AleaSoft Energy Forecasting, 1 de julho de 2024. Na última semana de junho, os preços na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade foram mais baixos do que na semana anterior. As excepções foram os mercados ibérico e alemão. Neste último, a média semanal aumentou devido aos 2325,83 euros/MWh atingidos numa hora no dia 26 de junho, quando o mercado único europeu se desacoplou. Este é o preço mais elevado alguma vez registado na história do mercado alemão. A energia fotovoltaica atingiu um recorde histórico de produção na Alemanha no dia 25 e, no dia anterior, em França, registou-se o valor mais elevado para um mês de junho.
Produção solar fotovoltaica e solar térmica e produção eólica
Na semana de 24 de junho, a produção solar aumentou em relação à semana anterior na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade. O maior aumento foi registado no mercado francês, com 27%, seguido de um aumento de 23% no mercado alemão. No mercado italiano, o aumento foi de 1,6%. Por outro lado, o mercado ibérico registou decréscimos na produção de energia solar. No caso do mercado português, a quebra foi de 14%, enquanto no mercado espanhol, que inclui a energia solar fotovoltaica e a energia solar térmica, foi de 8,4%.
O mercado francês registou a produção solar diária mais elevada para um mês de junho na segunda-feira, 24 de junho, com 122 GWh. Posteriormente, na terça-feira, 25 de junho, o mercado alemão registou um recorde histórico de produção de 433 GWh.
Para a semana de 1 de julho, de acordo com as previsões de produção solar da AleaSoft Energy Forecasting, espera-se que a produção no mercado espanhol aumente em comparação com a semana anterior, enquanto se espera uma diminuição nos mercados alemão e italiano.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting com dados da ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting com dados da ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.
Na quarta semana de junho, a produção de energia eólica aumentou nos mercados alemão, espanhol e italiano em comparação com a semana anterior. O maior aumento foi registado no mercado alemão, de 7,6%, seguido do aumento de 4,9% no mercado espanhol. O mercado italiano registou um aumento de 0,8%. Por outro lado, os mercados português e francês mantiveram a tendência de queda pela segunda semana consecutiva. Nesta ocasião, o mercado português registou uma queda de 27% e o francês de 23%.
De acordo com as previsões de produção eólica da AleaSoft Energy Forecasting, na primeira semana de julho, a produção com esta tecnologia aumentará de forma generalizada nos mercados europeus de eletricidade analisados.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting com ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.
Demanda de eletricidade
Na última semana de junho, a demanda de eletricidade aumentou na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade em comparação com a semana anterior. O mercado espanhol registou o maior aumento, de 4,0%, seguido de aumentos de 3,6% no mercado belga e de 1,8% no mercado francês. Nos mercados alemão, português e britânico, a demanda aumentou 0,5%, 0,3% e 0,2%, respetivamente. No mercado alemão, a tendência ascendente manteve-se pela quinta semana consecutiva, enquanto nos mercados de Espanha, Bélgica, França e Portugal se manteve pela segunda semana. Por outro lado, os Países Baixos e a Itália constituíram a exceção, uma vez que a demanda nesses mercados diminuiu. No mercado neerlandês, a procura diminuiu 7,5%, enquanto no mercado italiano diminuiu 0,4%.
Durante a semana, as temperaturas médias aumentaram em comparação com a semana anterior na grande maioria dos mercados analisados. Nos mercados de França, Alemanha, Bélgica e Países Baixos, os aumentos variaram entre 2,6 °C em França e 4,1 °C nos Países Baixos. Os mercados da Grã-Bretanha, Espanha e Portugal registaram os aumentos mais reduzidos, de 1,8 °C, 1,4 °C e 1,0 °C, respetivamente. Por outro lado, o mercado italiano foi a exceção com uma diminuição de 0,5 °C nas temperaturas médias.
De acordo com as previsões de demanda da AleaSoft Energy Forecasting, na primeira semana de julho, espera-se que a procura de eletricidade aumente em comparação com a semana anterior nos mercados dos Países Baixos, Itália, Grã-Bretanha, Portugal e Espanha. Por outro lado, espera-se que diminua na Bélgica, em França e na Alemanha.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting com ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid e ELIA.
Mercados europeus da eletricidade
Na quarta semana de junho, os preços na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade desceram face à semana anterior. As excepções foram o mercado MIBEL em Espanha e Portugal e o mercado EPEX SPOT na Alemanha, com aumentos de 19%, 22% e 64%, respetivamente. O mercado EPEX SPOT de França registou a maior descida percentual de preços, de 29%. Nos outros mercados analisados no AleaSoft Energy Forecasting, os preços caíram entre 7,2% no mercado italiano IPEX e 20% no mercado nórdico Nord Pool.
Na quarta semana de junho, as médias semanais foram inferiores a 75 €/MWh na maioria dos mercados europeus de eletricidade analisados. O mercado britânico N2EX, bem como os mercados italiano e alemão foram as excepções, com médias de 83,98 €/MWh, 101,90 €/MWh e 132,70 €/MWh, respetivamente. O mercado nórdico e o mercado francês registaram as médias semanais mais baixas, de 27,08 €/MWh e 36,33 €/MWh, respetivamente. Nos restantes mercados analisados, os preços variaram entre 60,41 €/MWh no mercado belga e 72,60 €/MWh no mercado português.
Por outro lado, no dia 25 de junho, o mercado único europeu foi desacoplado e não se puderam realizar trocas internacionais de eletricidade, o que afectou os preços nos mercados europeus no dia 26 de junho. No caso do mercado alemão, no dia 26 de junho, das 6:00 às 7:00, o preço foi de 2325,83 €/MWh. Este preço é o mais elevado da história do mercado alemão.
Durante a semana de 24 de junho, a descida dos preços semanais do gás e das licenças de emissão de CO2 influenciou em baixa os preços do mercado europeu de eletricidade. No entanto, a queda da produção eólica e solar na Península Ibérica contribuiu para o aumento dos preços no mercado MIBEL. No caso do mercado alemão, os preços elevados registados na quarta-feira, 26 de junho, levaram a um aumento da média semanal.
As previsões de preços da AleaSoft Energy Forecasting indicam que, na primeira semana de julho, os preços voltarão a subir na maioria dos mercados analisados. No entanto, nos mercados alemão, espanhol e português, espera-se que os preços desçam, influenciados por níveis mais elevados de produção eólica e, no caso de Espanha, também solar.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting com 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 mantiveram-se acima dos 85 $/bbl na quarta semana de junho. Após uma descida de 1,2% em relação ao dia anterior, registaram o mínimo semanal de fecho de $85,01/bbl na terça-feira, dia 25 de junho. Nas restantes sessões da semana, os preços subiram. Na sexta-feira, dia 28 de junho, estes futuros atingiram o valor máximo de fecho semanal de $86,41/bbl. De acordo com os dados analisados no AleaSoft Energy Forecasting, este preço foi 1,4% superior ao da sexta-feira anterior e o mais elevado desde o início de maio.
Na quarta semana de junho, as preocupações com a oferta devido à evolução do conflito no Médio Oriente levaram a uma subida dos preços dos futuros do petróleo Brent.
Quanto aos preços dos futuros do gás TTF no mercado ICE Front-Month, aumentaram em 24 e 25 de junho. Na terça-feira, 25 de junho, estes futuros registaram o seu preço de fecho semanal mais elevado de 34,85 €/MWh. No entanto, na quarta-feira, 26 de junho, registou-se uma descida de 3,0% em relação ao dia anterior e o preço de fecho foi de 33,82 €/MWh. Este foi o preço mínimo semanal de fecho e o mais baixo desde 8 de junho. Na quinta e sexta-feira os preços recuperaram. Na sexta-feira, 28 de junho, o preço de fecho foi de 34,48 €/MWh. De acordo com os dados analisados no AleaSoft Energy Forecasting, este preço foi 1,6% superior ao da sexta-feira anterior.
Apesar dos potenciais problemas de abastecimento para reabastecer as reservas europeias para o próximo inverno, os seus níveis permanecem elevados. Este facto contribuiu para que os preços dos futuros do gás TTF se mantivessem abaixo dos 35 €/MWh na quarta semana de junho.
Quanto aos preços de fecho dos futuros de licenças de emissão de CO2 no mercado EEX para o contrato de referência de dezembro de 2024, mantiveram-se abaixo dos 68 euros/MWh na quarta semana de junho. Na terça-feira, 25 de junho, estes futuros atingiram o seu preço semanal de fecho mais elevado, 67,92 euros/t. Por outro lado, na quinta-feira, 27 de junho, registaram o seu mínimo semanal de fecho de 66,67 €/t. De acordo com os dados analisados no AleaSoft Energy Forecasting, este preço foi o mais baixo desde o final de abril. Após uma subida de 1,2%, na sexta-feira, 28 de junho, o preço de fecho foi de 67,47 €/t, 1,0% inferior ao da sexta-feira anterior.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting com ICE e EEX.
Análise da AleaSoft Energy Forecasting sobre as perspectivas dos mercados europeus de energia, os CAE e a transição energética
Na quinta-feira, 11 de julho, AleaSoft Energy Forecasting e AleaGreen realizarão o 46º webinar da sua série mensal de webinars. Para além da evolução e das perspectivas dos mercados europeus da energia, o webinar analisará a canibalização dos preços, os preços baixos, a orientação das tecnologias renováveis, as perspectivas da energia fotovoltaica, das baterias e da hibridação, bem como os PPA do ponto de vista dos grandes consumidores e dos electrointensivos. Nesta ocasião, serão também explicadas as novas divisões do AleaSoft para promover as energias renováveis e a transição energética. A mesa de análise do webinar contará com oradores convidados da AEGE, Banco Sabadell, Axpo Iberia e CESCE.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
