AleaSoft Energy Forecasting, 5 de agosto de 2024. Na primeira semana de agosto, os preços do gás e do CO2 aumentaram, fazendo subir os preços na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade. O mercado italiano registou o preço diário mais elevado do ano em 29 de julho e o mercado ibérico o segundo mais elevado em 5 de agosto. O mercado francês bateu o recorde histórico de produção fotovoltaica a 29 de julho e os mercados italiano, espanhol e português atingiram a produção mais elevada de um mês de agosto para esta tecnologia.
Produção solar fotovoltaica e termoeléctrica e produção de energia eólica
Na semana de 29 de julho, a produção solar aumentou em comparação com a semana anterior na Alemanha, França e Itália. O maior aumento foi registado no mercado alemão, que foi de 11%, seguido de aumentos de 3,5% no mercado francês e de 0,1% no mercado italiano. Em França, a produção de energia solar aumentou pela quarta semana consecutiva. Em contrapartida, na Península Ibérica, inverteu-se a tendência de subida da semana anterior. Em Portugal, registou-se um decréscimo de 9,5%, enquanto em Espanha, onde se inclui a energia solar fotovoltaica e a energia solar térmica, a queda foi de 6,2%.
Durante a última semana de julho, o mercado francês voltou a bater o recorde histórico de produção solar fotovoltaica na segunda-feira, 29 de julho, com 129 GWh. Por outro lado, na quinta-feira, 1 de agosto, foi registada a maior produção fotovoltaica diária do mês de agosto nos mercados francês e italiano, com 105 GWh e 124 GWh, respetivamente. No mercado espanhol, apesar do declínio entre semanas, a produção fotovoltaica diária mais elevada para o mês de agosto foi registada na quinta-feira, 1 de agosto, com 199 GWh de produção, enquanto na sexta-feira, 2 de agosto, o mercado português teve a sua produção fotovoltaica diária mais elevada para o mês de agosto, com 22 GWh de produção.
Na semana de 5 de agosto, de acordo com as previsões de produção solar da AleaSoft Energy Forecasting, prevê-se que a produção aumente na Alemanha e em Espanha e diminua em Itália.
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 primeira semana de agosto, a produção de energia eólica aumentou nos mercados português e italiano pela segunda semana consecutiva. O maior aumento percentual foi registado no mercado italiano, de 26%, seguido do aumento de 11% no mercado português. Em contrapartida, os mercados francês, alemão e espanhol registaram descidas na produção de energia eólica. O mercado alemão registou a maior descida, de 42%, mantendo a tendência de queda pela quarta semana consecutiva. O mercado espanhol registou uma queda de 9,8%, enquanto o mercado francês registou uma queda de 4,9%, tendência que mantém pela segunda semana consecutiva.
Na semana de 5 de agosto, de acordo com as previsões de produção de energia eólica da AleaSoft Energy Forecasting, a produção de energia eólica diminuirá em França, Itália e Península Ibérica, mas aumentará na Alemanha.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.
Demanda de eletricidade
Na semana de 29 de julho, as variações da demanda de eletricidade em relação à semana anterior foram mistas nos principais mercados europeus de eletricidade. A demanda aumentou na Alemanha, França, Espanha e Bélgica. A Espanha, onde a demanda aumentou pela sétima semana consecutiva, registou o maior aumento, de 2,6%, enquanto o mercado alemão registou o menor aumento, de 0,2%. Os mercados belga e francês registaram aumentos de 2,3% e 1,5%, respetivamente. Por outro lado, os mercados português, britânico, italiano e holandês registaram uma diminuição da demanda. O mercado italiano registou a maior descida, de 1,6%, enquanto o mercado holandês registou a menor descida, de 0,8%. O mercado português registou um decréscimo de 1,5%, seguido do mercado britânico, com 1,1%. Os mercados britânico e holandês mantiveram as suas descidas pela terceira e quarta semana consecutiva, respetivamente.
Durante a primeira semana de agosto, as temperaturas médias aumentaram na maioria dos mercados analisados em comparação com a quarta semana de julho, com exceção de Portugal, onde se registou um decréscimo de 0,2%. Os mercados de França e da Grã-Bretanha registaram os maiores aumentos, de 2,3 °C e 2,1 °C, respetivamente. Na Bélgica, as temperaturas médias registaram um aumento de 1,8 °C. Nos mercados espanhol, italiano, alemão e neerlandês, os aumentos variaram entre 0,6 °C em Itália e 1,3 °C nos Países Baixos.
Na semana de 5 de agosto, as previsões de demanda da AleaSoft Energy Forecasting antecipam um aumento na demanda de eletricidade nos mercados belga e holandês em comparação com a semana anterior. Por outro lado, prevê-se que a procura diminua no resto dos principais mercados europeus.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid e ELIA.Mercados europeus de eletricidade
Na semana de 29 de julho, os preços na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade foram mais elevados do que na semana anterior.
O mercado MIBEL em Espanha e Portugal registou o maior aumento percentual de preços, de 13%. Neste mercado, entre segunda-feira 29 de julho e quinta-feira 1 de agosto, bem como na segunda-feira 5 de agosto, o preço médio diário de 100 €/MWh esteve próximo ou acima de 100 €/MWh, algo que só tinha acontecido em três dias em janeiro e em 18 de julho de 2024. O preço diário de 109,82 €/MWh em 5 de agosto foi o segundo mais elevado de 2024 até à data, depois de 113,83 €/MWh em 9 de janeiro. Nos outros principais mercados europeus de eletricidade onde os preços subiram, os aumentos variaram entre 3,3% no mercado N2EX do Reino Unido e 6,8% no mercado EPEX SPOT de França. O único mercado analisado pela Alea Energy Forecasting onde os preços foram inferiores aos da semana de 22 de julho foi o mercado nórdico Nord Pool, que, com uma descida de 3,2%, registou o preço semanal mais baixo, de 24,11 €/MWh.
O mercado IPEX, em Itália, registou o preço médio semanal mais elevado, de 120,13 €/MWh. Neste mercado, durante a primeira semana de agosto, os dois preços diários mais elevados deste ano de 2024 até à data foram atingidos na segunda-feira, 29 de julho, com 125,89 €/MWh, e no domingo, 4 de agosto, com 124,99 €/MWh. No resto dos principais mercados europeus de eletricidade, os preços semanais variaram entre 53,42 €/MWh no mercado francês e 95,44 €/MWh no mercado português.
Embora a tendência geral da semana tenha sido de aumento dos preços, a maioria dos mercados registou horas de preços negativos em 29 e 30 de julho, e os da Bélgica, Alemanha e Países Baixos também no domingo, 4 de agosto. O preço mais baixo da semana, de -3,45 €/MWh, foi registado no mercado EPEX SPOT dos Países Baixos em 29 de julho, entre as 11:00 e as 12:00 horas. Não foram registados preços negativos nos mercados italiano, britânico e ibérico na primeira semana de agosto.
A causa principal do aumento dos preços na semana de 29 de julho é o aumento dos preços do gás e do CO2. Além disso, a subida quase generalizada das temperaturas fez aumentar a procura em alguns mercados, o que foi agravado pela diminuição da produção eólica na Alemanha, França e Espanha e da produção solar na Península Ibérica.
As previsões de preços da AleaSoft Energy Forecasting indicam que, na semana de 5 de agosto, os preços semanais serão mais baixos do que na primeira semana de agosto na maioria dos mercados. Este facto será apoiado pela menor procura na maioria dos mercados, pelo aumento da produção eólica na Alemanha e pelo aumento da produção solar na Alemanha e em Espanha.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool e GME.Brent, combustíveis e CO2
Na semana até 29 de julho, os preços futuros do petróleo bruto Brent para o primeiro mês no mercado ICE desceram em relação à semana anterior. Em quase todos os dias da semana, os preços de fecho do barril foram inferiores a 80 dólares, o que não acontecia desde 7 de junho. A meio da semana, no dia 31 de julho, foi atingido o preço de fecho mais elevado da semana, de $80,72/bbl. Posteriormente, os preços desceram, atingindo o valor mínimo de fecho semanal de $76,81/bbl na sexta-feira, dia 2 de agosto. De acordo com os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, este valor é 5,3% inferior ao registado na sexta-feira anterior, sendo o preço de fecho mais baixo desde 10 de janeiro deste ano.
Nos primeiros dias da primeira semana de agosto, os preços do petróleo Brent continuaram a tendência descendente que terminou na semana anterior. No entanto, os preços recuperaram na quarta-feira, 31 de julho, quando as tensões no Médio Oriente se intensificaram após o assassinato no Irão do chefe do Hamas, Ismail Haniyeh. Além disso, o Instituto Americano do Petróleo (API) registou uma descida inesperada das existências de petróleo bruto nos EUA. No final da semana, no entanto, os preços caíram devido aos receios de uma recessão nos EUA, com a notícia de um aumento de 4,3% do desemprego em julho. Além disso, o declínio da atividade industrial na China levou a uma queda na procura de petróleo bruto.
No caso dos futuros de gás TTF no mercado ICE Front-Month, a primeira semana de agosto registou um aumento significativo dos preços. O preço médio semanal de fecho foi 10% superior ao da semana anterior. O preço semanal de fecho mais baixo, de 34,29 €/MWh, foi atingido na segunda-feira, 29 de julho. Posteriormente, os preços continuaram a subir até se registar um preço de fecho de 36,97 €/MWh na quinta-feira, 1 de agosto. De acordo com os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, este é o preço de fecho mais elevado desde 8 de dezembro de 2023. Embora na sexta-feira, 2 de agosto, o preço de fecho tenha descido para 36,65 €/MWh, este ainda era 11% superior ao registado na sexta-feira da semana anterior.
O aumento da tensão no Médio Oriente, devido a acontecimentos recentes, suscitou o receio de uma possível escalada do conflito. Esta instabilidade suscitou preocupações quanto ao abastecimento de gás, especialmente no que respeita ao fluxo de gás israelita para o Egipto e ao possível impacto no trânsito de gás natural liquefeito através do Estreito de Ormuz e do Canal do Suez, ambos cruciais para o abastecimento global de gás natural liquefeito. Além disso, as elevadas temperaturas na Europa conduziram a um aumento da procura de gás para refrigeração.
Os preços dos futuros de licenças de emissão de CO2 no mercado EEX para o contrato de referência de dezembro de 2024 também aumentaram, seguindo a tendência dos preços do gás. O preço médio semanal de fecho foi 4,4% superior ao da semana anterior a 22 de julho. O preço de fecho de segunda-feira, 29 de julho, de 68,68 €/t, foi 1,2% superior ao da última sessão da semana anterior. Nos dias seguintes, os preços continuaram a subir até quinta-feira, 1 de agosto, quando o preço de fecho se situou em 71,18 €/tonelada. De acordo com os dados analisados no AleaSoft Energy Forecasting, este preço é o mais elevado desde 7 de junho. Na sexta-feira, 2 de agosto, o preço de fecho desceu para 70,58 €/t. Apesar da descida, este valor foi ainda 4,0% superior ao registado na sexta-feira da semana anterior.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ICE e EEX.Análise da AleaSoft Energy Forecasting sobre as perspectivas do armazenamento de energia
A AleaSoft Energy Forecasting tem seis divisões para apoiar o desenvolvimento das energias renováveis, incluindo a AleaStorage. Esta divisão é especializada no cálculo das receitas, na otimização e na gestão do armazenamento de sistemas de armazenamento de energia, como as baterias, e de sistemas híbridos de tecnologias renováveis, como a energia eólica ou solar, com sistemas de armazenamento de energia. Os relatórios do AleaStorage baseiam-se em simulações de preços horários e em algoritmos de otimização que têm em conta as características técnicas do sistema e as oportunidades de venda de energia nos mercados.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
