AleaSoft Energy Forecasting, 7 de setembro de 2026. Na primeira semana de setembro, Espanha e Portugal atingiram os seus preços diários de eletricidade mais elevados desde dezembro de 2022, enquanto a Itália atingiu o seu nível mais elevado desde janeiro de 2023, num contexto de menor produção eólica, maior procura e preços elevados do gás. Os principais mercados elétricos europeus estabeleceram recordes de produção solar fotovoltaica para um dia de setembro. Os futuros do gás TTF atingiram o seu preço mais elevado desde janeiro de 2023, impulsionados pelas tensões no estreito de Ormuz e pela maior procura de gás na Europa.
Produção solar fotovoltaica e produção eólica
Na semana de 31 de agosto, a produção solar fotovoltaica aumentou na maioria dos principais mercados elétricos europeus em comparação com a semana anterior. A França registou o maior aumento, de 30%, seguida de Portugal, com 26%. A Alemanha registou o menor aumento, de 0,3%, enquanto a produção subiu 4,5% em Itália e 13% em Espanha.
A Alemanha prolongou a tendência de subida iniciada na semana anterior. Em França e Portugal, a produção solar fotovoltaica voltou a aumentar após duas semanas de descidas. Em Espanha e Itália, o aumento pôs fim a uma tendência de descida de quatro semanas.
Durante a semana, todos os mercados analisados estabeleceram recordes de produção solar fotovoltaica para um dia de setembro. Portugal atingiu o seu recorde a 2 de setembro, com 31 GWh, e Espanha atingiu o seu recorde a 3 de setembro, com 267 GWh. A França e a Itália estabeleceram novos recordes a 4 de setembro, com 155 GWh e 143 GWh, respetivamente. A Alemanha terminou a semana com um recorde de 389 GWh a 6 de setembro.
Para a semana de 7 de setembro, as previsões de produção solar da AleaSoft Energy Forecasting apontam para uma maior produção nos mercados italiano e espanhol e para uma menor produção no mercado alemão.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.Na primeira semana de setembro, a produção eólica aumentou 19% na Alemanha em comparação com a semana anterior. A produção desceu nos restantes mercados analisados. Portugal registou a maior queda, de 55%, seguido de Espanha, com 40%. A produção eólica desceu 25% em França e 14% em Itália.
A Alemanha prolongou a sua tendência de subida pela terceira semana consecutiva. Em França, Portugal, Espanha e Itália, a produção eólica inverteu a tendência após duas semanas de aumentos.
Para a semana de 7 de setembro, as previsões de produção eólica da AleaSoft Energy Forecasting apontam para uma maior produção nos mercados português e espanhol e para uma menor produção nos mercados alemão, francês e italiano.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.Procura de eletricidade
Na semana de 31 de agosto, a procura de eletricidade aumentou na maioria dos principais mercados elétricos europeus em comparação com a semana anterior. Espanha registou o maior aumento, de 11%, seguida da Itália, com 9,3%. A procura aumentou também 7,2% em Portugal, 3,5% na Alemanha e 2,8% em França. Em contrapartida, a procura desceu 2,3% na Grã-Bretanha e 0,9% na Bélgica.
Espanha e Portugal inverteram a tendência após seis e quatro semanas de descidas, respetivamente. A Alemanha, a França e a Itália prolongaram as suas tendências de subida pela segunda semana consecutiva.
Durante a semana, as temperaturas médias subiram 2,8 °C em Portugal, 1,8 °C em Espanha e 0,3 °C na Bélgica. Em contrapartida, as temperaturas desceram em França, na Alemanha, na Grã-Bretanha e em Itália, com descidas entre 0,3 °C em França e 1,2 °C em Itália.
A subida das temperaturas na Península Ibérica coincidiu com um período de temperaturas elevadas em Espanha, onde as temperaturas ultrapassaram os 43 °C na Andaluzia. Este episódio de calor coincidiu com uma maior procura de eletricidade em Espanha e Portugal. Em vários dos principais mercados europeus, o início de setembro coincidiu também com o regresso da atividade após o período de férias de agosto. Na Grã-Bretanha, o Summer Bank Holiday de 31 de agosto contribuiu para a descida da procura.
Para a semana de 7 de setembro, as previsões de procura da AleaSoft Energy Forecasting indicam descidas nos mercados alemão, francês, espanhol, italiano e britânico. Em contrapartida, a procura aumentará nos mercados português e belga.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid e ELIA.Mercados elétricos europeus
Os preços médios semanais dos principais mercados europeus registaram tendências mistas na primeira semana de setembro. Portugal e Espanha registaram as maiores subidas de preços, de 36% em ambos os casos, seguidos da Itália, com um aumento de 4,5%. O mercado neerlandês variou muito pouco, com um aumento de 1,4%. Em contrapartida, o mercado britânico registou a maior queda, de 21%, seguido da Alemanha, com uma descida de 8,9%. Os preços desceram também nos mercados nórdico, belga e francês, entre 4,2% no mercado nórdico e 1,6% em França.
Na semana de 31 de agosto, o mercado italiano registou a média semanal mais elevada, de 202,89 €/MWh. Seguiram-se os mercados português e espanhol, com 144,71 €/MWh e 144,51 €/MWh, respetivamente. No extremo oposto, o mercado nórdico registou a média semanal mais baixa, de 86,05 €/MWh, seguido do mercado alemão, com 113,09 €/MWh. Nos restantes mercados analisados na AleaSoft Energy Forecasting, os preços médios situaram-se entre 119,25 €/MWh no mercado francês e 128,02 €/MWh no mercado belga.
Os preços diários dos principais mercados elétricos europeus mantiveram-se acima dos 100 €/MWh durante quase toda a primeira semana de setembro. No mercado italiano, os preços ultrapassaram os 210 €/MWh de 2 a 4 de setembro. Os preços diários atingiram os seus máximos semanais a 2 de setembro nos mercados alemão, francês, italiano, britânico, belga e neerlandês, com 163,73 €/MWh, 163,60 €/MWh, 212,71 €/MWh, 178,88 €/MWh, 172,18 €/MWh e 167,24 €/MWh, respetivamente. No mercado italiano, este preço foi o nível mais elevado desde 1 de janeiro de 2023. A 7 de setembro, o preço neste mercado subiu ainda mais, para 218,93 €/MWh, embora se tenha mantido abaixo do nível registado a 31 de dezembro de 2022. O mercado nórdico atingiu o seu máximo semanal a 1 de setembro, com 124,64 €/MWh. Por sua vez, os mercados português e espanhol registaram os seus preços mais elevados da semana a 4 de setembro, com 170,36 €/MWh e 169,50 €/MWh, respetivamente. Em ambos os casos, estes níveis foram os seus preços mais elevados desde 6 de dezembro de 2022. A 7 de setembro, ambos os mercados atingiram um valor ainda mais elevado, de 172,07 €/MWh, embora este valor se tenha mantido abaixo do nível registado a 5 de dezembro de 2022.
A 5 de setembro, a maioria dos mercados analisados registou os seus preços mínimos semanais. Nesse dia, o preço do mercado alemão desceu para 42,14 €/MWh, enquanto o mercado nórdico fechou em 18,42 €/MWh. Os mercados francês, britânico, belga e neerlandês atingiram também os seus preços mais baixos da semana nesse dia, entre 75,57 €/MWh no mercado neerlandês e 89,42 €/MWh no mercado belga. Em contrapartida, os mercados português e espanhol registaram os seus preços diários mais baixos a 31 de agosto, com 106,53 €/MWh e 106,51 €/MWh, respetivamente.
O episódio de calor invulgar em Espanha impulsionou a procura de eletricidade na Península Ibérica durante a semana. A queda de 40% da produção eólica em Espanha e a descida de 55% em Portugal contribuíram também para a forte subida dos preços em ambos os mercados. A maior procura, a menor produção eólica e os preços elevados do gás fizeram também subir a média semanal do mercado italiano acima dos 200 €/MWh. Em contrapartida, a Grã-Bretanha, onde a procura desceu 2,3% e as temperaturas médias desceram 0,9 °C, registou a maior queda percentual dos preços entre os mercados analisados.
As previsões de preços da AleaSoft Energy Forecasting apontam para preços mais baixos nos mercados português e espanhol na semana de 7 de setembro, num contexto de recuperação da produção eólica na Península Ibérica. Nos restantes mercados analisados, os preços subirão com a descida da produção eólica. A produção solar descerá também no mercado alemão.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados de OMIE, RTE, Nord Pool e GME.Brent, combustíveis e CO2
Os futuros do petróleo Brent para o Front‑Month no mercado ICE subiram de forma constante durante a primeira semana de setembro. Na segunda-feira, 31 de agosto, liquidaram no seu mínimo semanal, de 90,49 $/bbl, 1,3% acima do nível da sexta-feira anterior. Na sexta-feira, 4 de setembro, atingiram o preço de liquidação máximo semanal, de 96,28 $/bbl, 7,8% acima do nível da sexta-feira anterior. Segundo os dados analisados na AleaSoft Energy Forecasting, este preço foi o nível mais elevado desde 25 de julho.
Os preços dos futuros do petróleo Brent subiram num contexto de tensões geopolíticas no Médio Oriente, depois de os Estados Unidos e o Irão terem trocado ataques que afetaram petroleiros e aumentaram o risco de novas perturbações do tráfego marítimo pelo estreito de Ormuz.
Quanto aos futuros do gás TTF no mercado ICE para o Front‑Month, registaram o preço de liquidação mínimo semanal, de 69,81 €/MWh, na segunda-feira, 31 de agosto, já 4,2% acima do nível da sexta-feira anterior. Os preços continuaram a subir e atingiram o máximo semanal, de 73,63 €/MWh, a 2 de setembro. Segundo os dados analisados na AleaSoft Energy Forecasting, este preço foi o nível mais elevado desde 10 de janeiro de 2023. Nas duas últimas sessões da semana, os preços mantiveram-se ligeiramente abaixo dos 72 €/MWh. Na sexta-feira, 4 de setembro, o preço de liquidação situou-se em 71,95 €/MWh, 7,4% acima do nível da sexta-feira anterior.
Tal como no caso dos futuros do petróleo Brent, o aumento das tensões no estreito de Ormuz reduziu os fluxos de gás natural liquefeito do Catar e dos Emirados Árabes Unidos para a Europa. Juntamente com a maior procura europeia, esta redução fez subir os preços dos futuros do gás TTF durante a primeira semana de setembro.
Quanto aos futuros das licenças de emissão de CO2 no mercado EEX para o contrato de referência de dezembro de 2026, registaram o preço de liquidação mínimo semanal, de 83,10 €/t, a 31 de agosto, já 0,4% acima do nível da sexta-feira anterior. Os preços continuaram a subir durante a maioria das sessões da primeira semana de setembro. Assim, na sexta-feira, 4 de setembro, estes futuros atingiram o preço de liquidação máximo semanal, de 84,18 €/t, 1,7% acima do nível da sexta-feira anterior. Segundo os dados analisados na AleaSoft Energy Forecasting, este preço foi o nível mais elevado desde 26 de agosto.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados de ICE e EEX.Análise da AleaSoft Energy Forecasting sobre as perspetivas dos mercados de energia na Europa
Na quinta-feira, 17 de setembro, a AleaSoft Energy Forecasting realizará a 69.ª edição da sua série de webinars mensais. A sessão abordará a evolução e as perspetivas dos mercados de energia europeus, bem como a situação atual, a evolução esperada e os principais desafios do armazenamento de energia. Os oradores analisarão também a evolução do autoconsumo, os seus desafios atuais e as oportunidades que oferece para otimizar as instalações e reduzir a exposição à volatilidade dos preços. Entre os oradores estarão Josefin Berg, Associate Director of Renewables Markets na S&P Global Energy, e Oriol Saltó i Bauzà, Associate Partner na AleaSoft. Francisco Valverde Sánchez, profissional independente do desenvolvimento de energias renováveis, participará também na mesa de análise do webinar em espanhol.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.