AleaSoft Energy Forecasting, 18 de novembro de 2024. Na segunda semana de novembro, os preços médios na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade estiveram acima dos 100 €/MWh, embora mais baixos do que na semana anterior. Esta descida ocorreu graças ao aumento da produção de energia eólica e apesar dos preços do gás terem subido e registado os valores mais elevados de 2024. Ainda assim, os mercados ibérico e francês registaram o preço diário mais elevado deste ano. A energia fotovoltaica em Portugal voltou a ultrapassar o recorde de produção para um único dia em novembro. A procura aumentou na maioria dos mercados, com os futuros do CO2 a subirem e os do Brent a descerem.
Produção solar fotovoltaica e produção eólica
Na semana de 11 de novembro, a produção solar fotovoltaica aumentou face à semana anterior nos mercados italiano e francês, em 0,3% e 6,2%, respetivamente. No entanto, os mercados da Península Ibérica e da Alemanha registaram decréscimos na produção com esta tecnologia. O mercado alemão registou a maior descida, de 27%, e manteve a tendência de queda pela quinta semana consecutiva. O mercado português registou a menor descida, de 7,4%, enquanto o mercado espanhol registou uma descida de 23%.
Apesar do decréscimo da produção solar fotovoltaica durante a semana no mercado português, na segunda-feira, 11 de novembro, este mercado atingiu a maior produção diária histórica para um mês de novembro, com 14 GWh. Por outro lado, o mercado francês registou o terceiro valor mais elevado para um mês de novembro, com 52 GWh atingidos na sexta-feira, 15 de novembro.
Para a semana de 18 de novembro, as previsões de produção solar da AleaSoft Energy Forecasting prevêem aumentos nos mercados alemão e espanhol, enquanto se espera uma diminuição da produção solar no mercado 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 segunda semana de novembro, a produção de energia eólica aumentou em todos os principais mercados europeus, após as descidas registadas na semana anterior. O mercado alemão foi o que registou o maior aumento, com 267%, seguido do italiano, com 209%, e do francês, com 147%. Por outro lado, os mercados ibéricos registaram os menores crescimentos, atingindo 83% em Portugal e 90% em Espanha.
Para a terceira semana de novembro, as previsões de produção de energia eólica da AleaSoft Energy Forecasting apontam para aumentos de produção com esta tecnologia na maioria dos mercados europeus analisados, exceto no mercado português, onde se prevê um decréscimo.
Source: Prepared by AleaSoft Energy Forecasting using data from ENTSO-E, RTE, REN, REE and TERNA.Demanda de eletricidade
Na semana de 11 de novembro, a demanda de eletricidade aumentou na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade em comparação com a semana anterior. O mercado francês registou o maior aumento de 8,3% e manteve a tendência de subida pela quarta semana consecutiva. Os mercados português, espanhol, alemão e italiano registaram aumentos pela segunda semana consecutiva, com valores que variaram entre 3,2% em Portugal e 4,9% em Itália. Por outro lado, os mercados dos Países Baixos, da Bélgica e da Grã-Bretanha registaram uma tendência descendente. O mercado holandês registou a maior descida, de 5,2%, enquanto os mercados britânico e belga caíram 0,4% e 1,4%, respetivamente.
As temperaturas médias desceram na maioria dos mercados analisados. A Península Ibérica registou a maior descida das temperaturas médias, com uma diminuição de 3,1°C, enquanto a Alemanha registou a menor descida, de 0,1°C. A Grã-Bretanha, a França e a Itália registaram descidas que variaram entre 0,9°C na Grã-Bretanha e 3,0°C em Itália. Por outro lado, a Bélgica e os Países Baixos registaram um aumento das temperaturas médias de 1,6°C e 2,1°C, respetivamente.
O feriado do Dia do Armistício na Bélgica e em França, a 11 de novembro, combinado com temperaturas médias mais baixas na Bélgica, levou a uma menor procura neste mercado. No mercado francês, as temperaturas médias mais baixas durante a semana levaram a um aumento da demanda, apesar da redução da atividade laboral durante o feriado de segunda-feira.
Para a terceira semana de novembro, as previsões de demanda da AleaSoft Energy Forecasting indicam que a demanda aumentará na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade, exceto na Península Ibérica e na Alemanha, onde se espera que a demanda diminua em comparação com a semana anterior.
SFonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid e ELIA.Mercados europeus de eletricidade
Na segunda semana de novembro, os preços médios na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade baixaram em relação à semana anterior. O mercado italiano IPEX foi a exceção, com uma subida de 7,6%. O mercado EPEX SPOT da Alemanha registou a maior descida percentual de preços, de 18%, após os preços elevados registados na semana anterior, em que os preços chegaram a ultrapassar os 800 €/MWh durante algumas horas. Em contrapartida, o mercado EPEX SPOT da França registou a menor descida, de 0,7%. Nos outros mercados analisados no AleaSoft Energy Forecasting, os preços caíram entre 5,5% no mercado belga e 12% no mercado holandês.
Na segunda semana de novembro, as médias semanais continuaram a ser superiores a 100 €/MWh na maioria dos mercados europeus de eletricidade analisados. A exceção foi o mercado nórdico Nord Pool, que registou a média semanal mais baixa, de 30,00 €/MWh. Em contrapartida, o mercado italiano registou a média semanal mais elevada, de 132,84 €/MWh. Nos restantes mercados analisados, os preços variaram entre 102,37 €/MWh no mercado espanhol MIBEL e 120,29 €/MWh no mercado alemão.
No que diz respeito aos preços diários, na segunda-feira, 11 de novembro, o mercado nórdico atingiu o seu preço mais elevado desde 27 de abril de 2024, com 68,17 EUR/MWh. Na quinta-feira, 14 de novembro, o mercado francês registou um preço de 125,10 €/MWh, o mais elevado neste mercado desde 7 de dezembro de 2023. No caso dos mercados espanhol e português, na segunda-feira, 18 de novembro, o preço foi de 136,37 €/MWh, o seu preço mais elevado desde 17 de outubro de 2023.
Durante a semana de 11 de novembro, apesar do aumento dos preços semanais do gás e das licenças de emissão de CO2 e do aumento da procura em alguns mercados, o aumento significativo da produção de energia eólica levou a uma descida dos preços nos mercados europeus da eletricidade. No caso do mercado italiano, embora a produção eólica e solar tenha aumentado, a sua dependência do gás para a produção de eletricidade e o aumento da procura contribuíram para o aumento dos preços.
As previsões de preços da AleaSoft Energy Forecasting indicam que, na terceira semana de novembro, os preços continuarão a descer na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade. O aumento da produção de energia eólica na maioria dos mercados favorecerá este comportamento. No caso dos mercados alemão e espanhol, o aumento da produção solar e a diminuição da procura também contribuirão para a descida dos preços. No entanto, os preços poderão aumentar no mercado N2EX do Reino Unido, onde se prevê que a demanada aumente mais.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool e GME.Brent, combustíveis e CO2
Os futuros do petróleo bruto Brent para o Front-Month no mercado ICE iniciaram a segunda semana de novembro com uma descida de 2,8% em relação à última sessão da semana anterior, registando um preço de fecho de 71,83 $/bbl na segunda-feira, dia 11 de novembro. Posteriormente, os preços subiram ligeiramente e na quinta-feira, dia 14 de novembro, estes futuros atingiram a cotação máxima semanal de fecho de 72,56 $/bbl. No entanto, na sexta-feira, 15 de novembro, registou-se uma descida de 2,1% em relação ao dia anterior. Como resultado, estes futuros registaram o seu mínimo semanal de fecho de $71,04/bbl. De acordo com os dados analisados no AleaSoft Energy Forecasting, este preço foi 3,8% inferior ao da sexta-feira anterior e o mais baixo desde 12 de setembro. No conjunto da semana, o preço médio de fecho desceu 4,1% em relação à semana anterior.
Na segunda semana de novembro, a OPEP baixou as suas previsões de crescimento da procura de petróleo para 2024 e 2025. A Agência Internacional da Energia também baixou as suas previsões para 2025. No caso das previsões da procura mundial para 2024, a Agência Internacional da Energia aumentou as suas previsões em relação a outubro, embora estas se tenham mantido inferiores às da OPEP. As preocupações com a evolução da procura na China continuaram na segunda semana de novembro. As expectativas de novos cortes nas taxas de juro nos Estados Unidos, bem como um dólar mais forte, também exerceram pressão descendente sobre os preços dos futuros.
Quanto aos preços de fecho dos futuros de gás TTF no mercado ICE para o Front-Month, estes aumentaram em quase todas as sessões da segunda semana de novembro, exceto no dia 13 de novembro. Nesse dia, estes futuros atingiram o seu preço mínimo semanal de fecho de 43,67 €/MWh. Por outro lado, como consequência das subidas, na sexta-feira, dia 15 de novembro, estes futuros registaram o seu preço semanal de fecho mais elevado, 46,55 €/MWh. De acordo com os dados analisados no AleaSoft Energy Forecasting, este preço foi 9,8% superior ao da sexta-feira anterior e o mais elevado desde 25 de novembro de 2023.
O aumento dos preços do gás na primeira quinzena de novembro foi influenciado pelo facto de, embora as reservas europeias de gás permaneçam elevadas, terem começado a esvaziar-se mais cedo do que no ano passado, o que suscita preocupações quanto ao impacto que tal poderá ter no processo de reabastecimento para enfrentar o verão de 2025. Além disso, as previsões de temperaturas baixas apoiaram o aumento dos preços dos futuros do gás TTF na segunda semana de novembro. As preocupações com a possível interrupção do fornecimento de gás da Rússia através da Ucrânia a partir de 31 de dezembro, bem como a interrupção do fornecimento de gás russo à Áustria desde 16 de novembro, também contribuíram para o aumento dos preços.
Quanto aos futuros de CO2 no mercado EEX para o contrato de referência de dezembro de 2024, começaram a segunda semana de novembro com descidas de preços. Estas descidas continuaram até 13 de novembro. Nesse dia, estes futuros registaram o seu preço semanal de fecho mais baixo, de 66,31 €/t. No entanto, após um aumento de 3,0% em relação ao dia anterior, na quinta-feira, 14 de novembro, estes futuros atingiram o seu preço semanal mais alto de fecho de 68,27 €/t. De acordo com os dados analisados no AleaSoft Energy Forecasting, este preço foi o mais alto desde 3 de setembro. Na sexta-feira, 15 de novembro, os preços desceram novamente para 68,01 euros/t. Este preço de fecho foi apenas 0,01 €/t inferior ao da sexta-feira anterior. Apesar das descidas, a média semanal foi 3,2% superior à da semana anterior.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ICE e EEX.Análise da AleaSoft Energy Forecasting sobre as perspectivas dos mercados europeus da energia e do armazenamento de energia
Na quinta-feira, 14 de novembro, AleaSoft Energy Forecasting realizou o 49º webinar da sua série mensal de webinars. O webinar contou com a participação de Luis Marquina de Soto, Presidente da AEPIBAL, a Associação Europeia de Empresas de Baterias, Pilhas e Armazenamento de Energia. Nesta ocasião, o webinar analisou a evolução e as perspectivas dos mercados energéticos europeus para o inverno de 2024-2025, bem como as perspectivas das baterias, da hibridação e do armazenamento de energia. Além disso, foram explicados os serviços da AleaSoft para projectos de baterias e hibridização.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
