AleaSoft Energy Forecasting, 4 de setembro de 2024. Em agosto, os preços na maioria dos mercados de eletricidade subiram em comparação com julho, principalmente devido ao aumento dos preços do gás e do CO2. A diminuição da produção eólica e solar na maioria dos mercados também incentivou esta tendência, apesar da menor procura na maioria dos mercados. A produção mensal de energia fotovoltaica atingiu máximos históricos em França e Portugal, enquanto a Alemanha, Espanha e Itália registaram os segundos níveis mais elevados de produção fotovoltaica. No mercado espanhol, a implantação da energia solar fotovoltaica aumentou para 72% em agosto.
Produção solar fotovoltaica e solar térmica e produção de energia eólica
Em agosto de 2024, todos os principais mercados europeus de eletricidade registaram aumentos na produção solar em comparação com o mesmo mês do ano anterior. O mercado português registou o maior aumento, de 53%, enquanto o mercado italiano registou o menor aumento, de 13%. Nos restantes mercados analisados, a produção de energia solar aumentou entre 18% em Espanha e 39% na Alemanha.
Face a julho de 2024, a produção solar em agosto foi ligeiramente superior nos mercados eléctricos português e francês, com crescimentos de 0,2% e 1,2%, respetivamente. Nos restantes mercados analisados, a produção com esta tecnologia foi inferior à registada no mês anterior. O mercado espanhol registou a maior quebra mensal, de 5,6%, seguido de quedas de 5,4% em Itália e de 4,4% na Alemanha.
Em agosto de 2024, os mercados de França e Portugal bateram recordes históricos de produção solar fotovoltaica mensal de 3100 GWh e 643 GWh, respetivamente. Por outro lado, os mercados alemão, espanhol e italiano registaram os segundos valores mais elevados de produção com esta tecnologia, seguindo os recordes obtidos no mês anterior. Nesta ocasião, a produção foi de 9047 GWh na Alemanha, 6012 GWh em Espanha e 3434 GWh em Itália.
De acordo com os dados da Red Eléctrica, entre agosto de 2023 e agosto de 2024, foram instalados 4074 MW de nova capacidade em Espanha continental. No mesmo período, o mercado português aumentou a sua capacidade fotovoltaica em 1126 MW.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.Em agosto de 2024, o preço capturado pela energia solar fotovoltaica no mercado diário de eletricidade em Espanha subiu para 65,67 €/MWh, depois de ter atingido o seu ponto mais baixo em abril deste ano, com um preço capturado historicamente baixo de apenas 5,50 €/MWh. A energia solar fotovoltaica também recuperou para 72% em agosto, contra um mínimo de 40% em abril.
O preço captado por esta tecnologia começou o ano em níveis elevados, situando-se em 64,49 €/MWh em janeiro, mas à medida que a procura diminuiu e as energias renováveis se mantiveram robustas durante a primavera, os preços caíram e já em março o preço captado desceu abaixo dos 10 €/MWh. A situação de preços muito baixos, nulos e mesmo negativos durante março, abril e maio, e com muitos destes preços durante as horas de pico da produção solar, levou a mínimos históricos tanto para os preços de mercado como para os preços captados pela energia solar. A partir de junho, a situação melhorou e, embora os preços continuassem a ser mais baixos durante as horas de produção solar, os preços captados e as tarifas de aquisição começaram a subir, com agosto a registar o preço captado mais elevado até agora este ano.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da OMIE.Em agosto de 2024, a produção de energia eólica diminuiu em todos os principais mercados europeus de eletricidade em comparação com o mesmo mês de 2023. As descidas variaram entre 4,9 % no mercado alemão e 48 % no mercado italiano.
Em comparação com o mês anterior, a produção de energia eólica aumentou 2,3 % no mercado francês e 12 % no mercado português. Nos restantes mercados analisados, registaram-se decréscimos que variaram entre 7,5% na Alemanha e 23% em Itália.
De acordo com os dados da Red Eléctrica, entre agosto de 2023 e agosto de 2024, Espanha adicionou 930 MW de capacidade eólica ao sistema peninsular. No mesmo período, o mercado português adicionou 31 MW de nova capacidade desta tecnologia.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.Demanda de eletricidade
Em agosto de 2024, a demanda de eletricidade aumentou na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade em comparação com o mesmo período de 2023. O mercado italiano registou o maior aumento, de 6,6 %, enquanto o mercado francês registou o menor aumento, de 2,2 %. Em contrapartida, os mercados neerlandês, britânico e português registaram uma diminuição da demanda em relação ao ano anterior. A maior queda foi registada no mercado holandês, de 6,9%. Nos mercados português e britânico, a demanda caiu 0,6% e 2,6%, respetivamente.
Ao comparar a demanda de eletricidade em agosto com julho de 2024, a maioria dos mercados registou diminuições. Os mercados belga e holandês foram os únicos em que a demanda aumentou em relação ao mês anterior, em 1,7% e 3,0%, respetivamente. Em termos de descidas, o mercado italiano registou a maior queda, de 12%, enquanto o mercado alemão registou a menor descida, de 0,1%. Nos outros mercados analisados, as descidas variaram entre 4,9% na Grã-Bretanha e 1,4% em Espanha.
Na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade, agosto de 2024 foi mais quente do que o mesmo mês em 2023. O aumento das temperaturas médias variou entre 0,4 °C em França e 2,0 °C em Itália. Em Portugal e Espanha, as temperaturas médias diminuíram 0,5 °C e 0,1 °C, respetivamente.
Em contrapartida, as temperaturas médias em agosto foram mais elevadas do que no mês anterior em todos os mercados analisados. Os aumentos em relação ao mês anterior variaram entre 0,6°C em Itália e na Grã-Bretanha e 1,3°C nos Países Baixos.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid e ELIA.Mercados europeus da eletricidade
No mês de agosto de 2024, o preço médio mensal foi superior a 65 €/MWh na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade. As exceções foram as médias dos mercados Nord Pool nórdico e EPEX SPOT francês, de 15,35 €/MWh e 54,56 €/MWh, respetivamente. Em contrapartida, o mercado IPEX em Itália registou o preço mensal mais elevado, de 128,44 euros/MWh. No resto dos mercados europeus de eletricidade analisados no AleaSoft Energy Forecasting, as médias variaram entre 65,53 €/MWh no mercado belga EPEX SPOT e 91,11 €/MWh no mercado português MIBEL.
Em comparação com julho, os preços médios subiram na maioria dos mercados europeus de eletricidade analisados no AleaSoft Energy Forecasting. As excepções foram o mercado britânico N2EX e o mercado nórdico, com quedas de 14% e 37%, respetivamente. Nos restantes mercados, os preços aumentaram entre 14% no mercado italiano e 26% no mercado espanhol.
Por outro lado, comparando os preços médios de agosto com os registados no mesmo mês de 2023, os preços baixaram na maioria dos mercados analisados. A exceção foi o mercado italiano, com um aumento de preços de 15%. Por outro lado, o mercado nórdico registou a maior descida percentual de preços, de 55%. Nos restantes mercados, as descidas de preços variaram entre 5,2% no mercado espanhol e 40% no mercado francês.
Em consequência da descida de preços em agosto de 2024, o mercado britânico atingiu a média mais baixa desde maio de 2024, enquanto o mercado nórdico registou a média mais baixa desde outubro de 2023. Em contrapartida, os mercados português e espanhol atingiram as médias mais elevadas desde outubro de 2023 e o mercado italiano registou a média mensal mais elevada desde novembro de 2023. Quanto às médias dos mercados belga e neerlandês, foram as mais elevadas desde fevereiro de 2024, enquanto o mercado francês registou o preço médio mais elevado desde março de 2024.
Em agosto de 2024, o aumento dos preços do gás e das licenças de emissão de CO2 em relação ao mês anterior, bem como a diminuição da produção eólica e solar em relação a julho na maioria dos mercados analisados, favoreceram os aumentos de preços nos mercados europeus da eletricidade.
Por outro lado, no mês de agosto de 2024, a queda do preço médio das licenças de emissão de CO2 e o aumento geral da produção solar em comparação com agosto de 2023 conduziram a uma descida homóloga dos preços nos mercados europeus da eletricidade. No entanto, o aumento da demanda de eletricidade e a diminuição significativa da produção de energia eólica em Itália, bem como o aumento do preço médio do gás, contribuíram para o aumento anual dos preços no mercado italiano.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando 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 mensal de $78,88/bbl no mês de agosto. Este valor foi inferior em 6,0% ao registado no mês de julho, que foi de $83,88/bbl. Foi também inferior em 7,3% aos futuros Front-Month agosto 2023 de $85,10/bbl.
Durante o mês de agosto, a evolução do conflito no Médio Oriente exerceu influência sobre os preços dos futuros do petróleo bruto Brent. Esta influência foi tanto no sentido descendente, durante as conversações de cessar-fogo em Gaza, como no sentido ascendente, em alturas de maior tensão. A diminuição da produção na Líbia também exerceu uma influência ascendente. No entanto, as preocupações económicas e de procura, bem como os planos da OPEP+ para aumentar a produção no último trimestre de 2024, contribuíram para a descida média dos preços em agosto.
Quanto aos futuros de gás TTF no mercado ICE para o Front-Month, o valor médio registado durante o mês de agosto para estes futuros foi de 38,35 €/MWh. De acordo com os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, face à média dos futuros Front-Month negociados em julho de 32,68 €/MWh, a média de agosto registou um aumento de 17%. Quando comparado com os futuros Front-Month negociados no mês de agosto de 2023, em que o preço médio foi de 35,00 €/MWh, registou-se um aumento de 9,6%.
Em agosto, as preocupações com a oferta devido à instabilidade no Médio Oriente e ao conflito entre a Rússia e a Ucrânia exerceram uma influência ascendente sobre os preços dos futuros do gás TTF. Os trabalhos de manutenção planeados na Noruega também contribuíram para o aumento dos preços. No entanto, os elevados níveis das reservas europeias impediram que o preço médio excedesse 40 euros/MWh em agosto de 2024.
Quanto aos futuros de CO2 no mercado EEX para o contrato de referência de dezembro de 2024, atingiram um preço médio de 71,26 €/t em agosto. De acordo com os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, isto representa um aumento de 4,5% em comparação com a média do mês anterior de 68,17 €/t. Em comparação com a média de agosto de 2023 de 90,33 €/t, a média de agosto de 2024 foi 21% inferior.
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
As previsões de preços a longo prazo são necessárias para o financiamento de projectos de energia renovável, gestão de risco e cobertura, negociação de PPA, avaliação de portfólio e auditorias, negociação de energia a longo prazo e outras utilizações relacionadas com o desenvolvimento de energia renovável. O AleaSoft Energy Forecasting e o AleaGreen fornecem relatórios de previsão da curva de preços a longo prazo para os mercados de eletricidade. Estas previsões de preços baseiam-se numa metodologia científica única que combina Inteligência Artificial, séries temporais e modelos estatísticos. Para além disso, as previsões do AleaSoft Energy Forecasting e do AleaGreen têm granularidade horária, horizontes de 30 anos e bandas de confiança.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
