{"id":147090,"date":"2024-07-03T09:37:20","date_gmt":"2024-07-03T07:37:20","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=147090"},"modified":"2024-08-02T12:02:04","modified_gmt":"2024-08-02T10:02:04","slug":"prima-meta-2024-scendono-prezzi-record-rinnovabili","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/it\/prima-meta-2024-scendono-prezzi-record-rinnovabili\/","title":{"rendered":"
Analisi prima met\u00e0 del 2024<\/div>I prezzi dei mercati europei dell’elettricit\u00e0 sono diminuiti nella prima met\u00e0 dell’anno mentre le rinnovabili hanno registrato record storici"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 2 Luglio 2024. Nella prima met\u00e0 del 2024, i prezzi sono diminuiti rispetto al semestre precedente nella maggior parte dei principali mercati europei dell’elettricit\u00e0. Su base annua il calo \u00e8 stato generalizzato. Il mercato spagnolo ha registrato il prezzo pi\u00f9 basso in questo periodo. In quasi tutti i mercati il prezzo medio dei primi sei mesi del 2024 \u00e8 stato il pi\u00f9 basso dalla prima o seconda met\u00e0 del 2021. La produzione fotovoltaica semestrale \u00e8 stata la pi\u00f9 alta della storia in tutti i mercati, una pietra miliare che ha raggiunto anche l’eolico in alcuni casi. Il fabbisogno di energia elettrica \u00e8 aumentato su base annua nella maggior parte dei mercati, mentre i prezzi di gas e CO2<\/sub> sono diminuiti.<\/strong><\/p>\n

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

Nella prima met\u00e0 del 2024 la produzione di energia solare<\/strong> \u00e8 aumentata rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente in tutti i principali mercati europei. L’aumento maggiore \u00e8 stato registrato sul mercato portoghese, che \u00e8 stato del 24%, seguito dal mercato italiano, con il 15%. In Spagna, dove sono inclusi il solare fotovoltaico<\/strong> e il solare termoelettrico<\/strong>, e in Germania, l’aumento \u00e8 stato del 13% per entrambi i mercati, mentre il mercato francese \u00e8 stato quello con la minore variazione, con un aumento del 5,3%.<\/p>\n

Rispetto alla seconda met\u00e0 del 2023, anche la produzione solare della prima met\u00e0 del 2024 \u00e8 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 \u00e8 stato quello con il minor incremento, in questo caso del 2,4%.<\/p>\n

Inoltre, in tutti i mercati analizzati la produzione solare fotovoltaica semestrale \u00e8 stata la pi\u00f9 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.<\/p>\n

Inoltre, secondo i dati di Red El\u00e9ctrica, nel giugno 2024 la potenza solare fotovoltaica in Spagna peninsulare era di 1140 MW superiore alla capacit\u00e0 installata alla fine del 2023. Nello stesso periodo, l’aumento della potenza solare fotovoltaica in Portogallo rispetto alla capacit\u00e0 installata a fine dicembre 2023 \u00e8 stato di 502 MW.<\/p>\n

AleaSoft - Monthly solar photovoltaic thermosolar energy production electricity Europe<\/a>Source: Prepared by AleaSoft Energy Forecasting using data from ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica and TERNA.<\/span><\/div>
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AleaSoft - Solar photovoltaic production profile Europe<\/a>Source: Prepared by AleaSoft Energy Forecasting using data from ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica and TERNA.<\/span><\/div><\/p>\n

La produzione eolica<\/strong> \u00e8 aumentata nella maggior parte dei principali mercati europei nella prima met\u00e0 del 2024, rispetto alla prima met\u00e0 del 2023. L’eccezione \u00e8 stata il mercato spagnolo, dove la generazione con questa tecnologia \u00e8 stata inferiore dello 0,3% durante questo periodo. Negli altri mercati, la variazione maggiore \u00e8 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.<\/p>\n

Rispetto all’ultimo semestre del 2023, anche la produzione eolica dei primi sei mesi del 2024 \u00e8 aumentata nella maggior parte dei mercati analizzati in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, ad eccezione del mercato francese, dove \u00e8 diminuita dell’1,8%. L’aumento maggiore, del 7%, \u00e8 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 pi\u00f9 basso, pari allo 0,1%.<\/p>\n

La produzione eolica del primo semestre 2024 \u00e8 stata la pi\u00f9 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, \u00e8 stata la seconda pi\u00f9 alta in ogni caso, con valori di 31 574 GWh in Spagna e 24 550 GWh in Francia.<\/p>\n

Inoltre, secondo i dati di Red El\u00e9ctrica, fino al giugno 2024 la potenza eolica nella penisola spagnola \u00e8 aumentata di 379 MW rispetto alla capacit\u00e0 installata alla fine del 2023. Nel caso del Portogallo, l’aumento \u00e8 stato di 6 MW nello stesso periodo.<\/p>\n

AleaSoft - Monthly wind energy production electricity Europe<\/a>Source: Prepared by AleaSoft Energy Forecasting using data from ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica and TERNA.<\/span><\/div>
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\nIscrizione al riepilogo settimanale di AleaSoft<\/a>
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Fabbisogno di energia elettrica<\/h2>\n

Nella prima met\u00e0 del 2024, il fabbisogno di energia elettrica<\/strong> \u00e8 aumentato su base annua nella maggior parte dei principali mercati europei. Il maggior aumento, del 2,1%, \u00e8 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 \u00e8 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%.<\/p>\n

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%.<\/p>\n

Le temperature medie<\/strong> sono aumentate su base annua nella prima met\u00e0 dell’anno nella maggior parte dei mercati analizzati. Gli aumenti sono stati compresi tra lo 0,1 \u00b0C per la Gran Bretagna e la Spagna e l’1,3 \u00b0C per la Germania. In Portogallo e in Francia, invece, le temperature sono state inferiori di 0,1 \u00b0C rispetto al primo semestre del 2023.<\/p>\n

Rispetto alla seconda met\u00e0 del 2023, le temperature medie sono scese in tutti i mercati, con cali che sono stati dai 3,0 \u00b0C in Germania ai 4,9 \u00b0C in Italia.<\/p>\n

AleaSoft - Monthly electricity demand Europe<\/a>Source: Prepared by AleaSoft Energy Forecasting using data from ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica, TERNA, National Grid and ELIA.<\/span><\/div>\n

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

Nel primo semestre del 2024, il prezzo medio semestrale \u00e8 rimasto al di sotto dei 70 \u20ac\/MWh nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei. Fanno eccezione il mercato N2EX<\/strong> nel Regno Unito e il mercato IPEX<\/strong> in Italia, con una media di 76,22 \u20ac\/MWh e 93,46 \u20ac\/MWh rispettivamente. Inoltre, il mercato MIBEL<\/strong> in Spagna ha registrato il prezzo semestrale pi\u00f9 basso, di 39,13 \u20ac\/MWh. Negli altri mercati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, la media \u00e8 stata compresa tra 39,25 \u20ac\/MWh del mercato MIBEL in Portogallo e 69,97 \u20ac\/MWh del mercato <\/strong> in Germania.<\/p>\n

Rispetto al semestre precedente, nella prima met\u00e0 del 2024 i prezzi medi sono diminuiti in quasi tutti i mercati elettrici europei analizzati in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>. Fa eccezione il mercato<\/strong> nordico del Nord Pool<\/strong>, 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.<\/p>\n

Se si confrontano i prezzi medi della prima met\u00e0 del 2024 con quelli registrati nella stessa met\u00e0 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 \u00e8 stato compreso tra il 33% del mercato tedesco e il 45% del mercato belga.<\/p>\n

Questi cali dei prezzi hanno portato al prezzo pi\u00f9 basso del primo semestre 2024 dalla prima met\u00e0 del 2021 sui mercati britannico, spagnolo, francese e portoghese. Nel caso dei mercati tedesco, belga, italiano e olandese, il prezzo medio semestrale \u00e8 stato il pi\u00f9 basso dalla seconda met\u00e0 del 2021.<\/p>\n

Nel primo semestre del 2024, il calo del prezzo medio del gas e delle quote di CO2<\/sub> 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.<\/p>\n

Rispetto al primo semestre del 2023, il calo del prezzo medio del gas e delle quote di emissioni di CO2<\/sub>, 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.<\/p>\n

AleaSoft - Monthly electricity market prices Europe<\/a>Source: Prepared by AleaSoft Energy Forecasting using data from OMIE, , Nord Pool and GME.<\/span><\/div>\n

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

I futures sul petrolio Brent<\/strong> per il Front-Month sul mercato ICE<\/strong> hanno registrato un prezzo medio semestrale di 83,42 $\/bbl nel primo semestre del 2024. Questo valore \u00e8 stato inferiore dell’1,2% rispetto ai futuri Front-Month del semestre precedente, a $84,40\/bbl. Al contrario, \u00e8 stato superiore del 4,3% rispetto ai futuri Front-Month negoziati nella prima met\u00e0 del 2023, a 79,97 $\/bbl.<\/p>\n

Nella prima met\u00e0 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 pi\u00f9 lungo con tassi di interesse elevati negli Stati Uniti. Tuttavia, l’instabilit\u00e0 in Medio Oriente e il conflitto tra Russia e Ucraina, cos\u00ec 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.<\/p>\n

Per quanto riguarda i futures sul gas TTF<\/strong> sul mercato ICE per il Front-Month, il prezzo medio registrato nel primo semestre del 2024 \u00e8 stato di 29,70 \u20ac\/MWh. Rispetto al prezzo dei future Front-Month negoziati nel semestre precedente, di 38,45 \u20ac\/MWh, la media \u00e8 diminuita del 23%. Rispetto ai Front-Month futures negoziati nello stesso semestre del 2023, quando il prezzo medio era di 44,34 \u20ac\/MWh, c’\u00e8 stato un calo del 33%.<\/p>\n

Nella prima met\u00e0 del 2024, nonostante le preoccupazioni relative all’approvvigionamento dovute all’instabilit\u00e0 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 met\u00e0 del 2023. Tuttavia, nella seconda met\u00e0 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. Ci\u00f2 ha contribuito alla ripresa dei prezzi medi mensili, anche se la media dei primi sei mesi dell’anno \u00e8 stata inferiore a quella dei semestri precedenti.<\/p>\n

Per quanto riguarda i futures sulle quote di CO2<\/sub><\/strong> sul mercato EEX<\/strong> per il contratto di riferimento del dicembre 2024, hanno raggiunto un prezzo medio di 65,68 \u20ac\/t nella prima met\u00e0 del 2024. Questo prezzo era inferiore del 23% rispetto alla media del semestre precedente, di 85,11 \u20ac\/t. Rispetto alla media dello stesso semestre del 2023, di 93,53 \u20ac\/t, la media del primo semestre del 2024 era inferiore del 30%.<\/p>\n

AleaSoft - Prices gas coal Brent oil CO2<\/a>Source: Prepared by AleaSoft Energy Forecasting using data from ICE and EEX.<\/span><\/div>\n

AleaSoft Energy Forecasting analizza le prospettive sullo stoccaggio di energia<\/h2>\n

AleaStorage<\/strong><\/a> \u00e8 la divisione di AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> che offre soluzioni per lo stoccaggio dell’energia<\/strong> e l’ibridazione<\/strong> di tecnologie rinnovabili<\/strong>, come l’energia eolica<\/strong> o solare<\/strong>, con sistemi di stoccaggio, come le batterie<\/strong>. I report di AleaStorage<\/strong> 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.<\/p>\n

Fonte: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.
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