AleaSoft Energy Forecasting,30 de junho de 2025. Na última semana de junho, os preços nos principais mercados europeus de eletricidade diminuíram em relação à semana anterior. Ainda assim, os mercados britânico, ibérico e italiano atingiram preços diários superiores a 100 €/MWh em algumas ocasiões durante a semana. Os preços mais baixos do gás e do CO2, juntamente com o aumento da produção de energia eólica, contribuíram para a descida dos preços. Além disso, a energia solar fotovoltaica registou uma produção diária recorde em Espanha, Portugal e Itália.
Produção de energia solar fotovoltaica e eólica
Na semana de 23 de junho, a produção solar fotovoltaica aumentou em Itália e em Espanha em comparação com a semana anterior. O mercado italiano registou o maior aumento de 9,4%, enquanto o mercado espanhol registou um aumento de 0,6%, mantendo a tendência ascendente pela terceira semana consecutiva. Em contrapartida, os mercados alemão, francês e português reduziram a sua produção fotovoltaica, invertendo a tendência positiva da semana anterior. A Alemanha registou a maior queda de 20%, seguida da França, com uma diminuição de 12%, e de Portugal, com a menor queda de 2,6%.
Durante a semana, os mercados espanhol, português e italiano atingiram recordes históricos de produção solar fotovoltaica. No dia 26 de junho, os mercados ibéricos registaram a maior produção solar fotovoltaica de sempre, com 235 GWh em Espanha e 30 GWh em Portugal. A Itália atingiu o seu recorde a 29 de junho, com uma produção de 157 GWh.
Na semana de 30 de junho, as previsões de produção solar da AleaSoft Energy Forecasting prevêem aumentos nos mercados alemão e espanhol. Por outro lado, a produção com esta tecnologia irá diminuir no mercado italiano.
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.Durante a última semana de junho, a produção de energia eólica aumentou na maioria dos principais mercados europeus em comparação com a semana anterior. A Alemanha registou o maior aumento, de 160%, depois de duas semanas consecutivas de descidas. A Espanha registou o menor aumento, com 11%. A França e a Itália mantiveram a tendência de crescimento pela segunda semana consecutiva, com aumentos de 14% e 37%, respetivamente. Em contrapartida, a produção de energia eólica em Portugal continuou a diminuir pela terceira semana, com uma descida de 5,1%.
Na segunda-feira, 23 de junho, o mercado alemão atingiu a segunda maior produção de energia eólica para um dia de junho da história, com 676 GWh. Entretanto, no sábado, 28 de junho, o mercado italiano registou uma produção de energia eólica de 123 GWh, o valor mais elevado para um mês de junho desde 16 de junho de 2023, quando gerou 126 GWh.
Na primeira semana de julho, as previsões de produção de energia eólica da AleaSoft Energy Forecasting apontam para aumentos na Península Ibérica. Em contrapartida, estimam uma diminuição da produção de energia eólica em Itália, Alemanha e França.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.Demanda de eletricidade
Durante a semana de 23 de junho, a demanda de eletricidade aumentou na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade, em comparação com a semana anterior. A Alemanha e a Itália registaram os maiores aumentos, de 8,2% e 8,1%, respetivamente. A França registou o menor crescimento, com 2,6%, enquanto Portugal registou um aumento de 3,9%.
Os aumentos registados em Portugal e na Alemanha foram motivados por uma recuperação da demanda na sequência do feriado de Corpus Christi, a 19 de junho, que é celebrado como feriado bancário em Portugal e em várias regiões da Alemanha. A França e a Itália mantiveram a sua tendência ascendente pela quarta e quinta semana consecutiva, respetivamente.
Em contrapartida, a Espanha, a Bélgica e a Grã-Bretanha inverteram a tendência e registaram descidas na demanda de eletricidade. O mercado britânico registou a maior queda, de 2,0%, seguido da Bélgica, com um decréscimo de 1,4%. Em Espanha, o feriado regional de 24 de junho, dia de São João Batista, celebrado em várias comunidades autónomas, contribuiu para uma queda de 0,1% da demanda.
Ao mesmo tempo, as temperaturas médias aumentaram na maioria dos mercados analisados. Os aumentos variaram entre 0,3°C em Espanha e 2,2°C na Alemanha. Entretanto, a Grã-Bretanha registou uma diminuição das temperaturas médias semanais de 0,7°C, o que ajudou a reduzir a demanda neste mercado.
Para a semana de 30 de junho, as previsões de demanda da AleaSoft Energy Forecasting antecipam um aumento nos mercados da Alemanha, Bélgica, França, Itália, Espanha e Grã-Bretanha. No caso de Espanha, a onda de calor que começou no sábado, 28 de junho, e que, segundo as estimativas, se manterá durante toda a semana, juntamente com a recuperação da demanda após o feriado regional de 24 de junho, favorecerá o aumento da demanda. Por outro lado, as previsões apontam para uma diminuição da demanda no mercado português.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid e ELIA.Mercados europeus de eletricidade
Na quarta semana de junho, os preços médios na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade baixaram em relação à semana anterior. O mercado britânico N2EX registou a maior descida percentual de preços, de 28%. Nos outros mercados analisados no AleaSoft Energy Forecasting, os preços caíram entre 1,3% no mercado italiano IPEX e 14% no mercado nórdico Nord Pool. A exceção foi o mercado EPEX SPOT em França, onde os preços aumentaram 19%.
Na semana de 23 de junho, as médias semanais foram superiores a 60 euros/MWh na maioria dos mercados europeus de eletricidade. A exceção foi o mercado nórdico, que registou uma média de 15,84 euros/MWh. O mercado italiano registou a média semanal mais elevada, de 117,27 €/MWh. Nos restantes mercados analisados no AleaSoft Energy Forecasting, os preços variaram entre 61,28 €/MWh no mercado francês e 87,84 €/MWh no mercado português do MIBEL.
Em termos de preços diários, no domingo, 29 de junho, o mercado nórdico atingiu a média mais baixa da quarta semana de junho entre os mercados analisados, com 0,79 €/MWh. Este foi o seu preço mais baixo desde 26 de agosto de 2024. Em contrapartida, os mercados britânico, espanhol, italiano e português atingiram preços diários superiores a 100 €/MWh em algumas ocasiões durante essa semana. Na segunda-feira, 23 de junho, o mercado italiano atingiu a média diária mais elevada de 136,57 €/MWh. Este foi o preço mais elevado desde 27 de fevereiro.
Em termos de preços horários, a maioria dos mercados europeus de eletricidade registou preços horários negativos na quarta semana de junho. As excepções foram os mercados espanhol, italiano e português. No domingo, 29 de junho, das 14:00 às 15:00, o mercado belga atingiu o preço horário mais baixo da semana, com -35,19 €/MWh. No caso do mercado nórdico, no domingo, das 13:00 às 14:00, registou o preço mais baixo desde 26 de agosto de 2024, com -9,98 €/MWh.
Na semana de 23 de junho, os preços mais baixos do gás e das licenças de emissão de CO2, bem como o aumento da produção de energia eólica na maioria dos mercados, conduziram a preços mais baixos nos mercados europeus da eletricidade. Em Espanha e Itália, a produção solar também aumentou. Além disso, em alguns mercados, a demanda de eletricidade diminuiu.
As previsões de preços da AleaSoft Energy Forecasting indicam que, na primeira semana de julho, os preços aumentarão na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade, influenciados pelo aumento da demanda e pela diminuição da produção eólica na maioria dos casos. No entanto, o aumento da produção eólica na Península Ibérica favorecerá a descida dos preços no mercado MIBEL.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados do OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool e GME.Brent, combustíveis e CO2
Os futuros do petróleo bruto Brent para o primeiro mês no mercado ICE atingiram o seu preço de fecho semanal máximo de 71,48 $/bbl na segunda-feira, 23 de junho. Este preço era já 7,2% inferior ao registado na última sessão da semana anterior. Na terça-feira, 24 de junho, os preços continuaram a descer, caindo 6,1% em relação a segunda-feira. Como resultado, na terça-feira, estes futuros registaram o preço de fecho semanal mais baixo de $67,14/bbl. De acordo com os dados analisados no AleaSoft Energy Forecasting, esta cotação foi a mais baixa desde 11 de junho. Nas últimas três sessões da quarta semana de junho, os preços subiram ligeiramente, mas mantiveram-se abaixo dos $68/bbl. Na sexta-feira, dia 27 de junho, a cotação de fecho foi de 67,77 $/bbl, menos 12% do que na sexta-feira anterior.
O abrandamento das tensões no Médio Oriente contribuiu para a queda dos preços dos futuros do petróleo Brent na quarta semana de junho. A possibilidade de novos aumentos de produção por parte da OPEP+ também exerceu uma influência descendente sobre os preços.
Quanto aos futuros de gás TTF no mercado ICE para o Front-Month, na segunda-feira, 23 de junho, atingiram o seu preço de fecho semanal de 40,52 €/MWh. Este preço foi 1,0% inferior ao da última sessão da semana anterior. A tendência descendente manteve-se ao longo da quarta semana de junho. Como resultado, na sexta-feira, 27 de junho, estes futuros registaram o seu preço semanal de fecho mais baixo, 33,09 €/MWh. De acordo com os dados analisados no AleaSoft Energy Forecasting, este preço foi 19% inferior ao da sexta-feira anterior e o mais baixo desde 6 de maio.
Na quarta semana de junho, o aumento da oferta de gás da Noruega e a diminuição da demanda devido ao aumento da produção de energia eólica contribuíram para a descida dos preços dos futuros do gás TTF. Além disso, os receios de perturbações no abastecimento de gás natural liquefeito diminuíram com o abrandamento das tensões no Médio Oriente.
No que respeita aos futuros de CO2 no mercado EEX para o contrato de referência de dezembro de 2025, atingiram o seu preço de fecho semanal de 73,56 euros/t na terça-feira, 24 de junho. Posteriormente, os preços desceram. Na quinta-feira, 26 de junho, estes futuros registaram o seu preço semanal de fecho mais baixo, 70,40 euros/t. De acordo com os dados analisados no AleaSoft Energy Forecasting, este preço foi o mais baixo desde 10 de maio. Na sexta-feira, 27 de junho, registou-se uma ligeira recuperação e o preço de fecho foi de 70,97 €/t. No entanto, este preço era ainda 2,7% inferior ao da sexta-feira anterior.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ICE e EEX.Análise da AleaSoft Energy Forecasting sobre as perspectivas dos mercados europeus de energia, armazenamento e financiamento de projectos
O 57º webinar da série mensal de webinars da AleaSoft Energy Forecasting terá lugar na quinta-feira, 10 de julho. Para além da evolução e das perspectivas dos mercados energéticos europeus, o webinar analisará a situação atual e as perspectivas dos CAE, centrando-se na perspetiva dos grandes consumidores. O webinar abordará também as perspectivas do armazenamento de energia e o pedido de ajuda do IDAE para o armazenamento de energia.
A mesa redonda contará com a presença de Pedro González, Diretor-Geral da AEGE, e de Roger Font, Diretor-Geral de Project Finance Energy do Banco Sabadell. Pedro González apresentará a perspetiva dos grandes consumidores intensivos de eletricidade, enquanto Roger Font abordará os desafios e as oportunidades de financiamento de projectos de energias renováveis e de armazenamento no atual contexto do mercado.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
