali mercati europei e per i mercati delle Americhe e dell’Asia.<\/p>\n

Fonte: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\n