AleaSoft Energy Forecasting, 2 de julho de 2024. No primeiro semestre de 2024, os preços caíram em comparação com o semestre anterior na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade. Numa base anual, a descida foi generalizada. O mercado espanhol registou o preço mais baixo neste período. Em quase todos os mercados, o preço médio nos primeiros seis meses de 2024 foi o mais baixo desde o primeiro ou segundo semestre de 2021. A produção semestral de energia fotovoltaica foi a mais elevada de sempre em todos os mercados, um marco também alcançado pela energia eólica em alguns casos. A procura de eletricidade aumentou ano após ano na maioria dos mercados, enquanto os preços do gás e do CO2 diminuíram.
Produção solar fotovoltaica e solar térmica e produção de energia eólica
No primeiro semestre de 2024, a produção solar aumentou em comparação com o mesmo período do ano anterior em todos os principais mercados europeus. O maior aumento foi registado no mercado português, que foi de 24%, seguido do mercado italiano com 15%. Em Espanha, onde se inclui o solar fotovoltaico e o solar térmico, e na Alemanha, o aumento foi de 13% para ambos os mercados, enquanto o mercado francês apresentou a menor variação, com um aumento de 5,3%.
Em comparação com o segundo semestre de 2023, a produção solar no primeiro semestre de 2024 também aumentou em todos os mercados analisados. Os maiores aumentos foram registados na Alemanha, com 24%, e em Portugal, com 22%. Itália e Espanha registaram aumentos de 13% e 10%, respetivamente. Da mesma forma, o mercado francês registou o menor aumento, 2,4% neste caso.
Além disso, em todos os mercados analisados, a produção semestral de energia solar fotovoltaica foi a mais elevada de sempre. Na Alemanha, foram produzidos 32.713 GWh com esta tecnologia, em Espanha 21.067 GWh, em Itália 13.909 GWh, em França 11.340 GWh e em Portugal 2198 GWh.
Por outro lado, de acordo com dados da Red Eléctrica, em junho de 2024, a capacidade solar fotovoltaica em Espanha continental era de 1140 MW acima da capacidade instalada no final de 2023. No mesmo período, o aumento da capacidade solar fotovoltaica em Portugal em relação à capacidade instalada no final de dezembro de 2023 foi de 502 MW.
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.A produção de energia eólica aumentou na maioria dos principais mercados europeus no primeiro semestre de 2024, em comparação com o primeiro semestre de 2023. A exceção foi o mercado espanhol, onde a produção com esta tecnologia foi inferior em 0,3% durante este período. Nos restantes mercados, a maior variação foi registada no mercado português, com um aumento de 16%, seguido de um aumento de 11% no mercado italiano. Em França e na Alemanha, os aumentos foram de 7,3% e 7,1%, respetivamente.
Em comparação com os últimos seis meses de 2023, a produção de energia eólica nos primeiros seis meses de 2024 também aumentou na maioria dos mercados analisados no AleaSoft Energy Forecasting, exceto no mercado francês, onde caiu 1,8%. O maior aumento, de 7,0%, foi registado em Portugal, seguido de aumentos de 6,5% e 4,8% nos mercados espanhol e italiano, respetivamente. Por outro lado, o mercado alemão registou o menor aumento, de 0,1%.
A produção de energia eólica no primeiro semestre de 2024 foi a mais elevada de todos os semestres da história nos mercados alemão, italiano e português, com uma produção de 73 788 GWh, 12 616 GWh e 7286 GWh, respetivamente. No caso dos mercados espanhol e francês, foi o segundo maior em cada caso, com valores de 31 574 GWh em Espanha e 24 550 GWh em França.
Da mesma forma, de acordo com dados da Red Eléctrica, até junho de 2024, a capacidade eólica em Espanha continental aumentou 379 MW em relação à capacidade instalada no final de 2023. No caso de Portugal, o aumento foi de 6 MW no mesmo período.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting com dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.
Demanda de eletricidade
Durante o primeiro semestre de 2024, a demanda de eletricidade registou aumentos anuais na maioria dos principais mercados europeus. O maior aumento, 2,1%, registou-se no mercado belga, seguido do mercado português, 1,9%, e do mercado holandês, 1,2%. Os mercados italiano e espanhol registaram o mesmo aumento de 0,7%, enquanto o mercado britânico teve o menor aumento, de 0,2%. Em contrapartida, os mercados francês e alemão registaram descidas de 0,4% e 1,7%, respetivamente.
Em comparação com o semestre anterior, os mercados da Alemanha, Grã-Bretanha, Bélgica e França registaram aumentos da demanda de eletricidade entre 0,2% no mercado alemão e 7,0% no mercado francês. Em contrapartida, os mercados de Portugal, Espanha, Itália e Países Baixos registaram decréscimos que variaram entre 0,2% e 7,9%.
As temperaturas médias aumentaram, em termos homólogos, no primeiro semestre do ano na maioria dos mercados analisados. Os aumentos variaram entre 0,1 °C na Grã-Bretanha e em Espanha e 1,3 °C na Alemanha. Em contrapartida, as temperaturas em Portugal e França foram 0,1 °C inferiores às registadas no primeiro semestre de 2023.
Em comparação com o segundo semestre de 2023, as temperaturas médias desceram em todos os mercados, com descidas que variaram entre 3,0 °C na Alemanha e 4,9 °C em 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 primeiro semestre de 2024, o preço médio semestral manteve-se abaixo de 70 €/MWh na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade. As exceções foram o mercado N2EX do Reino Unido e o mercado IPEX de Itália, com médias de 76,22 €/MWh e 93,46 €/MWh, respetivamente. Por outro lado, o mercado MIBEL de Espanha registou o preço semestral mais baixo, de 39,13 €/MWh. Nos restantes mercados analisados no AleaSoft Energy Forecasting, as médias variaram entre 39,25 €/MWh no mercado MIBEL de Portugal e 69,97 €/MWh no mercado EPEX SPOT da Alemanha.
Em comparação com o semestre anterior, os preços médios no primeiro semestre de 2024 caíram em quase todos os mercados europeus de eletricidade analisados no AleaSoft Energy Forecasting. A exceção foi o mercado nórdico Nord Pool, com um aumento de 9,7%. Por outro lado, os mercados francês, espanhol e português registaram as maiores descidas, de 44%, 54% e 55%, respetivamente. Os restantes mercados analisados registaram descidas de preços que variaram entre 18% no mercado britânico e 28% no mercado belga.
Comparando os preços médios do primeiro semestre de 2024 com os registados no mesmo semestre de 2023, os preços baixaram em todos os mercados analisados. Os mercados ibérico e francês registaram as maiores descidas, de 56% e 58%, respetivamente. Em contrapartida, o mercado italiano registou a menor descida, de 31%. Nos restantes mercados, as descidas de preços variaram entre 33% no mercado alemão e 45% no mercado belga.
Estas descidas de preços fizeram com que o preço no primeiro semestre de 2024 fosse o mais baixo desde o primeiro semestre de 2021 nos mercados britânico, espanhol, francês e português. No caso dos mercados alemão, belga, italiano e neerlandês, o preço médio semestral foi o mais baixo desde o segundo semestre de 2021.
No primeiro semestre de 2024, a diminuição do preço médio do gás e das licenças de emissão de CO2 em comparação com o semestre anterior, o aumento geral da produção solar e o aumento da produção eólica em quase todos os mercados conduziram a preços mais baixos nos mercados europeus da eletricidade em comparação com esse período.
Em comparação com o primeiro semestre de 2023, os preços médios mais baixos do gás e das licenças de emissão de CO2, o aumento da produção solar e da produção eólica em quase todos os mercados analisados também contribuíram para a descida homóloga dos preços do mercado europeu da eletricidade, apesar do aumento da procura na maioria deles.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting com 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 registaram um preço médio semestral de $83,42/bbl no primeiro semestre de 2024. Este valor foi 1,2% inferior ao anterior preço semestral dos futuros Front-Month de $84,40/bbl. Por outro lado, foi 4,3% superior aos correspondentes futuros Front-Month negociados no primeiro semestre de 2023 de $79,97/bbl.
Durante o primeiro semestre de 2024, as preocupações com a evolução económica e o seu impacto na procura mundial conduziram a preços mais baixos em comparação com o semestre anterior. Os níveis de inflação e as expectativas de períodos mais longos de taxas de juro elevadas nos Estados Unidos contribuíram para esta preocupação. No entanto, a instabilidade no Médio Oriente e o conflito entre a Rússia e a Ucrânia, bem como os cortes de produção da OPEP+, exerceram uma influência ascendente sobre os preços, contribuindo para o seu aumento anual. Além disso, em maio, os incêndios florestais no Canadá suscitaram preocupações quanto à oferta canadiana. Em junho, as expectativas de aumento da procura devido às viagens de férias de verão também exerceram uma influência ascendente sobre os preços dos futuros.
Quanto aos futuros de gás TTF no mercado ICE para o Front-Month, o preço médio registado durante o primeiro semestre de 2024 foi de €29,70/MWh. Em comparação com o preço dos futuros Front-Month negociados no semestre anterior, de 38,45 €/MWh, a média diminuiu 23%. Em relação aos futuros Front-Month negociados no mesmo semestre de 2023, em que o preço médio foi de 44,34€/MWh, registou-se uma descida de 33%.
Na primeira metade do primeiro semestre de 2024, apesar das preocupações com a oferta devido à instabilidade no Médio Oriente, da diminuição dos fluxos de gás da Noruega e de problemas nas instalações de exportação de gás natural liquefeito nos Estados Unidos e na Austrália, os elevados níveis de existências europeias conduziram a preços mais baixos para os futuros de gás TTF do que no primeiro e segundo semestre de 2023. No entanto, na segunda metade do primeiro semestre de 2024, o aumento da procura de gás natural liquefeito nos mercados asiáticos provocou uma diminuição da oferta para a Europa. Além disso, os receios de uma interrupção do fornecimento de gás russo à Áustria no próximo verão aumentaram as preocupações com a oferta para repor as reservas para o próximo inverno. Este facto contribuiu para a recuperação dos preços médios mensais, embora a média dos primeiros seis meses do ano tenha sido inferior à dos semestres anteriores.
No que respeita aos futuros de CO2 no mercado EEX para o contrato de referência de dezembro de 2024, atingiram um preço médio de 65,68 €/t no primeiro semestre de 2024. Este preço foi 23% inferior à média do semestre anterior, de 85,11 €/t. Em comparação com a média do mesmo semestre de 2023 de 93,53 €/t, a média do primeiro semestre de 2024 foi 30% inferior.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting com dados da ICE e EEX.Análise da AleaSoft Energy Forecasting sobre as perspectivas do armazenamento de energia
AleaStorage é a divisão da AleaSoft Energy Forecasting que oferece soluções para o armazenamento de energia e a hibridização de tecnologias renováveis, como a energia eólica ou solar, com sistemas de armazenamento, como as baterias. Os relatórios da AleaStorage incluem a estimativa das receitas das baterias e dos sistemas de armazenamento, a otimização do funcionamento e o desenvolvimento de estratégias para maximizar as receitas.Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
