AleaSoft Energy Forecasting, 2 de agosto de 2024. Em julho, os preços nos mercados da eletricidade de Espanha, Portugal, França e Itália subiram em relação a junho, devido às temperaturas mais elevadas que aumentaram a procura de eletricidade. A menor produção de energia eólica na maioria dos mercados também contribuiu para esta tendência. Nos mercados mais a norte do continente, o aumento das temperaturas e da procura foi menos acentuado. Nestes mercados, os preços caíram em linha com a descida dos preços do gás e do CO2. A produção mensal de energia fotovoltaica atingiu um máximo histórico na Alemanha, Espanha, Itália, França e Portugal.
Produção solar fotovoltaica e termoeléctrica e produção de energia eólica
Em julho de 2024, todos os principais mercados europeus de eletricidade registaram aumentos superiores a 10% na produção solar, em comparação com o mesmo mês do ano passado. O mercado português lidera a lista com um crescimento de 48%. Nos restantes mercados analisados, a produção de energia solar aumentou entre 13% em França e 24% na Alemanha.
Em comparação com junho de 2024, a produção solar de julho foi também mais elevada em todos os principais mercados europeus de eletricidade. Mais uma vez, o mercado português liderou a lista com um aumento de 28%. Aqui, o mercado alemão registou o menor aumento mensal de 1,7%.
Em julho de 2024, todos os cinco mercados analisados bateram recordes históricos de produção solar fotovoltaica mensal. O mercado alemão liderou a lista com uma produção de 9462 GWh, seguido pelo mercado espanhol com 5740 GWh. Os mercados italiano e francês produziram 3632 GWh e 3064 GWh, respetivamente. O mercado português fechou a lista com uma produção de 642 GWh.
Estes recordes de produção são um reflexo do aumento anual da capacidade fotovoltaica instalada. De acordo com os dados da Red Eléctrica, entre julho de 2023 e julho de 2024, a Espanha adicionou 3990 MW ao sistema peninsular. No mesmo período, o mercado português ganhou 918 MW de nova capacidade fotovoltaica.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting com dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting com dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.Em julho de 2024, a produção de energia eólica diminuiu em todos os principais mercados europeus da eletricidade em comparação com julho de 2023. As descidas variaram entre 12 % no mercado italiano e 30 % no mercado francês.
Em comparação com o mês anterior, a produção eólica registou um aumento de 1,4% no mercado português. Nos restantes mercados analisados, foram registadas descidas que variaram entre 3,5% em França e 14% em Itália.
Estas reduções ocorreram apesar de a capacidade eólica instalada ter continuado a aumentar. De acordo com dados da Red Eléctrica, entre julho de 2023 e julho de 2024, a Espanha adicionou 874 MW de capacidade eólica ao sistema peninsular. No mesmo período, o mercado português adicionou 6 MW de nova capacidade eólica.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting com dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.Demanda de eletricidade
Em julho de 2024, a demanda de eletricidade aumentou na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade em comparação com o mesmo período de 2023. O mercado belga registou o maior aumento, de 7,5 %, enquanto o mercado espanhol registou o menor aumento, de 0,4 %. A exceção à tendência de aumento na maioria dos mercados foi o mercado neerlandês, onde a procura diminuiu 4,8 %.
Comparando a demanda de eletricidade em julho com a de junho de 2024, a maioria dos mercados voltou a registar aumentos. O mercado belga foi o único em que a procura diminuiu em relação ao mês anterior, em 3,2%. O mercado italiano registou o maior aumento, de 18%. Nos restantes mercados analisados, os aumentos oscilaram entre 0,1% na Alemanha e 13% em Espanha.
Na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade, julho de 2024 foi menos quente do que o mesmo mês em 2023. A diminuição das temperaturas médias variou entre 0,1 °C nos Países Baixos e 0,6 °C em Espanha. Em Itália e na Alemanha, as temperaturas médias aumentaram 0,2 °C e 0,4 °C, respetivamente. Na Grã-Bretanha e na Bélgica, as temperaturas foram semelhantes às de julho de 2023.
Em contrapartida, as temperaturas médias em julho foram mais elevadas do que no mês anterior em todos os mercados analisados, em consonância com o avanço do verão. As variações mês a mês oscilaram entre 1,9°C na Grã-Bretanha e 3,8°C em Espanha e Itália.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting com dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid e ELIA.Mercados europeus da eletricidade
No mês de julho de 2024, o preço médio mensal foi inferior a 75 €/MWh na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade. As exceções foram o mercado britânico N2EX e o mercado italiano IPEX, com médias de 82,46 €/MWh e 112,32 €/MWh, respetivamente. O mercado nórdico Nord Pool registou o preço mensal mais baixo, de 24,47 €/MWh. Nos restantes mercados europeus de eletricidade analisados no AleaSoft Energy Forecasting, as médias variaram entre 47,03 €/MWh no mercado francês EPEX SPOT e 74,12 €/MWh no mercado português MIBEL.
Em relação a junho, os preços médios baixaram nos mercados de eletricidade situados mais a norte da Europa. Em contrapartida, os mercados italiano, português, espanhol e francês registaram aumentos de 8,9%, 28%, 29% e 38%, respetivamente. Nos restantes mercados, os preços desceram entre 2,0% nos mercados britânico e holandês e 21% no mercado alemão.
Comparando os preços médios do mês de julho com os registados no mesmo mês de 2023, os preços desceram na maioria dos mercados analisados. As excepções foram os mercados italiano e britânico, com ligeiras subidas de 0,2% e 0,5%, respetivamente. Por outro lado, o mercado francês registou a maior descida percentual, de 39%. Nos restantes mercados, as descidas de preços variaram entre 9,4% no mercado holandês e 30% no mercado nórdico.
Em consequência das descidas de preços registadas, em julho de 2024, o mercado nórdico registou a média mais baixa desde outubro de 2023. No entanto, o mercado português registou a média mensal mais elevada desde novembro de 2023, enquanto os mercados italiano e espanhol registaram as médias mensais mais elevadas desde janeiro e fevereiro de 2024, respetivamente.
Em julho de 2024, os preços mais baixos do gás e das licenças de emissão de CO2 em comparação com o mês anterior, bem como um aumento geral da produção solar em comparação com junho, contribuíram para preços mais baixos na maioria dos mercados europeus da eletricidade. No entanto, o aumento da procura contribuiu para preços mais elevados em alguns mercados. Além disso, nos mercados espanhol, francês e italiano, a produção de energia eólica diminuiu, contribuindo também para o aumento dos preços nestes mercados.
Por outro lado, em julho de 2024, a descida do preço médio das licenças de emissão de CO2 e o aumento geral da produção solar em relação a julho de 2023 conduziram a uma descida anual dos preços na maioria dos mercados europeus da eletricidade.
Fonte: Elaborado por 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 um preço médio mensal de $83,88/bbl no mês de julho. Este valor foi superior em 1,1% ao registado no mês de junho, que foi de $83,00/bbl. Foi também superior em 4,6% à cotação dos futuros Front-Month de julho de 2023, que foi de $80,16/bbl.
Em julho, os cortes de produção da OPEP+ e os receios quanto aos efeitos dos incêndios florestais na produção canadiana fizeram subir os preços dos futuros do petróleo Brent. As expectativas de aumento da procura devido às viagens de verão e a possibilidade de taxas de juro mais baixas nos EUA a partir de setembro também exerceram uma influência ascendente sobre os preços. No entanto, as preocupações com a procura na China e o dólar forte limitaram os aumentos de preços, que foram inferiores a 5,0% tanto para junho de 2024 como para julho de 2023.
Quanto aos futuros de gás TTF no mercado ICE para o Front-Month, o valor médio registado durante o mês de julho foi de 32,68 €/MWh. De acordo com os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, comparativamente à média dos futuros Front-Month negociados em junho de 34,47 €/MWh, a média de julho diminuiu 5,2%. Em contrapartida, quando comparado com os futuros Front-Month negociados em julho de 2023, em que o preço médio foi de 29,48 €/MWh, registou-se um aumento de 11%.
Em julho, os problemas na unidade de exportação de gás natural liquefeito de Freeport influenciaram em alta os preços dos futuros do gás TTF. A elevada procura asiática também afectou a oferta de GNL, contribuindo para preços mais elevados em comparação com julho de 2023. No entanto, os níveis de procura na Europa e as existências elevadas fizeram baixar os preços dos futuros em relação ao mês anterior.
Quanto aos futuros de CO2 no mercado EEX para o contrato de referência de dezembro de 2024, atingiram um preço médio em julho de 68,17 €/t. De acordo com os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, isto representa uma diminuição de 2,2% em relação à média do mês anterior de 69,69 €/t. Em comparação com a média de julho de 2023 de 92,51 €/t, a média de julho de 2024 foi 26% inferior.
SFonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting com dados da ICE e EEX.Análise da previsão de energia AleaSoft necessária para o financiamento e avaliação de projectos renováveis
AleaSoft Energy Forecasting e AleaGreen fornecem relatórios de previsão da curva de preços a longo prazo para os mercados de eletricidade em todo o mundo. Estas previsões são necessárias para o financiamento de projectos de energia renovável, gestão de risco e hedging, negociação de PPA, transacções de M&A, avaliação de portfólio e auditorias, negociação de energia a longo prazo e outras utilizações relacionadas com o desenvolvimento de energia renovável.
As previsões de preços a longo prazo do AleaSoft Energy Forecasting e do AleaGreen têm granularidade horária, horizontes de 30 anos e bandas de confiança. Além disso, incluem previsões do preço capturado pela energia fotovoltaica e eólica com granularidade anual.
AleaSoft Energy Forecasting e AleaGreen também oferecem previsões a longo prazo de curvas de preços de venda de energia para sistemas eléctricos e territórios não continentais.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
