AleaSoft Energy Forecasting, 3 de dezembro de 2024. Em novembro, os preços mensais na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade excederam 100 EUR/MWh. Em quase todos os mercados, este foi o preço mensal mais elevado desde, pelo menos, maio de 2023. O aumento dos preços do gás, que atingiu a média mais elevada desde dezembro de 2023, foi o principal fator destes aumentos. O aumento dos preços do CO2 e da procura de eletricidade, bem como a diminuição da produção de energia fotovoltaica, também impulsionaram os aumentos de preços em comparação com outubro, embora a produção de energia eólica tenha aumentado na maioria dos mercados. A energia fotovoltaica registou recordes de produção em novembro em Espanha, Itália, França e Portugal.
Produção de energia solar fotovoltaica e eólica
Em novembro de 2024, todos os principais mercados europeus de eletricidade registaram um crescimento superior a 10% na produção de energia solar fotovoltaica, em comparação com o mesmo mês do ano anterior. O mercado português liderou os aumentos percentuais, com 35%. Nos restantes mercados, a produção de energia solar fotovoltaica aumentou entre 13% na Alemanha e 23% em Itália.
Em contrapartida, registou-se a tendência oposta quando se comparou a produção de energia solar entre outubro e novembro de 2024. Como consequência da redução das horas de luz do dia, a produção de energia solar fotovoltaica diminuiu em novembro em todos os mercados analisados. O mercado alemão registou a maior descida, 54%. Nos outros mercados, as descidas variaram entre 12% em Espanha e 25% em França.
Quatro mercados bateram o recorde histórico de produção de energia fotovoltaica em novembro. O mercado espanhol foi o líder com uma produção de 2311 GWh. Seguiram-se os mercados italiano e francês, que produziram 1430 GWh e 1188 GWh com esta tecnologia, respetivamente. O mercado português fechou a lista com uma produção de 267 GWh.
Os aumentos de produção acima mencionados reflectiram o aumento anual da capacidade de energia fotovoltaica instalada. De acordo com dados da Red Eléctrica, entre novembro de 2023 e novembro de 2024, a Espanha adicionou 4088 MW ao sistema peninsular. No mesmo período, o mercado português aumentou a sua capacidade solar em 1002 MW.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.Em novembro de 2024, a produção de energia eólica diminuiu na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade em comparação com novembro de 2023. As descidas variaram entre 25 % no mercado alemão e 41 % no mercado italiano. A exceção foi o mercado português, onde a produção de energia eólica aumentou 5,8% em relação ao ano anterior.
Em comparação com outubro de 2024, a produção de energia eólica aumentou em novembro na maioria dos mercados analisados. Os aumentos variaram entre 7,0% no mercado português e 33% no mercado italiano. O mercado espanhol foi a exceção, com a produção de energia eólica a cair 12% em relação a outubro.
De acordo com os dados da Red Eléctrica, entre novembro de 2023 e novembro de 2024, Espanha adicionou 789 MW de capacidade eólica ao sistema peninsular. No mesmo período, o mercado português ganhou 31 MW de nova capacidade.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.Demanda de eletricidade
Em novembro de 2024, a demanda de eletricidade aumentou nos Países Baixos, na Grã-Bretanha, na Bélgica e em França, em comparação com o mesmo período de 2023. O mercado neerlandês registou o maior aumento, 4,5 %, enquanto o mercado francês registou o menor aumento, 1,1 %. A Alemanha e os mercados do Sul da Europa registaram uma tendência inversa. Nos mercados espanhol e alemão, a demanda diminuiu 1,6% e 1,2%, respetivamente, e no mercado italiano 0,7%. O mercado português registou a menor diminuição da demanda, com uma queda de 0,4% em relação a novembro de 2023.
No entanto, ao analisar as alterações na demanda em comparação com outubro de 2024, a situação foi muito mais uniforme em todos os principais mercados europeus. Com a mudança de estação e as temperaturas mais frias, a demanda aumentou em todos os mercados analisados em comparação com o mês anterior. Os mercados francês, britânico e holandês registaram crescimentos de dois dígitos, 18%, 14% e 12% cada. Os mercados do Sul da Europa registaram um menor aumento da demanda em relação a outubro, com crescimentos de 2,8%, 2,5% e 1,6% em Itália, Portugal e Espanha, respetivamente.
Na maioria dos mercados analisados, novembro de 2024 foi mais frio do que o mesmo mês de 2023. A diminuição das temperaturas médias variou entre 0,2 °C em França e 1,0 °C em Itália. Em contrapartida, em Espanha, Portugal e Grã-Bretanha, as temperaturas médias aumentaram entre 0,3 °C e 0,5 °C.
Em consonância com o avanço do outono, as temperaturas médias em novembro foram inferiores às do mês anterior em todos os mercados analisados. As variações oscilaram entre -6,5°C em Itália e -3,2°C em Portugal.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid e ELIA.Mercados europeus da eletricidade
No mês de novembro de 2024, o preço médio mensal na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade foi superior a 100 €/MWh. A exceção foi o mercado Nord Pool dos países nórdicos, que registou uma média de 37,28 €/MWh. O mercado IPEX da Itália registou o preço mensal mais elevado, 130,89 €/MWh. Nos outros mercados europeus de eletricidade analisados no AleaSoft Energy Forecasting, as médias variaram entre 100,53 €/MWh no mercado EPEX SPOT de França e 117,30 €/MWh no mercado N2EX do Reino Unido.
Em comparação com outubro, os preços médios subiram em todos os mercados europeus de eletricidade analisados pelo AleaSoft Energy Forecasting. Os mercados nórdico e francês registaram os maiores aumentos percentuais de preços, 56% e 62%, respetivamente. Nos restantes mercados, os preços aumentaram entre 12% no mercado italiano e 52% no mercado MIBEL de Espanha.
Comparing the average prices for the month of November with those registered in the same month of 2023, prices also rose in most analysed markets. The exception was the Nordic market, with a price drop of 50%. On the other hand, the Spanish and Portuguese markets registered the largest rises, 65% in both cases. In the other markets, price increases ranged from 7.5% in the Italian market to 25% in the German market.
Em consequência dos aumentos de preços, em novembro de 2024, os mercados alemão, espanhol, neerlandês e português registaram as médias mais elevadas desde março de 2023. Os mercados belga e britânico atingiram as suas médias mais elevadas desde abril de 2023. O mercado francês atingiu a média mais elevada desde maio de 2023, enquanto o mercado italiano registou a média mais elevada desde novembro de 2023. Quanto à média do mercado nórdico, foi a mais elevada desde maio de 2024.
Em novembro de 2024, o aumento dos preços do gás e das licenças de emissão de CO2 em relação ao mês anterior, a queda da produção de energia solar e o aumento da procura favoreceram os aumentos de preços nos mercados europeus de eletricidade, apesar do aumento da produção de energia eólica na maioria dos mercados analisados.
Por outro lado, o aumento do preço médio do gás e a diminuição da produção de energia eólica em comparação com novembro de 2023 na maioria dos mercados conduziram a aumentos de preços anuais nos mercados europeus da eletricidade. Além disso, a procura de eletricidade aumentou em alguns mercados.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool e GME.Brent, combustíveis e CO2
Os futuros do petróleo Brent para o Front-Month no mercado ICE registaram um preço médio mensal de $73,40/bbl no mês de novembro. Este valor foi 2,6% inferior ao alcançado pelos futuros Front-Month de outubro, $75,38/bbl. Foi também 11% inferior ao correspondente aos futuros Front-Month negociados em novembro de 2023, $82,03/bbl.
No início de novembro, o declínio da produção no Golfo do México devido ao furacão Rafael e a intenção do governo dos EUA de reabastecer as suas reservas estratégicas exerceram uma influência ascendente sobre os preços dos futuros do petróleo Brent. A decisão da OPEP+ de adiar os aumentos de produção previstos para dezembro também exerceu uma pressão em alta sobre os preços em novembro. Apesar destes factores, os preços dos futuros do petróleo Brent desceram durante o mês, influenciados por preocupações quanto à evolução da procura. Em novembro, tanto a Agência Internacional de Energia como a OPEP baixaram as suas previsões para o crescimento da procura mundial de petróleo em 2025.
Quanto aos futuros de gás TTF no mercado ICE para o Front-Month, o valor médio registado durante o mês de novembro foi de 44,71 €/MWh. De acordo com os dados analisados na AleaSoft Energy Forecasting, esta é a média mensal mais elevada desde dezembro de 2023.
Em relação à média dos futuros Front-Month negociados em outubro, 40,42€/MWh, a média de novembro aumentou 11%. Em relação aos futuros do primeiro mês negociados no mês de novembro de 2023, em que o preço médio foi de 45,75 euros/MWh, registou-se uma descida de 2,3%.
O furacão Rafael também exerceu a sua influência ascendente sobre os preços dos futuros de gás TTF no início de novembro. Além disso, as preocupações com o abastecimento de gás da Rússia e as perspectivas de aumento da procura devido às temperaturas mais baixas também contribuíram para o aumento dos preços em relação ao mês anterior. Por outro lado, os elevados níveis de reserva europeus mantiveram os preços de liquidação abaixo dos 45 €/MWh na maioria das sessões da primeira metade do mês. Este facto contribuiu para que a média mensal fosse inferior à de novembro de 2023. No entanto, os níveis das reservas europeias no final de novembro de 2024 eram inferiores aos níveis do ano anterior, o que contribuiu para que os preços de liquidação ultrapassassem esse nível na segunda parte do mês.
Relativamente aos futuros de licenças de emissão de CO2 no mercado EEX para o contrato de referência de dezembro de 2024, estes atingiram um preço médio em novembro de 67,51€/t. De acordo com os dados analisados na AleaSoft Energy Forecasting, isto representa um aumento de 5,6% em relação à média do mês anterior, que foi de € 63,93 / t. Em comparação com a média de novembro de 2023, € 79,84 / t, a média de novembro de 2024 foi 15% menor.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ICE e EEX.Análise da AleaSoft Energy Forecasting sobre armazenamento de energia e hibridização
A divisão AleaStorage da AleaSoft Energy Forecasting é especializada no cálculo de receitas, otimização, gestão e dimensionamento do armazenamento de energia, como as baterias, para projectos autónomos e para sistemas híbridos que combinam tecnologias renováveis, como a energia solar e eólica, com sistemas de armazenamento de energia. Os relatórios do AleaStorage baseiam-se em simulações de preços por hora e em algoritmos de otimização que têm em conta as caraterísticas técnicas do sistema e as oportunidades de venda de energia nos mercados.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
