AleaSoft Energy Forecasting, 19 de maio de 2025. Na terceira semana de maio, os principais mercados europeus de eletricidade apresentaram um desempenho misto, embora na maioria deles os preços semanais tenham sido inferiores aos da semana anterior. Apesar do aumento dos preços do gás e do CO2, a maior produção renovável e a menor demanda permitiram conter e baixar os preços em alguns casos. O mercado português voltou a bater o seu recorde histórico de produção fotovoltaica diária e os mercados alemão e italiano atingiram a produção fotovoltaica diária mais elevada de um dia em maio.
Produção solar fotovoltaica e produção eólica
Na semana de 12 de maio, a produção solar fotovoltaica aumentou nos principais mercados europeus de eletricidade. A França e a Itália registaram os maiores aumentos, de 19% e 18%, respetivamente. A Península Ibérica registou a segunda semana consecutiva de aumentos, com mais 9,2% em Espanha e 13% em Portugal. A Alemanha registou o menor crescimento, 7,1%, e manteve a tendência ascendente pela quarta semana consecutiva.
Durante a semana, os mercados da Alemanha, França, Portugal e Itália registaram recordes de produção solar fotovoltaica. Na terça-feira, 13 de maio, a Alemanha atingiu o seu valor mais elevado de produção fotovoltaica para um dia de maio, com 424 GWh, o que representa também o segundo valor mais elevado da sua história. A França registou o segundo e terceiro valores mais elevados de produção para um dia de maio, com 121 GWh nos dias 14 e 16 de maio. O mercado português voltou a bater o seu recorde histórico de produção solar, com 26 GWh na quinta-feira, 15 de maio. A Itália atingiu a sua produção diária mais elevada em maio, com 147 GWh no domingo, 18 de maio.
Para a semana de 19 de maio, de acordo com as previsões de produção solar da AleaSoft Energy Forecasting, a produção solar aumentará em Espanha, mas diminuirá em Itália e na Alemanha.
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.Durante a terceira semana de maio, a produção de energia eólica aumentou nos mercados alemão, português e italiano, em comparação com a semana anterior. A Alemanha registou o maior aumento de 43%, mantendo a tendência ascendente pela terceira semana consecutiva. A Itália apresentou o menor aumento, de 3,3%, enquanto Portugal registou uma subida de 12%. Por outro lado, a Espanha e a França registaram decréscimos na produção com esta tecnologia de 29% e 45%, respetivamente.
De acordo com as previsões de produção de energia eólica da AleaSoft Energy Forecasting, a produção de energia eólica irá aumentar nos principais mercados europeus analisados na semana de 19 de maio.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.Demanda de eletricidade
Durante a semana de 12 de maio, a demanda de eletricidade diminuiu na maioria dos principais mercados europeus em comparação com a semana anterior. A Grã-Bretanha registou a maior queda, de 3,7%, enquanto a Alemanha e a Itália reduziram a sua demanda em 1,3% e 1,2%, respetivamente. A Espanha registou a menor descida, de 0,8%. Por outro lado, Portugal, França e Bélgica aumentaram a sua demanda pela segunda semana consecutiva. Nesta ocasião, o mercado português liderou os aumentos, com 2,2%, seguido da França, com 1,1%, e da Bélgica, com 0,5%.
As temperaturas médias aumentaram em todos os mercados analisados em relação à semana anterior. A Grã-Bretanha e a Bélgica registaram os maiores aumentos, de 2,7°C e 2,6°C, respetivamente. A Itália registou o aumento mais pequeno, de 0,2°C. Espanha, Portugal, Alemanha e França registaram aumentos de temperatura que variaram entre 1,6°C em Espanha e 1,8°C em França.
As temperaturas médias mais elevadas favoreceram a diminuição da demanda durante a semana. Em Espanha, o feriado de 15 de maio, dia de Santo Isidoro, em Madrid, também contribuiu para esta situação. Por outro lado, no mercado francês, a retoma da atividade laboral, após o feriado de 8 de maio, Dia da Vitória na Europa, favoreceu o aumento da demanda.
Na semana de 19 de maio, de acordo com as previsões de demanda da AleaSoft Energy Forecasting, a demanda irá aumentar nos mercados de Espanha, Itália e Grã-Bretanha. Em Portugal, a demanda manter-se-á semelhante à da semana anterior, enquanto diminuirá na Alemanha, França e Bélgica.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid e ELIA.Mercados europeus da eletricidade
Na terceira semana de maio, os preços médios dos principais mercados europeus de eletricidade foram mistos em relação à semana anterior. O mercado MIBEL de Espanha e o mercado EPEX SPOT de França registaram os maiores aumentos percentuais de preços, de 47% e 140%, respetivamente. Os preços também aumentaram no mercado britânico N2EX e no mercado belga EPEX SPOT, mas os aumentos foram menores, de 1,7% e 5,2% em cada caso. Em contrapartida, todos os outros grandes mercados europeus da eletricidade registaram descidas de preços. O mercado Nord Pool, nos países nórdicos, registou a maior descida, de 66%. Nos outros mercados analisados no AleaSoft Energy Forecasting, os preços caíram entre 1,5% no mercado italiano IPEX e 25% no mercado português MIBEL.
Na semana de 12 de maio, as médias semanais ultrapassaram os 60 €/MWh na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade. As excepções foram os mercados espanhol, nórdico, francês e português, cujas médias foram de 18,19 €/MWh, 21,65 €/MWh, 23,10 €/MWh e 25,57 €/MWh, respetivamente. Em contrapartida, os mercados britânico e italiano atingiram as médias semanais mais elevadas, de 92,22 €/MWh e 95,80 €/MWh, respetivamente. Nos restantes mercados analisados, os preços variaram entre 64,46 €/MWh no mercado belga e 68,61 €/MWh no mercado alemão.
O governo português aumentou a capacidade de importação de eletricidade com Espanha entre 12 e 19 de maio, embora limitada a 1000 MW entre as 09:00 e as 19:00 CET e a 2200 MW nos restantes períodos. Desta forma, o acoplamento entre os mercados espanhol e português foi de 57%, superior aos 23% da semana anterior, embora muito abaixo dos valores superiores a 95% anteriores ao apagão que afectou a Península Ibérica no dia 28 de abril.
Em termos de preços diários, os mercados espanhol e nórdico registaram preços inferiores a 10 €/MWh em algumas sessões da terceira semana de maio. O mercado nórdico atingiu a média diária mais baixa dos mercados analisados, com 4,60 €/MWh, no dia 14 de maio. Este foi o preço diário mais baixo desde 23 de março.
Em termos de preços horários, a maioria dos mercados europeus de eletricidade registou preços horários negativos na segunda semana de maio. As excepções foram os mercados britânico e italiano. No entanto, o mercado italiano registou três horas de preços nulos na tarde de domingo, 18 de maio. Esta é a segunda vez este ano. Anteriormente, estes valores não eram registados no mercado italiano desde abril de 2020.
Na semana de 12 de maio, apesar do aumento do preço semanal do gás e das licenças de emissão de CO2, o aumento da produção eólica levou à descida dos preços em mercados como a Alemanha, Portugal e Itália. Em contrapartida, em Espanha e França, a produção de energia eólica diminuiu, registando os maiores aumentos percentuais de preços. No caso do mercado francês, a demanda também aumentou.
As previsões de preços da AleaSoft Energy Forecasting indicam que, na quarta semana de maio, os preços irão aumentar na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade. No entanto, os preços descerão no mercado MIBEL, influenciados pelo aumento da produção eólica na Península Ibérica e pelo aumento da produção solar no mercado espanhol.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados do OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool e GME.Brent, combustíveis e CO2
Os preços de fecho dos futuros do petróleo bruto Brent para o Front-Month no mercado ICE ultrapassaram os 65 $/bbl na maioria das sessões da terceira semana de maio. Na terça-feira, dia 13 de maio, estes futuros atingiram a cotação máxima semanal de fecho de 66,63 $/bbl. De acordo com os dados analisados no AleaSoft Energy Forecasting, este preço foi o mais elevado desde 26 de abril. Posteriormente, os preços desceram. Assim, na quinta-feira, 15 de maio, estes futuros registaram o seu mínimo semanal de fecho de $64,53/bbl. Na sexta-feira, 16 de maio, registou-se uma recuperação de 1,4% em relação ao dia anterior. Nessa sexta-feira, o preço de fecho foi de $65,41/bbl, mais 2,3% do que na sexta-feira anterior.
A melhoria das perspectivas das relações comerciais entre a China e os Estados Unidos contribuiu para que os futuros do petróleo bruto Brent fechassem acima dos $65/bbl em várias ocasiões na terceira semana de maio. No entanto, a possibilidade de um acordo nuclear entre os EUA e o Irão, que levantaria as sanções sobre as exportações de petróleo iraniano, bem como os aumentos de produção planeados pela OPEP+, exerceram uma influência descendente sobre os preços, limitando os ganhos.
Quanto aos preços de fecho dos futuros de gás TTF no mercado ICE para o mês anterior, durante a terceira semana de março, mantiveram-se acima de 35 €/MWh. Na terça-feira, 13 de maio, estes futuros atingiram o seu preço de fecho semanal mais elevado de 35,74 €/MWh. De acordo com os dados analisados no AleaSoft Energy Forecasting, este preço foi o mais elevado desde 9 de abril. No entanto, após uma descida de 1,9% face ao dia anterior, a 14 de maio, registaram o preço de fecho semanal mais baixo, 35,05 €/MWh. Apesar de ligeiramente superiores, os preços de fecho mantiveram-se abaixo dos 35,50 €/MWh nas duas últimas sessões da semana. Na sexta-feira, 16 de maio, o preço de fecho foi de 35,16 €/MWh, mais 1,6% do que na sexta-feira anterior.
A ausência de progressos nas negociações de paz entre a Rússia e a Ucrânia exerceu uma influência ascendente sobre os preços dos futuros do gás TTF. Além disso, as previsões de temperaturas mais baixas do que o habitual para a época do ano no noroeste da Europa a partir de 22 de maio contribuíram para o aumento dos preços. Por outro lado, os níveis das existências europeias continuam baixos em comparação com o ano anterior.
Os preços de fecho dos futuros de licenças de emissão de CO2 no mercado EEX para o contrato de referência de dezembro de 2025 mantiveram-se acima de 70 €/t durante a terceira semana de maio. Em 12 e 15 de maio, estes futuros atingiram o seu preço semanal de fecho mais elevado, 73,41 €/t. De acordo com os dados analisados no AleaSoft Energy Forecasting, este preço foi o mais elevado desde 20 de março. No entanto, na sexta-feira, 16 de maio, os preços caíram 3,3% em relação ao dia anterior. Nesse dia, estes futuros atingiram o seu preço mínimo semanal de fecho de 70,99 €/t. Apesar da descida, este preço era ainda 0,9% superior ao da sexta-feira anterior.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ICE e EEX.Análise AleaSoft Energy Forecasting sobre as perspectivas dos mercados energéticos europeus e das baterias
Esta quinta-feira, 22 de maio, terá lugar o 55º webinar da série mensal de webinars AleaSoft Energy Forecasting. Javier Adiego Orera, CEO e cofundador da 7C Energy, será o orador convidado deste webinar que se centrará nas baterias. O webinar analisará a importância das previsões de demanda e das bandas secundárias, os benefícios de acordo com o grau de utilização das baterias e a sua otimização financeira, bem como as questões regulamentares do armazenamento de energia, incluindo subsídios e pagamentos por capacidade. Kiko Maza, diretor-geral da WeMake Consultores, e Luis Atienza Serna, antigo ministro do Governo espanhol e ex-presidente da Red Eléctrica, participarão na mesa redonda. A mesa redonda abordará igualmente as hibridações com a energia eólica e os serviços auxiliares, bem como as redes de transporte e distribuição.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
