AleaSoft Energy Forecasting,22 de setembro de 2025. Na terceira semana de setembro, a maioria dos principais mercados elétricos europeus registou quedas nos seus preços semanais, que em muitos casos ficaram abaixo dos 60 €/MWh, favorecidos pelo aumento da produção solar, pela recuperação da energia eólica na Alemanha e na Itália e pelo ligeiro recuo do gás. No entanto, Espanha, Portugal e França romperam a tendência com aumentos, enquanto a Itália se manteve acima dos 100 €/MWh durante a maior parte da semana. Durante esses dias, novos recordes históricos de produção solar fotovoltaica para um dia de setembro foram alcançados na Espanha, Portugal e França. A Alemanha e Portugal também se destacaram por aumentos na geração eólica. Em 18 de setembro, os futuros de CO2 atingiram seu preço de fechamento mais alto desde meados de fevereiro, de 77,82 €/t.
Produção solar fotovoltaica e produção eólica
Na semana de 15 de setembro, a produção solar fotovoltaica aumentou na maioria dos principais mercados elétricos europeus em comparação com a semana anterior. Após as quedas da semana anterior, os mercados francês e italiano registraram os maiores aumentos, de 25% e 20%, respetivamente. O mercado alemão registou um aumento de 10% na produção solar após quatro semanas de tendência descendente. O mercado espanhol registou o menor aumento, de 0,8%. Neste caso, esta foi a terceira semana consecutiva de aumentos.
Três dos principais mercados europeus bateram um novo recorde histórico de produção fotovoltaica para um dia de setembro. Os mercados espanhol e português bateram os recordes da semana anterior, gerando 204 GWh e 26 GWh nos dias 15 e 17 de setembro, respetivamente. Dois dias depois, em 19 de setembro, o mercado francês registou o seu recorde, com uma geração de 131 GWh.
Apesar do recorde diário, o mercado português registou uma diminuição de 3,3% na produção solar semanal.
Durante a semana de 22 de setembro, de acordo com as previsões de produção solar da AleaSoft Energy Forecasting, a tendência ascendente será revertida e a produção solar fotovoltaica cairá nos mercados espanhol, italiano e alemão.
Fonte: Preparado pela AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.
Fonte: Preparado pela AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.Durante a semana de 15 de setembro, a produção eólica aumentou nos mercados alemão e italiano em comparação com a segunda semana de setembro, 93% e 2,0% respetivamente, continuando os aumentos das últimas três e duas semanas em cada mercado. Em contrapartida, nos mercados português, espanhol e francês, a produção eólica diminuiu 39%, 4,2% e 1,5%, respetivamente. Foi a segunda semana consecutiva de quedas para os mercados francês e espanhol, enquanto o mercado português reverteu a tendência ascendente da semana anterior.
Em 16 de setembro, o mercado alemão gerou 944 GWh de produção eólica, valores não observados desde meados de janeiro de 2025. Da mesma forma, em 21 de setembro, no mercado português, a produção eólica diária atingiu 73 GWh, nível observado pela última vez no final de abril de 2025.
Na semana de 22 de setembro, de acordo com as previsões de produção eólica da AleaSoft Energy Forecasting, a produção eólica diminuirá nos mercados alemão, francês, espanhol, português e italiano.
Fonte: Preparado pela AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.Demanda eléctrica
Na semana de 15 de setembro, a demanda de eletricidade aumentou na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade em comparação com a semana anterior. Os mercados espanhol e britânico registaram os maiores aumentos, de 5,7% e 4,3%, respetivamente, revertendo a tendência de queda observada na semana anterior. Os mercados português, francês e alemão apresentaram aumentos menores na demanda, de 1,9%, 1,5% e 1,2%, respetivamente. Esta foi a quarta semana consecutiva de crescimento da demanda nos mercados português e alemão. No mercado francês, a demanda aumentou pela segunda semana consecutiva. Em contrapartida, nos mercados belga e italiano, a demanda caiu 1,3% e 1,1%, respetivamente. No mercado belga, esta tendência de queda continuou pela segunda semana consecutiva. O mercado italiano, após quatro semanas de aumento da demanda, inverteu a tendência ascendente.
Durante a semana, as temperaturas médias aumentaram em todos os mercados analisados, entre 0,1 °C na Itália e 1,9 °C na Alemanha.
Para a semana de 22 de setembro, de acordo com as previsões de demanda da AleaSoft Energy Forecasting, a demanda aumentará nos mercados francês, britânico e belga. No entanto, nos mercados português, espanhol, alemão e italiano, espera-se que a demanda diminua.
Fonte: Preparado pela AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid e ELIA.Mercados elétricos europeus
Na terceira semana de setembro, os preços médios da maioria dos principais mercados elétricos europeus caíram em relação à semana anterior. As exceções foram o mercado MIBEL de Espanha e Portugal, com um aumento de 21%, e o mercado EPEX SPOT da França, com um aumento de 25%. O mercado IPEX da Itália registou a menor descida de preços, de 1,4%. Em contrapartida, o mercado Nord Pool dos países nórdicos atingiu a maior queda percentual de preços, de 53%. Nos restantes mercados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, os preços baixaram entre 19% no mercado N2EX do Reino Unido e 45% no mercado EPEX SPOT da Alemanha.
Na semana de 15 de setembro, as médias semanais ficaram abaixo de 60 €/MWh na maioria dos mercados elétricos europeus. As exceções foram os mercados espanhol, português e italiano, cujas médias foram de 74,34 €/MWh, 74,39 €/MWh e 109,61 €/MWh, respetivamente. O mercado nórdico registou a média semanal mais baixa, de 21,55 €/MWh. Nos restantes mercados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, os preços situaram-se entre os 32,91 €/MWh do mercado francês e os 58,33 €/MWh do mercado britânico.
No que diz respeito aos preços diários, no domingo, 21 de setembro, o mercado nórdico atingiu a média mais baixa da semana entre os mercados analisados, de 2,57 €/MWh. Por outro lado, na segunda-feira, 15 de setembro, os preços diários da maioria dos mercados elétricos europeus foram inferiores a 15 €/MWh. Nesse dia, o mercado alemão registou o seu preço mais baixo desde 2 de janeiro. Os mercados belga, britânico e neerlandês atingiram os seus preços mais baixos desde maio, enquanto o mercado francês registou o seu preço mais baixo desde junho.
Entretanto, o mercado italiano registou preços diários superiores a 100 €/MWh durante quase toda a terceira semana de setembro. A 19 de setembro, este mercado atingiu a média diária mais elevada da semana, de 116,05 €/MWh.
Na semana de 15 de setembro, o aumento da produção solar, bem como a ligeira descida dos preços semanais do gás, favoreceram a queda dos preços na maioria dos mercados elétricos europeus. Além disso, a demanda diminuiu na Bélgica e na Itália, enquanto a produção eólica aumentou nos mercados alemão e italiano. Em contrapartida, nos mercados espanhol, francês e português, o aumento da demanda e a queda da produção eólica contribuíram para o aumento dos preços. Além disso, a produção solar diminuiu em Portugal.
As previsões de preços da AleaSoft Energy Forecasting indicam que, na quarta semana de setembro, os preços aumentarão em comparação com a semana anterior na maioria dos principais mercados elétricos europeus, influenciados pela queda na produção eólica e solar. Além disso, a demanda aumentará em alguns mercados.
Fonte: Preparado pela AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool e GME.Brent, combustíveis e CO2
Nas primeiras sessões da terceira semana de setembro, os preços de fecho dos futuros do petróleo Brent para o Front‑Month no mercado ICE continuaram a tendência ascendente iniciada no final da semana anterior. Na terça-feira, 16 de setembro, esses futuros atingiram o seu preço de fecho máximo semanal, de 68,47 $/bbl. Posteriormente, os preços baixaram. Na sexta-feira, 19 de setembro, esses futuros registraram o seu preço de fechamento mínimo semanal, de 66,68 $/bbl. De acordo com os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, esse preço foi 0,5% inferior ao da sexta-feira anterior.
Os aumentos de produção planeados pela OPEP+, bem como a preocupação com a demanda, fizeram com que os preços dos futuros do petróleo Brent permanecessem abaixo dos 69 dólares por barril durante a terceira semana de setembro. Os cortes nas taxas de juros nos Estados Unidos contribuíram para a preocupação com a demanda de petróleo, uma vez que esses cortes respondem à situação económica e laboral do país, o que poderia ter consequências negativas sobre a demanda.
Quanto aos futuros de gás TTF no mercado ICE para o Front‑Month, na segunda-feira, 15 de setembro, registaram o seu preço de fecho mínimo semanal, de 32,15 €/MWh. Posteriormente, os preços aumentaram. Como consequência, na quinta-feira, 18 de setembro, esses futuros atingiram o seu preço de fecho máximo semanal, de 32,95 €/MWh. Na sexta-feira, 19 de setembro, após uma queda de 2,0% em relação ao dia anterior, o preço de fecho foi de 32,31 €/MWh. De acordo com os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, este preço foi 1,1% inferior ao da sexta-feira anterior.
Na terceira semana de setembro, o abastecimento abundante de gás natural liquefeito, bem como a diminuição da demanda de gás devido às temperaturas amenas e à elevada produção eólica, fizeram com que os preços dos futuros do gás TTF se mantivessem abaixo dos 33 €/MWh.
No que diz respeito aos futuros de direitos de emissão de CO2 no mercado EEX para o contrato de referência de dezembro de 2025, os preços de fecho foram superiores a 76 €/t durante a terceira semana de setembro. Na segunda-feira, 15 de setembro, registaram o seu preço de fecho mínimo semanal, de 76,75 €/t. Em contrapartida, na quinta-feira, 18 de setembro, estes futuros atingiram o seu preço de fecho máximo semanal, de 77,82 €/t. De acordo com os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, este preço foi o mais alto desde 15 de fevereiro. Na sexta-feira, 19 de setembro, o preço foi ligeiramente inferior, de 77,55 €/t. Ainda assim, este preço foi 2,3% superior ao da sexta-feira anterior.
Fonte: Preparado pela AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ICE e da EEX.Análise da AleaSoft Energy Forecasting sobre as perspetivas dos mercados de energia na Europa, baterias e autoconsumo
Na quinta-feira, 18 de setembro, a AleaSoft Energy Forecasting realizou o webinar número 58 da sua série de webinars mensais. Além da evolução dos mercados europeus de energia, o webinar analisou as perspetivas do armazenamento de energia com baterias e do autoconsumo. O evento também incluiu uma apresentação dos serviços da AleaSoft para melhorar a estratégia, gestão e planeamento das comercializadoras.
Na mesa de análise, os palestrantes convidados foram Xavier Cugat, Diretor Técnico da BESS na Seraphim, Francisco Valverde, profissional independente para o desenvolvimento de energias renováveis, e Alejandro Diego Rosell, divulgador e consultor na área energética, Diretor de Estudos na World Wide Recruitment e Professor na EOI.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
