AleaSoft Energy Forecasting, 29 de setembro de 2025. Na quarta semana de setembro, os preços semanais aumentaram na maioria dos principais mercados elétricos europeus, ultrapassando quase todos os 60 €/MWh. A chegada do outono trouxe temperaturas mais frias que impulsionaram a demanda em grande parte dos mercados, além de uma queda na produção fotovoltaica. A produção eólica também diminuiu em vários mercados. Em contrapartida, a produção eólica aumentou na Península Ibérica e a demanda diminuiu em Espanha, Portugal e Itália, o que levou à descida dos preços nestes mercados.
Produção solar fotovoltaica e produção eólica
Na semana de 22 de setembro, a produção solar fotovoltaica diminuiu nos principais mercados elétricos europeus em comparação com a semana anterior, revertendo a tendência ascendente da semana anterior. O mercado alemão registou a maior queda, de 34%. Seguiram-se os mercados italiano e francês, com quedas de 27% e 26%, respetivamente. As quedas foram relativamente menores na Península Ibérica. No mercado espanhol, a geração de energia fotovoltaica caiu 7,5% e no mercado português, 4,3%. Neste último caso, essa tendência de queda continuou pela segunda semana consecutiva.
Durante a semana de 29 de setembro, de acordo com as previsões de produção solar da AleaSoft Energy Forecasting, a tendência de queda será revertida, com um aumento da produção solar fotovoltaica nos mercados italiano e alemão. No entanto, o mercado espanhol sofrerá uma queda na produção solar.
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 quarta semana de setembro, a produção eólica aumentou na Península Ibérica em comparação com a semana anterior, o que representou uma mudança em relação à tendência de queda registrada na época. No mercado português, a produção com esta tecnologia aumentou 52%, enquanto no mercado espanhol subiu 16%. Além disso, a 28 de setembro, no mercado português, a produção eólica diária atingiu 74 GWh, nível observado pela última vez no final de abril de 2025.
No entanto, nos restantes mercados europeus principais analisados, a produção eólica diminuiu. Nos mercados alemão e francês, registou-se uma queda de 35% e 29%, respetivamente. No mercado alemão, esta queda ocorreu após três semanas consecutivas de subidas. A tendência descendente no mercado francês continuou pela terceira semana consecutiva. O mercado italiano registou a menor queda, de 4,6%, invertendo a tendência ascendente das duas semanas anteriores.
Na semana de 29 de setembro, de acordo com as previsões de produção eólica da AleaSoft Energy Forecasting, a produção eólica aumentará no mercado italiano e diminuirá nos mercados alemão, francês, espanhol e português.
Fonte: Preparado pela AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.Demanda eléctrica
Na semana de 22 de setembro, a demanda de eletricidade aumentou na maior parte dos principais mercados europeus de eletricidade em comparação com a semana anterior. Os mercados britânico e francês registaram os maiores aumentos, de 5,6% e 5,3%, respetivamente, continuando a tendência ascendente observada na semana anterior. O mercado belga registou o menor aumento, de 2,2%, invertendo a tendência de queda das duas semanas anteriores. Em contrapartida, os mercados do sul da Europa registaram uma diminuição inter semanal na demanda de eletricidade. O mercado espanhol registou a maior queda, de 11%. Os mercados italiano e português observaram quedas de 5,4% e 3,7%, respetivamente. No mercado italiano, a tendência de queda continuou pela segunda semana consecutiva. Os mercados ibéricos reverteram a tendência ascendente da semana anterior.
Durante a semana, as temperaturas médias diminuíram nos mercados analisados, com quedas que variaram entre 3,2 °C na Itália e 6,4 °C na França.
Para a semana de 29 de setembro, de acordo com as previsões de demanda da AleaSoft Energy Forecasting, a demanda diminuirá na maioria dos principais mercados europeus, embora se espere um aumento no mercado britânico.
Fonte: Preparado pela AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid e ELIA.Mercados elétricos europeus
Na quarta semana de setembro, os preços médios da maioria dos principais mercados elétricos europeus subiram em relação à semana anterior. As exceções foram o mercado IPEX da Itália, com uma ligeira descida de 0,9%, e o mercado MIBEL de Espanha e Portugal, com uma queda de 18%. O mercado EPEX SPOT da França registou o menor aumento de preços, de 34%. Em contrapartida, o mercado Nord Pool dos países nórdicos atingiu o maior aumento percentual de preços, de 92%. Nos restantes mercados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, os preços subiram entre 65% no mercado N2EX do Reino Unido e 78% no mercado EPEX SPOT da Alemanha.
Na semana de 22 de setembro, as médias semanais foram superiores a 60 €/MWh na maioria dos mercados elétricos europeus. As exceções foram os mercados nórdico e francês, cujas médias foram de 41,27 €/MWh e 44,17 €/MWh, respetivamente. O mercado italiano registou a maior média semanal, de 108,67 €/MWh. Nos restantes mercados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, os preços situaram-se entre os 60,59 €/MWh do mercado espanhol e os 96,39 €/MWh do mercado britânico.
No que diz respeito aos preços diários, na segunda-feira, 22 de setembro, o mercado nórdico atingiu a média mais baixa da semana entre os mercados analisados, de 12,49 €/MWh. O mercado francês também registou preços diários inferiores a 15 €/MWh nos dias 22 e 23 de setembro.
Por outro lado, o mercado italiano continuou a registar preços diários superiores a 100 €/MWh durante quase toda a quarta semana de setembro. A 23 de setembro, este mercado atingiu a média diária mais elevada da semana, de 116,20 €/MWh. Nesse dia, os mercados alemão, britânico e neerlandês também atingiram preços diários superiores a 100 €/MWh. Por outro lado, na segunda-feira, 29 de setembro, os preços diários desses quatro mercados elétricos foram superiores a 100 €/MWh novamente. Nesse dia, o mercado alemão registrou o maior preço diário, de 130,57 €/MWh.
Na semana de 22 de setembro, a diminuição da produção solar e eólica na maioria dos mercados, bem como o aumento da demanda de eletricidade em grande parte deles, favoreceram o aumento dos preços na maioria dos mercados europeus de eletricidade. No entanto, o aumento da produção eólica e a queda da demanda na Península Ibérica contribuíram para a descida dos preços no mercado MIBEL.
As previsões de preços da AleaSoft Energy Forecasting indicam que, na primeira semana de outubro, os preços subirão na maioria dos principais mercados elétricos europeus, influenciados pela queda na produção eólica. Além disso, alguns mercados registrarão aumentos na demanda elétrica e, no mercado espanhol, haverá uma queda na produção solar.
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 registaram o seu preço de fecho mínimo semanal, de 66,57 $/bbl, na segunda-feira, 22 de setembro. Posteriormente, os preços aumentaram. Como consequência, na sexta-feira, 26 de setembro, esses futuros atingiram o seu preço de fechamento máximo semanal, de US$ 70,13/bbl. De acordo com os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, esse preço foi 5,2% superior ao da sexta-feira anterior e o mais alto desde 1 de agosto.
A preocupação com o abastecimento causada pelos ataques ucranianos às infraestruturas energéticas russas, bem como a diminuição das reservas nos Estados Unidos, favoreceram o aumento dos preços dos futuros do petróleo Brent na quarta semana de setembro. No entanto, os acordos alcançados para retomar a exportação de petróleo do Curdistão, bem como as expectativas de novos aumentos na produção na próxima reunião da OPEP+, podem exercer uma influência negativa sobre os preços na primeira semana de outubro.
Quanto aos futuros de gás TTF no mercado ICE para o Front‑Month, na segunda-feira, 22 de setembro, registaram o seu preço de fecho mínimo semanal, de 31,84 €/MWh. Posteriormente, os preços foram mais elevados, mas mantiveram-se abaixo dos 33 €/MWh durante a quarta semana de setembro. Na sexta-feira, 26 de setembro, esses futuros atingiram o seu preço de fechamento máximo semanal, de 32,70 €/MWh. De acordo com os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, esse preço foi 1,2% superior ao da sexta-feira anterior.
Na quarta semana de setembro, os preços dos futuros do gás TTF continuaram abaixo dos 33 €/MWh, favorecidos pelo abastecimento abundante de gás natural liquefeito. Também contribuíram para este comportamento os níveis das reservas europeias, cuja média ultrapassa os 80% e, em alguns países, já se situa acima dos 90%.
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 76 €/t durante as três primeiras sessões da quarta semana de setembro. Na terça-feira, 23 de setembro, atingiram o seu preço de fecho máximo semanal, de 76,81 €/t. Em contrapartida, na quinta-feira, 25 de setembro, estes futuros registaram o seu preço de fecho mínimo semanal, de 75,76 €/t. Na sexta-feira, 26 de setembro, o preço foi ligeiramente superior, de 75,97 €/t. Ainda assim, de acordo com os dados analisados na AleaSoft Energy Forecasting, este preço foi 2,0% inferior 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 e o financiamento de projetos renováveis e de armazenamento
Na quinta-feira, 9 de outubro, a AleaSoft Energy Forecasting realizará o webinar número 59 da sua série de webinars mensais. Nesta ocasião, participarão palestrantes da Deloitte pelo sexto ano consecutivo. O webinar analisará a evolução e as perspetivas dos mercados europeus de energia para o inverno de 2025-2026, o financiamento de projetos de energias renováveis e de armazenamento de energia, as perspetivas das baterias e da hibridização, bem como a importância das previsões nas auditorias e na avaliação de carteiras.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
