A cura di AleaSoft Energy Forecasting

I prezzi di gas e CO2 sono scesi nella prima settimana di settembre, beneficiando del calo dei prezzi nella maggior parte dei mercati elettrici europei, anche se hanno raggiunto €1.021,73/MWh in un’ora all’inizio della settimana sul mercato francese. La produzione di energia solare ed eolica è aumentata in alcuni mercati e la domanda di elettricità è diminuita nella maggior parte dei casi, portando al calo. Tuttavia, nei mercati MIBEL e Nord Pool, i prezzi sono aumentati e ciascuno ha registrato il valore settimanale più alto della sua storia.

Produzione fotovoltaica e termoelettrica di energia solare e produzione di energia eolica

Nella prima settimana di settembre la produzione di energia solare nel mercato portoghese è aumentata del 5,2% e nel mercato tedesco del 4,0% rispetto alla settimana precedente. Tuttavia, nel resto dei mercati analizzati in AleaSoft Energy Forecasting, la produzione di energia solare è scesa tra il 10% del mercato spagnolo e il 20% del mercato italiano.

Per la settimana del 5 settembre, le previsioni di produzione solare di AleaSoft Energy Forecasting indicano un taglio della produzione in Germania e Spagna, mentre è previsto un aumento della produzione in Italia.

Fonte: A cura di AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.

Fonte: A cura di AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.

Nella settimana del 29 agosto la produzione di energia eolica nel mercato tedesco è aumentata del 44%, nel mercato francese dell’8,9% e nel mercato portoghese del 7,1% rispetto alla settimana precedente. Al contrario, i mercati di Spagna e Italia hanno registrato un calo rispettivamente del 26% e del 25%.

Per la seconda settimana di settembre, le previsioni di produzione di energia eolica di AleaSoft Energy Forecasting indicano un aumento complessivo della produzione con questa tecnologia nei mercati analizzati.

Fonte: A cura di AleaSoft Energy Forecasting con dati di ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.

domanda elettrica

Nella settimana del 29 agosto, la domanda di elettricità nella maggior parte dei mercati elettrici europei analizzati è diminuita rispetto alla settimana precedente, a vantaggio delle temperature medie generalmente meno calde. La più grande diminuzione della domanda si è verificata nel mercato olandese, ovvero l’8,6%. Nel mercato britannico il calo è stato del 3,2%, beneficiando della festa nazionale di lunedì 29 agosto. Nel mercato portoghese il calo è stato dell’1,4% e nei mercati di Germania e Spagna in entrambi i casi dello 0,1%.

Per contro, i mercati di Italia, Francia e Belgio hanno mostrato una tendenza al rialzo. In questo caso l’incremento maggiore si è registrato sul mercato italiano, al 6,6%. In Francia e Belgio gli incrementi sono stati rispettivamente dell’1,4% e dello 0,1%.

Secondo le previsioni della domanda di AleaSoft Energy Forecasting, per la settimana del 5 settembre, la domanda aumenterà nella maggior parte dei mercati europei, principalmente a causa della ripresa dell’occupazione dopo le festività natalizie. Per contro, la domanda sui mercati belga e francese dovrebbe diminuire.

Fonte: A cura di AleaSoft Energy Forecasting con dati da ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid ed ELIA.

Mercati elettrici europei

Nella settimana del 29 agosto i prezzi di quasi tutti i mercati elettrici europei analizzati da AleaSoft Energy Forecasting sono diminuiti rispetto alla settimana precedente. Fanno eccezione il mercato MIBEL in Spagna e il mercato Nord Pool nei paesi scandinavi, con incrementi rispettivamente dello 0,6% e dello 0,7%. D’altra parte, il calo di prezzo maggiore è stato quello del mercato N2EX del Regno Unito, al 26%. D’altra parte, le flessioni più contenute, al 2,0% e al 6,1%, sono state rispettivamente quelle del mercato MIBEL in Portogallo e del mercato EPEX SPOT in Francia. Negli altri mercati, il calo dei prezzi è stato compreso tra il 9,1% del mercato IPEX italiano e il 19% del mercato EPEX SPOT belga.

Nella prima settimana di settembre la media più alta di 587,98 €/MWh è stata quella del mercato italiano, seguita da quella del mercato francese di 574,42 €/MWh. Le medie settimanali più basse sono state invece quelle dei mercati spagnolo e portoghese, in entrambi i casi pari a 169,86 €/MWh. Ciò è dovuto al tetto del prezzo del gas applicato sul mercato MIBEL. Negli altri mercati i prezzi sono stati compresi tra 317,69 €/MWh del mercato Nord Pool e 492,44 €/MWh del mercato tedesco. Il prezzo registrato nel mercato dei paesi scandinavi, pur essendo tra i più bassi del continente, è il più alto della sua storia fino ad oggi.

Nonostante i prezzi di mercato MIBEL siano stati i più bassi rispetto al resto dei mercati europei, alcuni consumatori devono pagare un prezzo più elevato per compensare la restrizione del prezzo del gas applicata a questo mercato. Nel mercato spagnolo, la media di questo prezzo è salita a 395,37 €/MWh nella settimana del 29 agosto, il valore più alto della storia.

In termini di prezzi orari, il prezzo più alto è stato registrato sul mercato francese. In questo mercato è stato raggiunto il 30 agosto tra le 21:00 e le 22:00 un prezzo di 1.021,73 €/MWh, il prezzo più alto dall’inizio di aprile in Francia.

Nella settimana del 29 agosto, il calo dei prezzi del gas e della CO2 ha favorito un calo dei prezzi nella maggior parte dei mercati elettrici europei. Inoltre, in Germania, Francia e Portogallo, la produzione di energia eolica è aumentata rispetto alla settimana precedente. D’altra parte, il calo della produzione di energia eolica e solare nel mercato spagnolo ha contribuito all’aumento dei prezzi in questo mercato.

Le previsioni sui prezzi di AleaSoft Energy Forecasting indicano che i prezzi nella maggior parte dei mercati elettrici europei potrebbero scendere nella settimana del 5 settembre, spinti dall’aumento generale della produzione di energia eolica.

Fonte: A cura di AleaSoft Energy Forecasting con dati di OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool e GME.

futuro elettrico

Durante la settimana del 29 agosto, i prezzi dei future sull’elettricità per il quarto trimestre del 2022 hanno registrato cali significativi in ​​tutti i mercati europei analizzati da AleaSoft Energy Forecasting. Il mercato EEX della Francia, il mercato ICE dei paesi scandinavi e il mercato NASDAQ anche dei paesi scandinavi sono stati i principali attori dei ribassi più pronunciati, con cali del 41% in ciascuno di essi, come i prezzi di chiusura della sessione di 2 settembre con quella della seduta del 26 agosto. Per il mercato francese si tratta di un decremento di 673,40 €/MWh. Nel resto dei mercati, le flessioni sono state comprese tra l’11% e il 39%.

Nel caso dei future sull’energia elettrica per l’anno successivo 2023, si è verificato un comportamento simile. Nel periodo compreso tra il 26 agosto e il 2 settembre i prezzi sono scesi in tutti i mercati analizzati. Il mercato ICE belga ha guidato le flessioni percentuali, con un calo dei prezzi del 48%, seguito da vicino dal mercato ICE olandese e dal mercato francese EEX, che ha guidato in termini assoluti, con un decremento di € 540,00 /MWh. Il mercato OMIP di Spagna e Portogallo ha registrato le flessioni meno pronunciate, in calo del 31%.

Tali ribassi dei prezzi dei futures sono essenzialmente dovuti alle dichiarazioni rese da Ursula von der Leyen, Presidente della Commissione Europea, circa l’imminente possibilità di apportare modifiche al funzionamento dei mercati elettrici europei visti i prezzi eccessivi che si sono registrati.

Brent, carburanti e CO2

I futures sul petrolio Brent per il FrontMonth nel mercato ICE sono iniziati nella prima settimana di settembre e hanno raggiunto il prezzo massimo di regolamento settimanale di 105,09 $/bbl lunedì 29 agosto. Questo prezzo è stato dell’8,9% in più rispetto al lunedì precedente e il più alto dalla fine di luglio. Successivamente, tuttavia, i prezzi sono scesi e sono rimasti al di sotto di $ 100/barile per il resto della settimana. Giovedì 1 settembre è stato registrato il prezzo minimo settimanale di regolamento di $92,36/bbl. Questo prezzo era inferiore del 7,0% rispetto al giovedì precedente.

I timori di una recessione globale e di nuovi blocchi in Cina a causa del COVID19 stanno sollevando preoccupazioni sull’evoluzione della domanda. Nel frattempo, un possibile rilancio dei negoziati sul patto nucleare iraniano potrebbe portare alla revoca delle sanzioni sulle sue esportazioni di petrolio. In questo contesto, alcuni stati membri dell’OPEC+ sarebbero favorevoli a tagliare la loro produzione per mantenere i prezzi intorno ai 100 dollari al barile. In attesa dei risultati della riunione dell’OPEC+ del 5 settembre, i prezzi dei futures sono aumentati all’inizio della seconda settimana di settembre.

Per quanto riguarda i prezzi di trasferimento dei future sul gas TTF nel mercato ICE per il FrontMonth, hanno registrato ribassi nella prima settimana di settembre. Di conseguenza venerdì 2 settembre è stato raggiunto il prezzo minimo settimanale di liquidazione di 214,66 €/MWh. Questo prezzo era inferiore del 37% rispetto al venerdì precedente.

Dopo che sono stati individuati problemi durante i lavori di manutenzione del gasdotto Nord Stream 1, sabato 3 settembre non ha potuto funzionare come previsto. Questo fatto aumenta i timori di un calo totale dell’offerta dalla Russia, che potrebbe incoraggiare un aumento dei prezzi. Tuttavia, le riserve dei paesi europei stanno raggiungendo i loro obiettivi per superare l’inverno.

Quanto ai prezzi di regolamento dei future sulle quote di CO2 sul mercato EEX per il contratto di riferimento di dicembre 2022, nella prima settimana di settembre sono rimasti al di sotto di 90 €/t, con immatricolazioni in calo quasi ogni giorno. Venerdì 2 settembre è stato raggiunto il prezzo minimo settimanale di regolamento di 77,89 €/t. Questo prezzo era inferiore del 14% rispetto al venerdì precedente e il più basso dalla fine di luglio. La notizia di possibili misure per contenere l’aumento dei prezzi dell’energia ha avuto un effetto al ribasso sui prezzi.

Fonte: A cura di AleaSoft Energy Forecasting con dati di ICE ed EEX.