AleaSoft Energy Forecasting, 11 de novembro de 2024. Na primeira semana de novembro, os preços subiram nos principais mercados europeus da eletricidade, tendo a maioria deles ultrapassado a média semanal de 110 EUR/MWh. Em alguns mercados, os preços horários foram os mais elevados desde 2022 e, noutros, os mais elevados deste ano. O aumento da procura, bem como a diminuição da produção eólica e fotovoltaica em alguns mercados, apoiaram os aumentos. Além disso, os preços do gás continuaram a ser dos mais elevados deste ano, acima de 40 €/MWh.
Produção solar fotovoltaica e produção eólica
Na semana de 4 de novembro, a produção solar fotovoltaica na Península Ibérica aumentou em relação à semana anterior. O mercado espanhol registou o maior aumento, de 21%, enquanto em Portugal aumentou 1,1%. Nos restantes principais mercados europeus, a produção com esta tecnologia registou decréscimos. O mercado alemão registou a maior queda, de 40%, e manteve a sua tendência descendente pela quarta semana consecutiva. Os mercados italiano e francês registaram descidas de 23% e 24%, respetivamente.
No dia 6 de novembro, os mercados espanhol e português atingiram recordes de produção solar fotovoltaica para o décimo primeiro mês do ano. Em Espanha, foi registada a maior produção diária histórica para um mês de novembro, com 109 GWh, enquanto em Portugal foi atingido o segundo valor mais elevado, com 13 GWh, apenas atrás do recorde alcançado na semana anterior.
Para a semana de 11 de novembro, as previsões de produção de energia solar da AleaSoft Energy Forecasting prevêem aumentos nos mercados alemão e espanhol, enquanto que no mercado italiano se prevê uma diminuição da produção solar.
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 primeira semana de novembro, a produção de energia eólica diminuiu em todos os principais mercados europeus em comparação com a semana anterior. O mercado francês registou a menor variação, com uma queda de 13%, e manteve a tendência de queda pela sexta semana consecutiva. Os mercados da Itália, da Península Ibérica e da Alemanha registaram uma inversão em baixa dos aumentos da semana anterior. O mercado italiano registou uma descida de 28%, enquanto os mercados português e espanhol desceram 33% e 37%, respetivamente. Nesta ocasião, o mercado alemão registou a maior descida, de 61%.
Para a segunda semana de novembro, as previsões de produção de energia eólica da AleaSoft Energy Forecasting prevêem aumentos na produção de energia eólica em todos os mercados europeus analisados.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting com dados da ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.Demanda de eletricidade
Na primeira semana de novembro, a demanda de eletricidade aumentou de forma generalizada nos principais mercados europeus de eletricidade, em comparação com a semana anterior. O mercado italiano registou o maior aumento, de 10%, seguindo-se os mercados belga e francês, com aumentos de 9,2% e 8,0%, respetivamente. Nos mercados de Espanha, Holanda, Portugal, Grã-Bretanha e Alemanha, a procura cresceu entre 2,0 por cento em Espanha e 7,7 por cento na Alemanha. O mercado holandês registou aumentos da demanda pela sétima semana consecutiva, enquanto na Grã-Bretanha e em França a demanda aumentou pela segunda e terceira semana, em cada caso.
As temperaturas médias desceram na maioria dos mercados analisados. A Bélgica registou a maior descida das temperaturas médias, de 5,2°C, enquanto a França teve a descida mais pequena, de 1,6°C. A Grã-Bretanha, a Itália, os Países Baixos e a Alemanha registaram descidas que variaram entre 2,2°C na Grã-Bretanha e 4,8°C na Alemanha. As excepções foram a Espanha e Portugal, onde as temperaturas médias aumentaram 0,7°C e 0,9°C, respetivamente.
A retoma da atividade laboral durante a semana, após o feriado de 1 de novembro, em que se celebrou o Dia de Todos os Santos a nível nacional em Espanha, Portugal, Itália e Bélgica, e em algumas regiões da Alemanha, juntamente com a descida das temperaturas médias na maior parte da Europa, favoreceu o aumento da procura em todos os mercados analisados.
De acordo com as previsões de demanda da AleaSoft Energy Forecasting, a demanda aumentará na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade na semana de 11 de novembro, exceto na Alemanha e na Bélgica, onde se espera que diminua em comparação com a semana anterior.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting com dados da ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid e ELIA.Mercados europeus de eletricidade
Na primeira semana de novembro, os preços médios na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade aumentaram em relação à semana anterior. O mercado nórdico Nord Pool obteve o maior aumento percentual de preços, 198%, enquanto o mercado italiano IPEX registou o menor aumento, 5,4%. Nos outros mercados analisados no AleaSoft Energy Forecasting, os preços aumentaram entre 12% no mercado britânico N2EX e 35% no mercado alemão EPEX SPOT.
Na primeira semana de novembro, as médias semanais ultrapassaram os 110 €/MWh na maioria dos mercados europeus de eletricidade analisados. A exceção foi o mercado nórdico, que registou a média semanal mais baixa, de 32,39 €/MWh. Em contrapartida, o mercado alemão registou a média semanal mais elevada, de 146,20 €/MWh. A última vez que o mercado alemão tinha registado a média semanal mais elevada dos principais mercados europeus de eletricidade foi na semana de 24 de junho. Nos restantes mercados analisados, os preços variaram entre 110,45 €/MWh no mercado português do MIBEL e 135,11 €/MWh no mercado holandês.
Em termos de preços horários, na terça-feira, 5 de novembro, das 18:00 às 19:00, os mercados espanhol, francês, italiano e português registaram um preço de 193,00 €/MWh. Este preço foi o mais elevado desde 24 de outubro de 2023 nos mercados espanhol e português e desde 2 de dezembro de 2023 no mercado francês.
Em 6 de novembro, das 17:00 às 18:00, os preços nos mercados alemão e neerlandês foram de 820,11 €/MWh e 550,00 €/MWh, os mais elevados nesses mercados desde 27 de junho de 2024 e 17 de dezembro de 2022, respetivamente. Nesse dia, das 18:00 às 19:00, os mercados belga e britânico atingiram os preços mais elevados desde 18 de dezembro de 2022, de 363,11 €/MWh e 329,09 £/MWh, respetivamente.
Durante a semana de 4 de novembro, o aumento da demanda de eletricidade e a diminuição da produção de energia eólica fizeram subir os preços nos mercados europeus de eletricidade. A diminuição da produção solar na maioria dos mercados analisados também contribuiu para os aumentos de preços. Além disso, embora os preços do gás tenham sido ligeiramente inferiores aos da semana anterior, mantiveram-se em cerca de 40 euros/MWh ou mesmo acima, entre os níveis mais elevados registados este ano. No caso do mercado MIBEL, a paragem programada da central nuclear Ascó I desde 4 de novembro para reabastecimento reduziu a produção nuclear.
As previsões de preços da AleaSoft Energy Forecasting indicam que, na segunda semana de novembro, os preços irão baixar na maioria dos mercados europeus de eletricidade, influenciados pelo aumento da produção de energia eólica.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting com dados da OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool e GME.Brent, combustíveis e CO2
As cotações de fecho dos futuros do petróleo bruto Brent para o Front-Month no mercado ICE aumentaram na maioria das sessões da primeira semana de novembro. Na quinta-feira, dia 7 de novembro, estes futuros atingiram a cotação máxima semanal de fecho de $75,63/bbl. De acordo com os dados analisados no AleaSoft Energy Forecasting, este preço foi o mais elevado desde 26 de outubro. No entanto, na sexta-feira, dia 8 de novembro, registou-se uma descida de 2,3% em relação ao dia anterior. Como resultado, estes futuros registaram o preço de fecho semanal mais baixo, de $73,87/bbl. No entanto, este preço foi ainda 1,1% superior ao registado na sexta-feira anterior.
A decisão da OPEP+ de adiar os seus aumentos de produção fez com que a primeira semana de novembro começasse com aumentos de preços. A tendência ascendente manteve-se durante a maior parte da semana. No entanto, o aumento das existências de petróleo nos EUA e a vitória eleitoral de Donald Trump contribuíram para uma ligeira descida dos preços em 6 de novembro. No entanto, o declínio da produção no Golfo do México devido ao furacão Rafael permitiu que o preço de fecho voltasse a ficar acima dos $75/bbl na quinta-feira, dia 7 de novembro. O menor perigo associado a este furacão contribuiu para a descida dos preços no final da semana. Por outro lado, as preocupações com a evolução da demanda após a divulgação de dados económicos chineses fracos no fim de semana poderão exercer uma influência descendente sobre os preços durante a segunda semana de novembro.
Quanto aos futuros de gás TTF no mercado ICE para o Front-Month, na segunda-feira, 4 de novembro, atingiram o seu mínimo semanal de fecho de 40,30 €/MWh. Na maioria das sessões da primeira semana de novembro, os preços aumentaram. Como resultado, na sexta-feira, dia 8 de novembro, estes futuros registaram o seu preço semanal de fecho máximo de 42,41 €/MWh. De acordo com os dados analisados no AleaSoft Energy Forecasting, este preço foi 8,3% superior ao registado na sexta-feira anterior. Apesar dos aumentos, a média semanal dos preços de fecho ficou 0,6% abaixo do preço da semana anterior.
O risco de perturbações no abastecimento de gás natural liquefeito a partir do Golfo do México devido ao furacão Rafael contribuiu para o aumento dos preços dos futuros do gás TTF na primeira semana de novembro. A perspetiva de um aumento da procura devido às temperaturas mais baixas também contribuiu para o aumento dos preços. Assim, apesar dos elevados níveis de existências na Europa, os preços de fecho mantiveram-se acima de 40 euros/MWh durante a primeira semana de novembro.
No que diz respeito aos futuros de CO2 no mercado EEX para o contrato de referência de dezembro de 2024, na segunda-feira, 4 de novembro, estes futuros registaram um preço de fecho de 65,22 €/t, 2,1% superior ao da sexta-feira anterior. Os preços de fecho desceram nas sessões seguintes e, a 6 de novembro, estes futuros registaram o seu preço mínimo semanal de fecho de 63,76 €/t. No entanto, na quinta e na sexta-feira os preços voltaram a subir. Como resultado, estes futuros atingiram o seu preço de fecho semanal máximo de 68,02 €/t na sexta-feira, 8 de novembro. De acordo com os dados analisados no AleaSoft Energy Forecasting, este preço foi 6,5% superior ao da sexta-feira anterior e o mais elevado desde 4 de setembro. No entanto, a média semanal dos preços de fecho foi ligeiramente inferior à da semana passada, em 0,1%.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting com dados da ICE e EEX.Análise da AleaSoft Energy Forecasting sobre as perspectivas dos mercados europeus de energia, baterias, hibridização e armazenamento
Na quinta-feira, 14 de novembro, AleaSoft Energy Forecasting realizará o 49º webinar da sua série mensal de webinars. Nesta ocasião, o orador convidado será Luis Marquina de Soto, presidente da AEPIBAL, a Associação Empresarial de Baterias, Células e Armazenamento de Energia. Para além da evolução e das perspectivas dos mercados energéticos europeus para o inverno de 2024-2025, o webinar analisará as perspectivas das baterias, da hibridação e do armazenamento de energia. Serão também apresentados os serviços da AleaSoft para projectos de baterias e hibridação.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
