Durante la terza settimana di aprile, la maggior parte dei principali mercati elettrici europei ha registrato prezzi marginalmente più bassi rispetto alla settimana precedente. Il calo maggiore si è verificato nel mercato MIBEL di Portogallo e Spagna, dove i prezzi sono scesi rispettivamente del 59% e del 56%, raggiungendo i livelli più bassi della settimana: 12,90 €/MWh in Portogallo e 13,59 €/MWh in Spagna. Lo dice AleaSoft Energy Forecasting nella sua analisi settimanale.
“Questi valori sono stati inferiori a quelli del mercato Nord Pool dei Paesi nordici, che solitamente registra i prezzi più bassi. In questa occasione, il prezzo medio settimanale del Nord Pool è stato di 22,25 €/MWh, con un calo del 22% rispetto alla settimana precedente. Il mercato italiano IPEX ha registrato il calo minore, con una diminuzione dello 0,5%. Nonostante ciò, è stato ancora una volta il mercato con il prezzo medio settimanale più alto, raggiungendo i 101,87 €/MWh,” ha scritto la società di consulenza spagnola.
I prezzi sono aumentati nel mercato EPEX SPOT di Germania, Paesi Bassi e Belgio, con aumenti rispettivamente del 6,9%, 11% e 13% e medie settimanali comprese tra 80 €/MWh e 83 €/MWh. Sono aumentati anche nel Regno Unito, il cui prezzo all’ingrosso è stato più alto di quello italiano per due giorni consecutivi.
Fattori: fotovoltaico, eolico e mercato gas
Durante la terza settimana di aprile, la produzione di energia solare fotovoltaica è diminuita nei principali mercati elettrici europei rispetto alla settimana precedente. Il calo varia dal 26% in Italia al 2,6% in Spagna. Secondo le previsioni di AleaSoft Energy Forecasting sull’energia solare, nella settimana del 21 aprile la produzione di energia solare fotovoltaica aumenterà in Spagna e Germania, mentre continuerà a diminuire in Italia. Lo dice AleaSoft Energy Forecasting.
La produzione di energia eolica è aumentata notevolmente nella penisola iberica nella settimana del 14 aprile rispetto alla settimana precedente (+182% in Portogallo e +87% in Spagna). Anche l’Italia ha registrato un aumento, in questo caso del 57%. La produzione di energia eolica è invece diminuita dell’8,3% sia in Germania che in Francia.
Durante la terza settimana di aprile, la domanda di elettricità è diminuita nella maggior parte dei principali mercati europei. La Spagna ha registrato il calo percentuale maggiore, con una diminuzione del 7,1%, seguita dalla Germania con il 4,3%, dal Belgio con il 2,1%, dalla Gran Bretagna con l’1,8% e dall’Italia con lo 0,9%. Al contrario, la domanda è aumentata in Francia e Portogallo, con incrementi rispettivamente del 3,5% e dell’1,1%.
Per quanto riguarda i future sul gas TTF nel mercato ICE per il FrontMonth, martedì 15 aprile questi future hanno registrato il loro prezzo minimo di regolamento settimanale, 34,41 €/MWh. Successivamente, i prezzi sono aumentati. Di conseguenza, giovedì 17 aprile hanno raggiunto il prezzo massimo di liquidazione settimanale, pari a 35,66 euro/MWh. Secondo i dati analizzati da AleaSoft Energy Forecasting, questo prezzo era superiore del 6,6% rispetto al venerdì precedente.
Il gas naturale liquefatto ha permesso di aumentare le riserve europee nella terza settimana di aprile. Inoltre, gli Stati membri dell’UE hanno deciso di allentare gli obiettivi di stoccaggio per il prossimo inverno, il che ha contribuito a mantenere i prezzi intorno ai 35 euro/MWh.
Guardando al futuro, il mercato gas italiano mostra però segnali positivi, almeno rispetto al mercato tedesco e a quello olandese. Gli stoccaggi sono pieni al 37% in media nell’UE, con una certa variabilità interna. Portogallo (88%) e Spagna (58%) sono in testa. L’Austria e l’Italia si attestano entrambe al 45%, mentre la Germania e i Paesi Bassi sono i mercati gas UE più grandi con le riserve più basse in termini percentuali (31%, 24%). Il Regno Unito, secondo mercato gas in Europa, si attesta al 27%.
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