{"id":140446,"date":"2024-01-15T14:55:31","date_gmt":"2024-01-15T13:55:31","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=140446"},"modified":"2024-03-12T13:32:33","modified_gmt":"2024-03-12T12:32:33","slug":"suben-demanda-precos-mercados-eletricos-europeus-baixas-temperaturas","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/pt\/suben-demanda-precos-mercados-eletricos-europeus-baixas-temperaturas\/","title":{"rendered":"Suben a demanda e os pre\u00e7os nos mercados el\u00e9tricos europeus pelas baixas temperaturas"},"content":{"rendered":"\t\t
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AleaSoft Energy Forecasting, 15 de janeiro de 2024. Na segunda semana de janeiro, a maioria dos mercados el\u00e9tricos europeus registrou um aumento nos pre\u00e7os em compara\u00e7\u00e3o com a semana anterior. Este comportamento foi favorecido pelo aumento da demanda desde o in\u00edcio do ano, em uma semana em que as temperaturas foram mais frias do que na primeira semana do ano. A produ\u00e7\u00e3o solar aumentou em v\u00e1rios mercados, mas a e\u00f3lica caiu em quase todos. Os futuros do CO2<\/sub> atingiram em 12 de janeiro o valor mais baixo desde 8 de mar\u00e7o de 2022.<\/strong><\/p>

Produ\u00e7\u00e3o solar fotovoltaica e solar t\u00e9rmica e produ\u00e7\u00e3o e\u00f3lica<\/h2>

Na semana de 8 de janeiro, a produ\u00e7\u00e3o solar<\/strong> aumentou na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade. O mercado alem\u00e3o registou o maior aumento, de 101%, enquanto o mercado franc\u00eas registou o menor aumento, de 23%. A exce\u00e7\u00e3o foi a Pen\u00ednsula Ib\u00e9rica, onde a produ\u00e7\u00e3o solar diminuiu, 29% em Portugal e 6,8% em Espanha.<\/p>

No dia 9 de janeiro, o mercado alem\u00e3o registou 82 GWh de produ\u00e7\u00e3o de energia solar, marcando o valor mais elevado desde o in\u00edcio de novembro de 2023.<\/p>

De acordo com as previs\u00f5es de produ\u00e7\u00e3o solar<\/a> da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> para a semana de 15 de janeiro, espera-se que a produ\u00e7\u00e3o de energia solar aumente na Alemanha e em Espanha, enquanto a It\u00e1lia dever\u00e1 diminuir.<\/p>

AleaSoft - Solar photovoltaic thermosolar energy production electricity Europe<\/a>Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.<\/span><\/div>
AleaSoft - Solar photovoltaic production profile Europe<\/a>Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.<\/span><\/div><\/p>

Na segunda semana de janeiro, a produ\u00e7\u00e3o de energia e\u00f3lica<\/strong> diminuiu na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade em compara\u00e7\u00e3o com a semana anterior. As descidas variaram entre 60% no mercado franc\u00eas e 27% no mercado italiano. Apenas Portugal registou um aumento de 13% na produ\u00e7\u00e3o de energia e\u00f3lica.<\/p>

Para a semana de 15 de janeiro, as previs\u00f5es de produ\u00e7\u00e3o de energia e\u00f3lica<\/a> da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> indicam um aumento nos mercados analisados.<\/p>

AleaSoft - Wind energy production electricity Europe<\/a>Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.<\/span><\/div><\/p>

Procura de eletricidade<\/h2>

Na semana de 8 de janeiro, todos os principais mercados europeus registaram um aumento da procura de eletricidade<\/strong> em compara\u00e7\u00e3o com a semana anterior, recuperando ap\u00f3s as f\u00e9rias do in\u00edcio do ano. Na maioria dos casos, a procura registou um aumento percentual de dois d\u00edgitos, com os mercados italiano e franc\u00eas a liderarem com um aumento de 31%. Entre todos os mercados analisados, o mercado holand\u00eas registou o menor aumento, de 6,3%.<\/p>

Ao mesmo tempo, em todos os mercados analisados, as temperaturas m\u00e9dias<\/strong> diminu\u00edram em compara\u00e7\u00e3o com a primeira semana do ano. Este facto tamb\u00e9m contribuiu para o aumento da procura de eletricidade. As descidas da temperatura m\u00e9dia variaram entre 8,2\u00b0C na B\u00e9lgica e 2,1\u00b0C em Portugal.<\/p>

De acordo com as previs\u00f5es de procura<\/a> da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> para a semana de 15 de janeiro, a tend\u00eancia de subida manter-se-\u00e1 nos mercados alem\u00e3o, italiano, brit\u00e2nico, belga e holand\u00eas. Por outro lado, os mercados da Pen\u00ednsula Ib\u00e9rica e de Fran\u00e7a registar\u00e3o uma quebra na procura.<\/p>

AleaSoft - Electricity demand European countries<\/a>Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid e ELIA.<\/span><\/div><\/p>

Mercados europeus da eletricidade<\/h2>

Na semana de 8 de janeiro, os pre\u00e7os em quase todos os principais mercados europeus de eletricidade aumentaram em rela\u00e7\u00e3o \u00e0 semana anterior. A exce\u00e7\u00e3o foi o mercado n\u00f3rdico Nord Pool<\/strong>, com uma descida de 8,5%. Por outro lado, o mercado MIBEL<\/strong> em Portugal e Espanha registou os maiores aumentos percentuais de pre\u00e7os, de 63% e 64%, respetivamente. Em contrapartida, o mercado IPEX<\/strong>, em It\u00e1lia, registou o menor aumento, de 7,5%. Nos outros mercados analisados no AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, os pre\u00e7os subiram entre 22% no mercado brit\u00e2nico N2EX<\/strong> e 60% no mercado franc\u00eas EPEX SPOT<\/strong>.<\/p>

Na segunda semana de janeiro, as m\u00e9dias semanais foram superiores a 95 \u20ac\/MWh em quase todos os mercados europeus de eletricidade analisados. A exce\u00e7\u00e3o foi o mercado n\u00f3rdico, que registou a m\u00e9dia mais baixa, de 76,06 \u20ac\/MWh. Por outro lado, o mercado italiano registou o pre\u00e7o semanal mais elevado, de 107,50 \u20ac\/MWh. Nos restantes mercados analisados, os pre\u00e7os variaram entre 96,26 \u20ac\/MWh no mercado holand\u00eas e 101,24 \u20ac\/MWh no mercado belga.<\/p>

Em termos de pre\u00e7os hor\u00e1rios, no dia 10 de janeiro, os mercados belga, brit\u00e2nico e franc\u00eas registaram os pre\u00e7os hor\u00e1rios mais elevados desde a primeira quinzena de dezembro, de 143,79 \u20ac\/MWh entre as 17:00 e as 18:00 CET em Fran\u00e7a e na B\u00e9lgica, e de 123,97 \u20ac\/MWh entre as 18:00 e as 19:00 CET no mercado N2EX. Algo semelhante aconteceu na quinta-feira, 11 de janeiro, entre as 17:00 e as 18:00 CET, quando os mercados alem\u00e3o e holand\u00eas atingiram os pre\u00e7os mais elevados desde a primeira quinzena de dezembro, de 150,09 \u20ac\/MWh e 147,06 \u20ac\/MWh, respetivamente.<\/p>

Durante a semana de 8 de janeiro, o aumento da procura de eletricidade e a queda da produ\u00e7\u00e3o e\u00f3lica na maioria dos mercados analisados fizeram subir os pre\u00e7os nos mercados europeus de eletricidade. A queda da produ\u00e7\u00e3o solar na Pen\u00ednsula Ib\u00e9rica tamb\u00e9m contribuiu para o aumento de pre\u00e7os no mercado MIBEL.<\/p>

AleaSoft - Wind farm<\/a><\/div><\/p>

As previs\u00f5es de pre\u00e7os<\/a> da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> indicam que na terceira semana de janeiro os pre\u00e7os poder\u00e3o descer nos mercados europeus de eletricidade. O aumento da produ\u00e7\u00e3o de energia e\u00f3lica poder\u00e1 contribuir para este comportamento. Al\u00e9m disso, a produ\u00e7\u00e3o solar poder\u00e1 aumentar em alguns mercados.<\/p>

AleaSoft - European electricity market prices<\/a>Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados do OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool e GME.<\/span><\/div><\/p>

Brent, combust\u00edveis e CO2<\/sub><\/h2>

Os futuros do petr\u00f3leo bruto Brent<\/strong> para o Front-Month no mercado ICE<\/strong>, na segunda-feira, 8 de janeiro, registaram o seu m\u00ednimo semanal de fecho de $76,12\/bbl, ap\u00f3s uma queda de 3,4% em rela\u00e7\u00e3o \u00e0 \u00faltima sess\u00e3o da semana anterior. Durante a segunda semana de janeiro, os pre\u00e7os recuperaram. Na \u00faltima sess\u00e3o, os futuros do petr\u00f3leo bruto Brent atingiram o seu pre\u00e7o semanal de fecho em $78,29\/bbl. Este pre\u00e7o foi apenas 0,6% inferior ao registado na sexta-feira anterior.<\/p>

O aumento da instabilidade no M\u00e9dio Oriente contribuiu para o aumento do pre\u00e7o no final da segunda semana de janeiro. No entanto, os n\u00edveis de oferta n\u00e3o foram afectados pelo conflito. Este facto impediu novos aumentos de pre\u00e7os. Por outro lado, os dados sobre o aumento das reservas de petr\u00f3leo bruto nos EUA tamb\u00e9m exerceram uma influ\u00eancia descendente sobre os pre\u00e7os na segunda semana de janeiro.<\/p>

Quanto aos futuros de g\u00e1s TTF<\/strong> no mercado ICE para o Front-Month, na segunda-feira, 8 de janeiro, registaram uma queda de 8,6% em rela\u00e7\u00e3o \u00e0 \u00faltima sess\u00e3o da semana anterior. O pre\u00e7o de fecho foi de 31,58 \u20ac\/MWh. De acordo com os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, nas restantes sess\u00f5es da semana, os pre\u00e7os de fecho foram tamb\u00e9m inferiores a 32 \u20ac\/MWh. Na ter\u00e7a-feira, 9 de janeiro, estes futuros atingiram o pre\u00e7o m\u00ednimo semanal de fecho de 30,64 \u20ac\/MWh. Em contrapartida, na sexta-feira, 12 de janeiro, ap\u00f3s uma subida de 3,8%, registaram o pre\u00e7o m\u00e1ximo semanal de fecho de 31,99 \u20ac\/MWh. No entanto, este pre\u00e7o era ainda 7,4% inferior ao da sexta-feira anterior.<\/p>

No in\u00edcio da segunda semana de janeiro, as previs\u00f5es de temperaturas mais amenas do que as inicialmente esperadas exerceram uma influ\u00eancia descendente sobre os pre\u00e7os dos futuros. No entanto, uma diminui\u00e7\u00e3o n\u00e3o planeada do fluxo de g\u00e1s da Noruega, o agravamento do conflito no M\u00e9dio Oriente e as previs\u00f5es de temperaturas mais baixas contribu\u00edram para o aumento dos pre\u00e7os na sexta-feira, 12 de janeiro. No entanto, os elevados n\u00edveis das exist\u00eancias europeias continuaram a limitar o aumento dos pre\u00e7os.<\/p>

Quanto aos futuros de licen\u00e7as de emiss\u00e3o de CO2<\/sub><\/strong> no mercado ICE<\/strong> para o contrato de refer\u00eancia de dezembro de 2024, atingiram o seu pre\u00e7o semanal de fecho m\u00e1ximo de 72,42 \u20ac\/t na segunda-feira, 8 de janeiro. Este pre\u00e7o era j\u00e1 5,1% inferior ao da sexta-feira anterior. A tend\u00eancia descendente manteve-se durante o resto da segunda semana de janeiro. Consequentemente, na sexta-feira, 12 de janeiro, estes futuros registaram o seu pre\u00e7o semanal de fecho mais baixo, de 65,81 euros\/tonelada. Este pre\u00e7o foi o mais baixo desde 8 de mar\u00e7o de 2022. A proximidade do in\u00edcio dos leil\u00f5es de licen\u00e7as de emiss\u00e3o de 2024, previsto para segunda-feira, 15 de janeiro, exerceu a sua influ\u00eancia descendente sobre os pre\u00e7os destes futuros durante a segunda semana de janeiro.<\/p>

AleaSoft - Prices gas coal Brent oil CO2<\/a>Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ICE e EEX.<\/span><\/div><\/p>

An\u00e1lise da AleaSoft Energy Forecasting sobre as perspectivas dos mercados europeus de energia, financiamento de projectos renov\u00e1veis e PPAs<\/h2>

Esta quinta-feira, 18 de janeiro, ter\u00e1 lugar o primeiro webinar<\/a> AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> e AleaGreen<\/strong> de 2024. Este ser\u00e1 o quadrag\u00e9simo da s\u00e9rie de webinars mensais<\/a>. Para al\u00e9m das perspectivas para os mercados europeus de energia em 2024, os t\u00f3picos discutidos no webinar ser\u00e3o o estado atual da regulamenta\u00e7\u00e3o em torno dos PPA<\/strong> e das energias renov\u00e1veis e dos PPA virtuais. Pela quarta vez na s\u00e9rie de webinars, participar\u00e3o oradores da PwC Espanha<\/strong>.<\/p>

Source: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\t\t\t\t\t\t\t\t<\/div>\n\t\t\t\t<\/div>\n\t\t\t\t\t<\/div>\n\t\t<\/div>\n\t\t\t\t\t<\/div>\n\t\t<\/section>\n\t\t\t\t<\/div>\n\t\t","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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