AleaSoft Energy Forecasting, 15 de setembro de 2025. Na segunda semana de setembro, os preços na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade subiram, embora a média semanal se tenha mantido abaixo dos 75 €/MWh. Em alguns dias, alguns ultrapassaram os 100 euros/MWh, com a Alemanha a liderar, atingindo o preço diário mais elevado desde fevereiro, de 142,45 euros/MWh, no dia 9 de setembro. Este mercado também ultrapassou os 400 euros/MWh numa hora, no dia 8. O aumento da demanda e dos preços do gás e do CO2 impulsionou os mercados, com os futuros do CO2 a registarem o preço de fecho mais elevado desde fevereiro. Espanha e Portugal registaram recordes históricos de produção fotovoltaica num único dia em setembro.
Produção solar fotovoltaica e produção eólica
Na semana de 8 de setembro, a produção solar fotovoltaica aumentou nos mercados da Península Ibérica em relação à semana anterior. O mercado português registou o maior aumento, de 13%, após duas semanas de quedas. O mercado espanhol registou um aumento de 2,3% e manteve a tendência ascendente pela segunda semana consecutiva. Durante a semana, tanto em Espanha como em Portugal foram atingidos máximos históricos de produção solar fotovoltaica para um dia de setembro. Em Portugal, o recorde foi registado na terça-feira, 9, com 25 GWh, enquanto em Espanha foi atingido na sexta-feira, 12, com 193 GWh.
No entanto, nos mercados francês, alemão e italiano, a geração solar fotovoltaica diminuiu em comparação com a primeira semana de setembro. A França registou a menor queda, de 18%, enquanto a Itália e a Alemanha diminuíram a sua produção em 19% em ambos os casos. A Alemanha acumulou quatro semanas consecutivas de quedas.
Para a semana de 15 de setembro, as previsões de produção solar da AleaSoft Energy Forecasting antecipam aumentos na produção solar fotovoltaica dos mercados alemão, italiano e espanhol.
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.Na segunda semana de setembro, a produção eólica aumentou em grande parte dos principais mercados europeus em relação à semana anterior. Portugal registou o maior aumento, de 14%, enquanto a Itália registou o menor aumento, de 4,7%. A Alemanha manteve a tendência ascendente pela segunda semana consecutiva e aumentou a sua produção em 12%. Em contrapartida, nos mercados francês e espanhol, a geração com esta tecnologia diminuiu, interrompendo a série de aumentos das duas semanas anteriores em França e das três anteriores em Espanha. A França registou a menor descida, de 11%, enquanto a Espanha diminuiu a sua produção em 25%.
Para a terceira semana de setembro, as previsões de produção eólica da AleaSoft Energy Forecasting prevêem um aumento no mercado alemão e quedas nos mercados francês, italiano, espanhol e português.
Fonte: Preparado pela AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.Demanda eléctrica
Na segunda semana de setembro, a demanda de eletricidade aumentou na maioria dos principais mercados europeus em relação à semana anterior. O mercado italiano registou o maior aumento, de 4,1%, e encadeou quatro semanas de crescimento. Nos mercados alemão, francês e português, a demanda aumentou 0,2%, 0,3% e 0,8%, respetivamente. A Alemanha e Portugal prolongaram a tendência ascendente pela terceira semana consecutiva.
Em contrapartida, nos mercados espanhol, britânico e belga, a demanda diminuiu em comparação com a primeira semana de setembro. O mercado espanhol registou a menor queda, de 0,4%, e manteve a tendência de descida pela segunda semana consecutiva. No mercado britânico, a demanda diminuiu 1,1%. A Bélgica apresentou a maior descida, de 1,4%, após seis semanas de aumentos.
As temperaturas médias ficaram abaixo das da semana anterior na maioria dos mercados analisados. A Grã-Bretanha registou a maior queda, de 2,4 °C, enquanto a Península Ibérica registou as quedas mais moderadas, de 0,1 °C em Portugal e 0,4 °C em Espanha. França, Bélgica e Alemanha registaram quedas de 1,3 °C, 1,6 °C e 1,7 °C, respetivamente. A Itália manteve temperaturas médias semelhantes às da semana anterior.
Para a semana de 15 de setembro, as previsões de demanda da AleaSoft Energy Forecasting antecipam aumentos na demanda nos mercados britânico, espanhol e francês, enquanto os mercados italiano, português, alemão e belga registarão quedas.
Fonte: Preparado pela AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid e ELIA.Mercados elétricos europeus
Na segunda semana de setembro, os preços médios da maioria dos principais mercados elétricos europeus aumentaram em relação à semana anterior. As exceções foram o mercado N2EX do Reino Unido e o mercado EPEX SPOT da França, cujas médias caíram 3,8% e 8,5%, respetivamente. O mercado IPEX da Itália e o mercado Nord Pool dos países nórdicos registaram os menores aumentos de preços, de 4,4% em ambos os casos. Em contrapartida, o mercado MIBEL de Portugal e Espanha registou os maiores aumentos percentuais de preços, de 35% e 36%, respetivamente. Nos restantes mercados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, os preços subiram entre 9,5% no mercado EPEX SPOT da Alemanha e 19% no mercado EPEX SPOT dos Países Baixos.
Na semana de 8 de setembro, as médias semanais continuaram abaixo de 75 €/MWh na maioria dos mercados elétricos europeus, apesar dos aumentos nos preços. As exceções foram os mercados holandês, alemão e italiano, cujas médias foram de 85,92 €/MWh, 92,99 €/MWh e 111,16 €/MWh, respetivamente. O mercado francês registou a média semanal mais baixa, de 26,36 €/MWh. Nos restantes mercados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, os preços situaram-se entre os 45,55 €/MWh do mercado nórdico e os 71,64 €/MWh do mercado britânico.
No que diz respeito aos preços diários, no sábado, 13 de setembro, o mercado francês atingiu a média mais baixa da segunda semana de setembro entre os mercados analisados, de 9,69 €/MWh. No início da terceira semana de setembro, na segunda-feira, 15, a maioria dos mercados elétricos europeus registrou preços diários inferiores a 15 €/MWh. O mercado francês voltou a registar o preço mais baixo, de 3,38 €/MWh. Esse preço foi o mais baixo do mercado francês desde 9 de junho. Os mercados belga, britânico e neerlandês atingiram, em 15 de setembro, os seus preços mais baixos desde maio, enquanto o mercado alemão registou o preço mais baixo desde 2 de janeiro.
Por outro lado, na segunda semana de setembro, os mercados alemão, belga, britânico, italiano e holandês registaram preços diários superiores a 100 €/MWh. A 9 de setembro, o mercado alemão atingiu a média diária mais elevada da semana, de 142,45 €/MWh. Este foi o seu preço mais alto desde 18 de fevereiro. Além disso, a 8 de setembro, entre as 19h00 e as 20h00, o mercado alemão registou um preço de 413,66 €/MWh, o valor horário mais alto desde 1 de julho.
Na semana de 8 de setembro, o aumento dos preços semanais do gás e dos direitos de emissão de CO2, a diminuição da produção solar e o aumento da demanda na maioria dos mercados favoreceram o aumento dos preços nos mercados elétricos europeus. A queda da produção eólica na Península Ibérica também contribuiu para o aumento dos preços no mercado MIBEL.
As previsões de preços da AleaSoft Energy Forecasting indicam que, na terceira semana de setembro, os preços cairão na maioria dos mercados elétricos europeus, influenciados pelo aumento da produção solar e pela diminuição da demanda em alguns mercados. Além disso, a produção eólica aumentará significativamente na Alemanha.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com 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 registraram o seu preço de fecho mínimo semanal, de 66,02 $/bbl, na segunda-feira, 8 de setembro. Este valor superou o da sexta-feira anterior e deu início a uma série de aumentos nas sessões seguintes. Como resultado, no dia 10 de setembro, esses futuros atingiram o seu preço de fechamento máximo semanal, de 67,49 $/bbl. Nas últimas sessões da segunda semana de setembro, os preços mantiveram-se abaixo de 67 $/bbl. Na sexta-feira, 12 de setembro, o preço de fechamento foi de 66,99 $/bbl. De acordo com os dados analisados na AleaSoft Energy Forecasting, esse preço foi 2,3% superior ao da sexta-feira anterior.
O aumento das tensões geopolíticas exerceu uma influência ascendente sobre os preços dos futuros do petróleo Brent na segunda semana de setembro. No entanto, a preocupação com a evolução da demanda e os aumentos de produção planeados pela OPEP+ limitaram as subidas.
Quanto aos futuros de gás TTF no mercado ICE para o Front‑Month, na segunda-feira, 8 de setembro, o preço de fecho foi de 33,06 €/MWh, 3,4% superior ao da última sessão da semana anterior. No dia 10 de setembro, estes futuros atingiram o seu preço de fecho máximo semanal, de 33,12 €/MWh. Em contrapartida, na quinta-feira, 11 de setembro, após uma queda de 2,4% em relação ao dia anterior, registaram o seu preço de fecho mínimo semanal, de 32,32 €/MWh. Na sexta-feira, 12 de setembro, o preço de fecho foi de 32,66 €/MWh. De acordo com os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, este preço foi 2,2% superior ao da sexta-feira anterior.
Na segunda semana de setembro, os preços dos futuros do gás TTF mantiveram-se acima dos 32 €/MWh, influenciados pelo aumento das tensões no Médio Oriente, bem como entre a Rússia e a Ucrânia. No entanto, os níveis das reservas europeias, próximos dos 80%, e a conclusão das tarefas de manutenção na Noruega contribuíram para evitar que os preços atingissem os 34 €/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 mantiveram-se acima dos 75 €/t durante a segunda semana de setembro. Na segunda-feira, dia 8, atingiram o seu preço de fecho máximo semanal, de 77,16 €/t. De acordo com os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, este preço foi o mais alto desde 18 de fevereiro. Por outro lado, na quinta-feira, 11 de setembro, esses futuros registraram o seu preço de fechamento mínimo semanal, de 75,55 €/t. Na sexta-feira, 12 de setembro, o preço foi ligeiramente superior, de 75,78 €/t. Esse preço foi 0,3% menor do que o 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, será realizado o webinar número 58 da série de webinars mensais da AleaSoft Energy Forecasting. Além da evolução dos mercados europeus de energia, o webinar analisará as perspetivas do armazenamento de energia com baterias e do autoconsumo. Durante o webinar, também será feita uma apresentação dos serviços da AleaSoft para melhorar a estratégia, gestão e planeamento das comercializadoras.
A mesa redonda contará com a participação de 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.
