{"id":149822,"date":"2024-09-23T15:07:15","date_gmt":"2024-09-23T13:07:15","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=149822"},"modified":"2024-12-05T15:32:11","modified_gmt":"2024-12-05T14:32:11","slug":"minore-produzione-energia-rinnovabile-aumenta-prezzi-mercato","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/it\/minore-produzione-energia-rinnovabile-aumenta-prezzi-mercato\/","title":{"rendered":"La minore produzione da fonti rinnovabili fa aumentare i prezzi dell’elettricit\u00e0 in Europa nella terza settimana di settembre"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting 23 settembre 2024. Nella terza settimana di settembre, i prezzi nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei sono stati pi\u00f9 alti rispetto alla settimana precedente. Questa tendenza \u00e8 stata sostenuta dal calo della produzione solare ed eolica nella maggior parte dei mercati. Nonostante il calo settimanale, il 17 la produzione eolica ha raggiunto livelli che non si vedevano da diversi mesi in Spagna, Portogallo e Francia. I futures su gas e CO2<\/sub> sono scesi, con quest’ultimo che ha registrato il prezzo di chiusura pi\u00f9 basso dal 6 aprile.<\/strong><\/p>\n

Produzione solare fotovoltaica e solare termica e produzione di energia eolica<\/h2>\n

Nella settimana del 16 settembre, la produzione solare<\/strong> \u00e8 diminuita nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei rispetto alla settimana precedente. I mercati portoghese e spagnolo hanno registrato i maggiori cali, rispettivamente del 25% e del 24%. L’ultima volta che si sono registrati cali cos\u00ec consistenti nella penisola iberica \u00e8 stato tra la fine di marzo e l’inizio di aprile del 2024. Il mercato francese ha registrato il calo pi\u00f9 contenuto, pari al 12%, invertendo la tendenza al rialzo della settimana precedente. Nel mercato tedesco, invece, la produzione solare \u00e8 aumentata del 36% dopo due settimane di calo. Nella settimana del 23 settembre, secondo le previsioni di AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, la produzione solare<\/a> aumenter\u00e0 in Spagna e diminuir\u00e0 in Germania e Italia.<\/p>\n

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

Nella terza settimana di settembre, anche la produzione eolica<\/strong> settimanale \u00e8 diminuita nella maggior parte dei principali mercati europei, invertendo la tendenza al rialzo della settimana precedente. Il mercato italiano ha registrato il calo maggiore, pari al 78%, mentre in Portogallo, Germania e Spagna la produzione eolica \u00e8 scesa rispettivamente del 27%, 18% e 15%. Fa eccezione il mercato francese, dove la produzione di energia eolica \u00e8 aumentata del 5,4%.<\/p>\n

Nonostante il calo della produzione settimanale, marted\u00ec 17 settembre la produzione giornaliera di energia eolica ha raggiunto livelli che non si vedevano da diversi mesi. Quel giorno, il mercato spagnolo ha generato 257 GWh, la produzione giornaliera pi\u00f9 alta dal 1\u00b0 giugno. Allo stesso modo, il mercato francese ha generato 232 GWh, un valore che non si vedeva da met\u00e0 aprile, e il mercato portoghese ha generato 63 GWh, la produzione pi\u00f9 alta da met\u00e0 maggio.<\/p>\n

Nella settimana del 23 settembre, secondo le previsoni di produzione di energia eolica<\/a> di AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, le tendenze al ribasso saranno invertite. La produzione di energia eolica aumenter\u00e0 in Germania, Italia e penisola iberica. Nel mercato francese, invece, la produzione di energia eolica diminuir\u00e0.<\/p>\n

AleaSoft - Wind energy production electricity Europe<\/a>Fonte: Preparato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando i dati di ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica e TERNA.<\/span><\/div>\nIscrizione al riepilogo settimanale di AleaSoft<\/a>\n

Fabbisogno di energia elettrica<\/h2>\n

Nella settimana del 16 settembre, l’evoluzione intersettimanale della fabbisogno elettrico<\/strong> non ha mostrato un andamento omogeneo nei principali mercati elettrici europei, in contrasto con la tendenza al ribasso osservata la settimana precedente<\/a>. La Gran Bretagna \u00e8 in cima alla lista dei mercati in cui la fabbisogno \u00e8 aumentato, con un incremento del 3,0%. Segue il mercato portoghese, dove la fabbisogno \u00e8 aumentato per la seconda settimana consecutiva, questa volta del 2,1%. I mercati belga e francese hanno registrato gli aumenti pi\u00f9 contenuti, rispettivamente dello 0,8% e dello 0,1%. Nel mercato spagnolo la domanda \u00e8 rimasta simile a quella della settimana precedente, mentre i mercati italiano, tedesco e olandese hanno registrato un calo della domanda. Nel mercato italiano, la domanda \u00e8 diminuita per la terza settimana consecutiva, con un calo del 4,6%. Nei mercati tedesco e olandese, la domanda \u00e8 diminuita per la seconda settimana consecutiva, con cali rispettivamente del 2,3% e del 2,1%.<\/p>\n

Allo stesso tempo, le temperature medie<\/strong> sono aumentate nella maggior parte dei mercati analizzati. L’aumento varia da 2,9\u00b0C in Francia a 4,0\u00b0C nei Paesi Bassi. In Italia, Spagna e Portogallo, invece, le temperature medie sono diminuite rispettivamente di 2,1\u00b0C, 0,6\u00b0C e 0,4\u00b0C.<\/p>\n

Nella settimana del 23 settembre, secondo le previsioni di fabbisogno<\/a> de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, la fabbisogno aumenter\u00e0 nei mercati tedesco, francese, belga, olandese e britannico. Al contrario, la fabbisogno nella Penisola Iberica e in Italia diminuir\u00e0.<\/p>\n

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

Mercati elettrici europei<\/h2>\n

Nella terza settimana di settembre, i prezzi medi nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei sono aumentati rispetto alla settimana precedente. Fanno eccezione i mercati <\/strong> di Francia, Paesi Bassi e Belgio, con cali rispettivamente del 17%, 2,9% e 0,7%. Il mercato nordico Nord Pool<\/strong> ha registrato il pi\u00f9 alto aumento percentuale dei prezzi, pari al 91%. Negli altri mercati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, i prezzi sono aumentati tra lo 0,5% del mercato tedesco e il 18% del mercato spagnolo MIBEL<\/strong> e del mercato britannico N2EX<\/strong>.<\/p>\n

Nella terza settimana di settembre, le medie settimanali sono state inferiori a 81 \u20ac\/MWh nella maggior parte dei mercati elettrici europei analizzati. Le eccezioni sono state il mercato britannico N2EX e il mercato italiano IPEX<\/strong>, con medie rispettivamente di 95,81 \u20ac\/MWh e 111,60 \u20ac\/MWh. Il mercato nordico ha registrato la media settimanale pi\u00f9 bassa, pari a 25,84 \u20ac\/MWh. Nel resto dei mercati analizzati, i prezzi variavano da 42,86 \u20ac\/MWh nel mercato francese a 80,26 \u20ac\/MWh nel mercato tedesco.<\/p>\n

Per quanto riguarda i prezzi orari, molti dei mercati analizzati hanno registrato prezzi nulli o negativi nella terza settimana di settembre. Il prezzo pi\u00f9 basso della settimana, -3,95 \u20ac\/MWh, \u00e8 stato registrato sabato 21 settembre dalle 14:00 alle 15:00 nei mercati tedesco, francese, olandese e belga. D’altra parte, il 16 e il 17 settembre i mercati spagnolo, portoghese e francese hanno registrato prezzi nulli per diverse ore, mentre il 18, 19 e 20 settembre i mercati tedesco, olandese e belga hanno registrato prezzi negativi per alcune ore. Domenica 22 settembre, il mercato tedesco ha nuovamente registrato ore di prezzi negativi. Al contrario, il mercato italiano, dove non sono stati raggiunti prezzi nulli o negativi, ha registrato il prezzo orario pi\u00f9 alto della settimana, pari a 180,32 \u20ac\/MWh il 16 settembre dalle 18:00 alle 19:00.<\/p>\n

Nella settimana del 16 settembre, il calo della produzione eolica e solare nella maggior parte dei principali mercati europei ha contribuito all’aumento dei prezzi del mercato dell’elettricit\u00e0, nonostante i prezzi pi\u00f9 bassi del gas e della CO2<\/sub>\/sub> per l’intera settimana. Anche l’aumento della domanda di elettricit\u00e0 in alcuni mercati ha favorito questa tendenza.<\/p>\n

fotovolta- ico.eolico<\/a><\/div>\n

Le previsioni di prezzo<\/a> di AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> indicano che, nella quarta settimana di settembre, i prezzi diminuiranno nella maggior parte dei mercati elettrici europei analizzati, favoriti dalla ripresa della produzione eolica nella maggior parte dei mercati e solare in Spagna.<\/p>\n

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

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

Nella terza settimana di settembre, i prezzi di chiusura dei futures sul petrolio Brent<\/strong> per il Front-Month sul mercato ICE<\/strong> sono aumentati nella maggior parte delle sessioni e hanno superato i 72 $\/bbl. Luned\u00ec 16 settembre, questi futures hanno registrato il prezzo di chiusura settimanale pi\u00f9 basso, pari a 72,75 $\/bbl. Come conseguenza della tendenza al rialzo, gioved\u00ec 19 settembre questi futures hanno raggiunto il massimo settimanale di 74,88 $\/bbl. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, questo prezzo \u00e8 stato il pi\u00f9 alto dal 3 settembre. Venerd\u00ec 20 settembre il prezzo di chiusura \u00e8 sceso leggermente a 74,49 $\/bbl, ma era comunque superiore del 4,0% rispetto al venerd\u00ec precedente.<\/p>\n

Nella terza settimana di settembre, il calo delle scorte di greggio negli Stati Uniti e le preoccupazioni per l’offerta a seguito dell’uragano Francine hanno esercitato un’influenza al rialzo sui prezzi dei futures sul greggio Brent. Anche il taglio dei tassi di interesse statunitensi ha contribuito all’aumento dei prezzi. Tuttavia, le preoccupazioni sull’andamento della fabbisogno in Cina hanno continuato a impedire ulteriori aumenti. D’altra parte, l’aumento dell’instabilit\u00e0 in Medio Oriente potrebbe portare a ulteriori aumenti dei prezzi nella quarta settimana di settembre.<\/p>\n

I prezzi di chiusura dei futures sul gas TTF<\/strong> sul mercato ICE per il Front-Month sono rimasti al di sotto dei 36 \u20ac\/MWh durante la terza settimana di settembre. Marted\u00ec 17 settembre, questi futures hanno raggiunto il loro prezzo di chiusura massimo settimanale di 35,55 \u20ac\/MWh. Successivamente, i prezzi sono scesi e gioved\u00ec 19 settembre questi futures hanno registrato il loro minimo settimanale di chiusura a 33,08 \u20ac\/MWh. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, questo prezzo \u00e8 stato il pi\u00f9 basso dal 27 luglio. Venerd\u00ec 20 settembre il prezzo di chiusura \u00e8 salito a 34,44 \u20ac\/MWh. Questo prezzo era ancora inferiore del 3,4% rispetto al venerd\u00ec precedente.<\/p>\n

Nella terza settimana di settembre sono proseguiti i lavori di manutenzione in Norvegia. Inoltre, i lavori di manutenzione sul gasdotto Medgaz, che si prevede continueranno fino alla quarta settimana di settembre, hanno influenzato il flusso di gas dall’Algeria. Tuttavia, gli elevati livelli di stock europei hanno permesso ai prezzi a termine del gas TTF di rimanere al di sotto dei 36 \u20ac\/MWh. Inoltre, la notizia di un possibile accordo per la fornitura di gas dall’Azerbaigian attraverso l’Ucraina ha contribuito al calo dei prezzi gioved\u00ec 19 settembre, anche se la notizia \u00e8 stata successivamente rettificata.<\/p>\n

Per quanto riguarda i futures sulla CO2<\/sub><\/strong>\u00a0sul mercato EEX<\/strong> per il contratto benchmark di dicembre 2024, marted\u00ec 17 settembre hanno registrato il prezzo di chiusura settimanale pi\u00f9 alto, pari a 64,34 \u20ac\/t. Il 18 e il 19 settembre i prezzi di chiusura sono diminuiti. Gioved\u00ec 19 settembre, questi futures hanno raggiunto il loro minimo settimanale di 62,82 \u20ac\/t. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, questo prezzo \u00e8 stato il pi\u00f9 basso dal 6 aprile. Venerd\u00ec 20 settembre, il prezzo di chiusura \u00e8 aumentato a 63,39 \u20ac\/t. Tuttavia, questo prezzo era ancora inferiore del 2,5% rispetto al venerd\u00ec precedente.<\/p>\n

AleaSoft - Prices gas coal Brent oil CO2<\/a>Fonte: Preparato da AleaSoft Energy Forecasting utilizzando i dati di ICE e EEX.<\/span><\/div>\n

L’analisi di AleaSoft Energy Forecasting sulle prospettive dei mercati energetici europei e della finanza di progetto rinnovabile<\/h2>\n

Gioved\u00ec 19 settembre, AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> e AleaGreen<\/strong> hanno tenuto il 47\u00b0 webinar della loro serie mensile. In questa occasione, il webinar ha analizzato l’evoluzione e le prospettive dei mercati energetici europei, lo stoccaggio di energia<\/strong>, in particolare le batterie<\/strong> e l’idrogeno verde<\/strong>, nonch\u00e9 la situazione attuale e le prospettive dell’autoconsumo<\/strong>. Inoltre, sono stati illustrati i servizi di AleaSoft per i trader di energia. Xavier Cugat, direttore di prodotto di Pylontech<\/strong>, e Francisco Valverde, professionista indipendente per lo sviluppo delle energie rinnovabili, hanno partecipato alla tavola rotonda di analisi.<\/p>\n

Il prossimo webinar<\/a> della serie, il numero 48, si terr\u00e0 il 17 ottobre e vedr\u00e0 la partecipazione di relatori di Deloitte<\/strong>, per la quinta volta. I temi trattati saranno l’evoluzione e le prospettive dei mercati energetici europei per l’inverno 2024-2025, il finanziamento dei progetti di energia rinnovabile<\/strong> e l’importanza delle previsioni negli audit<\/strong> e nella valutazione dei portafogli<\/strong>.<\/p>\n

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