AleaSoft Energy Forecasting, 31 de março de 2025. Na última semana de março, os preços caíram na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade. A diminuição da demanda e a queda dos preços do gás e do CO2 estiveram na origem destas descidas. Em contrapartida, a queda da produção de energia eólica provocou um aumento dos preços em alguns mercados. O aumento da produção de energia fotovoltaica fez com que o MIBEL estivesse entre os mercados com os preços semanais mais baixos, apenas atrás do mercado nórdico, e registou o preço horário mais baixo da sua história, -5,21 €/MWh em Espanha e -4,00 €/MWh em Portugal. Outros mercados registaram também preços horários negativos e os preços diários mais baixos desde meados de 2024.
Produção de energia solar fotovoltaica e eólica
Durante a semana de 24 de março, a produção de energia solar fotovoltaica aumentou na Península Ibérica. Os aumentos foram de 63% em Portugal e 52% em Espanha, invertendo as descidas da semana anterior. Em contrapartida, na Alemanha, França e Itália, a produção de energia solar inverteu a tendência de subida da semana anterior, caindo entre 7,8% no mercado francês e 29% no mercado alemão.
Na semana de 31 de março, de acordo com as previsões de energia solar da AleaSoft Energy Forecasting, a produção de energia solar aumentará no mercado alemão e diminuirá nos mercados espanhol e italiano.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.Na semana de 24 de março, a produção de energia eólica diminuiu nos principais mercados europeus em relação à semana anterior, invertendo a tendência de subida da semana anterior. Os mercados português e francês registaram as maiores descidas, 60% e 43%, respetivamente. Os mercados alemão e italiano registaram as menores descidas, 12% e 8,8%, respetivamente.
Na semana de 31 de março, de acordo com as previsões de energia eólica da AleaSoft Energy Forecasting, a produção com esta tecnologia vai aumentar na Alemanha e em França. Por outro lado, a tendência de queda manter-se-á na Península Ibérica e em Itália.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.Demanda de eletricidade
Na semana de 24 de março, a demanda de eletricidade apresentou uma tendência decrescente nos principais mercados europeus, semelhante à da semana anterior. Os mercados britânico e português registaram as maiores descidas, 8,8% e 8,5%, respetivamente. Por outro lado, os mercados alemão e belga registaram as menores descidas, 1,7% e 1,3%, em cada caso. A exceção a esta tendência descendente foi o mercado neerlandês, onde a demanda aumentou 6,1%.
As diminuições da demanda estiveram associadas a aumentos das temperaturas médias. Os aumentos variaram entre 0,2 °C em Espanha e 3,1 °C em Itália. Em França, as temperaturas médias foram semelhantes às da semana anterior. Em contrapartida, na Bélgica e nos Países Baixos, as temperaturas médias desceram 1,8 °C e 1,6 °C, respetivamente.
Para a semana de 31 de março, de acordo com as previsões de demanda da AleaSoft Energy Forecasting, a tendência descendente continuará nos principais mercados europeus.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid e ELIA.Mercados europeus da eletricidade
Na quarta semana de março, os preços médios na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade diminuíram em relação à semana anterior. No entanto, os preços subiram no mercado EPEX SPOT da Alemanha, Bélgica, França e Países Baixos, com aumentos que variaram entre 9,2% no mercado neerlandês e 25% no mercado francês. Quanto às descidas de preços, o mercado MIBEL de Espanha e o mercado Nord Pool dos países nórdicos registaram as maiores descidas percentuais de preços, 15% e 16%, respetivamente. No resto dos mercados analisados no AleaSoft Energy Forecasting, os preços caíram entre 3,2% no mercado IPEX de Itália e 13% no mercado N2EX do Reino Unido.
Na semana de 24 de março, as médias semanais foram inferiores a 95 €/MWh na maioria dos mercados europeus de eletricidade analisados. A exceção foi o mercado italiano, que registou uma média de 119,27 €/MWh. Os mercados nórdico, espanhol e português registaram as médias semanais mais baixas, 24,96 €/MWh, 30,10 €/MWh e 30,35 €/MWh, respetivamente. Nos restantes mercados analisados, os preços variaram entre 71,17 €/MWh no mercado francês e 93,50 €/MWh no mercado britânico.
Relativamente aos preços diários, a maioria dos mercados registou os preços mais baixos da semana no domingo, 30 de março. Nesse dia, os mercados espanhol e português atingiram os preços mais baixos desde o início de junho de 2024, 3,03 €/MWh e 3,44 €/MWh, respetivamente. O mercado holandês registou um preço de 9,46 €/MWh, que foi o preço mais baixo desde 7 de julho de 2024, nesse mercado. No caso dos mercados belga e francês, registaram os preços mais baixos desde novembro de 2024, enquanto os mercados britânico e alemão atingiram os preços mais baixos desde dezembro de 2024 e janeiro de 2025, respetivamente.
Quanto aos preços horários, os mercados belga, britânico e francês registaram preços horários negativos no domingo, 30 de março. Os mercados alemão e holandês também registaram preços negativos no dia 28 de março. O mercado português, para além destes dois dias, registou um preço horário negativo no dia 29 de março, enquanto o mercado espanhol de eletricidade registou preços horários negativos nos dias 26, 27, 28, 29 e 30 de março. Os mercados ibéricos atingiram os preços horários mais baixos da sua história no domingo, 30 de março. Em Espanha, o mínimo histórico foi de -5,21€/MWh, registado entre as 14:00 e as 15:00, enquanto em Portugal o mínimo foi de -4,00€/MWh, registado entre as 11:00 e as 12:00.
Na semana de 24 de março, a descida dos preços semanais do gás e das licenças de emissão de CO2, bem como a diminuição da demanda de eletricidade, conduziram a preços mais baixos na maioria dos mercados europeus de eletricidade. Para além disso, na Península Ibérica, a produção de energia solar fotovoltaica aumentou significativamente. No entanto, a queda da produção de energia eólica, bem como a queda da produção de energia solar em França e na Alemanha, contribuíram para o aumento do preço nestes mercados.
As previsões de preços da AleaSoft Energy Forecasting indicam que, na primeira semana de abril, os preços inverterão a sua tendência na maioria dos mercados europeus de eletricidade. Em mercados como a França e a Alemanha, os preços irão descer, influenciados pelo aumento da produção de energia eólica. Por outro lado, na Península Ibérica, os preços aumentarão devido à queda da produção de energia eólica e solar.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados do OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool e GME.Brent, combustíveis e CO2
Na quarta semana de março, os preços de liquidação dos futuros do petróleo Brent para o Front-Month no mercado ICE continuaram a tendência de subida iniciada na semana anterior. Assim, na quinta-feira, dia 27 de março, estes futuros atingiram o seu preço máximo de liquidação semanal, $74,03/bbl. De acordo com os dados analisados no AleaSoft Energy Forecasting, este preço foi o mais elevado desde o final de fevereiro. Na sexta-feira, dia 28 de março, os preços desceram ligeiramente. Ainda assim, o preço de fecho foi de $73,63/bbl, 2,0% superior à sexta-feira anterior.
As políticas tarifárias dos EUA continuaram a influenciar a evolução dos preços dos futuros do petróleo Brent na quarta semana de março. O anúncio de tarifas adicionais para os países que compram gás ou petróleo venezuelano fez subir os preços. Além disso, as reservas de petróleo dos EUA diminuíram, contribuindo para este comportamento. O anúncio de uma tarifa sobre os automóveis e camiões ligeiros importados também influenciou os preços no sentido ascendente, uma vez que poderia abrandar a substituição deste tipo de veículos por modelos mais eficientes.
Quanto aos futuros de gás TTF no mercado ICE para o Front-Month, na segunda-feira, 24 de março, atingiram o seu preço máximo de liquidação semanal, €42,75/MWh. Posteriormente, na maioria das sessões, os preços desceram. Como resultado, na sexta-feira, 28 de março, estes futuros registaram o seu preço mínimo semanal de liquidação, 40,59€/MWh. De acordo com os dados analisados no AleaSoft Energy Forecasting, este preço foi 4,7% inferior ao da sexta-feira anterior.
As temperaturas mais amenas exerceram a sua influência descendente sobre os preços dos futuros do gás TTF. No entanto, as preocupações com os baixos níveis das reservas europeias continuaram na quarta semana de março e os preços de liquidação mantiveram-se acima dos 40 euros/MWh.
Relativamente aos futuros de licenças de emissão de CO2 no mercado EEX para o contrato de referência de dezembro de 2025, atingiram o seu preço máximo de liquidação semanal, 71,52€/t, na segunda-feira, 24 de março. Por outro lado, após uma descida de 3,2% em relação ao dia anterior, estes futuros registaram o seu preço mínimo de liquidação semanal, 68,54 euros/t, na quinta-feira, 27 de março. Na sexta-feira, 28 de março, o preço de liquidação subiu ligeiramente para €68,80/t. De acordo com os dados analisados no AleaSoft Energy Forecasting, este preço foi 3,7% inferior ao da sexta-feira anterior.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ICE e EEX.Análise da AleaSoft Energy Forecasting sobre as perspectivas dos mercados da energia e do armazenamento de energia na Europa
Na quinta-feira, 10 de abril, AleaSoft Energy Forecasting realizará o 54º webinar da sua série mensal de webinars. Este webinar contará com a participação, pela quarta vez, de Raúl García Posada, Diretor da ASEALEN, a Associação Espanhola de Armazenamento de Energia. Para além da evolução e das perspectivas dos mercados energéticos europeus, o webinar analisará a regulamentação e a situação atual do armazenamento de energia, bem como as perspectivas para os próximos meses.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
