{"id":148924,"date":"2024-09-09T15:16:33","date_gmt":"2024-09-09T13:16:33","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=148924"},"modified":"2024-09-10T23:52:20","modified_gmt":"2024-09-10T21:52:20","slug":"setembro-precos-acrescem-mercados-europeus-exceto-iberico-energias-renovaveis","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/pt\/setembro-precos-acrescem-mercados-europeus-exceto-iberico-energias-renovaveis\/","title":{"rendered":"Setembro come\u00e7a com subidas de pre\u00e7os nos mercados europeus da eletricidade, exceto no mercado ib\u00e9rico, gra\u00e7as \u00e0s energias renov\u00e1veis"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 9 de setembro de 2024. Na semana de 2 de setembro, os pre\u00e7os subiram na maioria dos mercados europeus de eletricidade. O aumento da procura, associado a uma menor produ\u00e7\u00e3o solar na maioria dos mercados, contribuiu para este comportamento. O mercado MIBEL foi a exce\u00e7\u00e3o, onde os pre\u00e7os baixaram e a energia solar registou uma produ\u00e7\u00e3o recorde no m\u00eas de setembro. Os futuros do Brent registaram o pre\u00e7o de fecho mais baixo desde o in\u00edcio de dezembro de 2021, enquanto os futuros do CO2<\/sub> e do g\u00e1s atingiram o pre\u00e7o de fecho mais baixo desde o final de julho e o in\u00edcio de agosto, respetivamente.<\/strong><\/p>\n

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

Na semana de 2 de setembro, a produ\u00e7\u00e3o solar<\/strong> aumentou em rela\u00e7\u00e3o \u00e0 semana anterior na Pen\u00ednsula Ib\u00e9rica, invertendo a tend\u00eancia das \u00faltimas tr\u00eas semanas. O mercado espanhol, que inclui o solar fotovoltaico<\/strong> e o solar t\u00e9rmico<\/strong>, registou o maior aumento de 7,3% e o mercado portugu\u00eas registou um aumento de 0,6%. Em contrapartida, os mercados alem\u00e3o, italiano e franc\u00eas registaram decr\u00e9scimos na produ\u00e7\u00e3o de energia solar. O mercado franc\u00eas registou o maior decr\u00e9scimo, de 35%, seguido do mercado italiano, com um decr\u00e9scimo de 20%. O mercado alem\u00e3o registou a menor queda, com uma redu\u00e7\u00e3o de 13%.<\/p>\n

Na sexta-feira, 6 de setembro, o mercado espanhol atingiu a sua produ\u00e7\u00e3o fotovoltaica di\u00e1ria mais elevada para o m\u00eas de setembro, com uma produ\u00e7\u00e3o de 171 GWh. Por outro lado, o mercado portugu\u00eas teve a sua maior produ\u00e7\u00e3o fotovoltaica di\u00e1ria para um m\u00eas de setembro, de 20 GWh, no dia 4.<\/p>\n

Na semana de 9 de setembro, as previs\u00f5es de produ\u00e7\u00e3o solar<\/a> da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> indicam que a produ\u00e7\u00e3o ir\u00e1 diminuir em It\u00e1lia e na Alemanha. Por outro lado, prev\u00ea-se que a produ\u00e7\u00e3o em Espanha aumente, continuando a tend\u00eancia da \u00faltima semana.<\/p>\n

AleaSoft - Solar photovoltaic thermosolar energy production electricity Europe<\/a>Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting com dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica e TERNA.<\/span><\/div>
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AleaSoft - Solar photovoltaic production profile Europe<\/a>Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting com dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica e TERNA.<\/span><\/div><\/p>\n

Na semana de 2 de setembro, a produ\u00e7\u00e3o de energia e\u00f3lica<\/strong> aumentou na maioria dos principais mercados europeus, invertendo a tend\u00eancia da semana anterior. O mercado portugu\u00eas registou o maior crescimento, de 96%, e os mercados espanhol e alem\u00e3o registaram aumentos de 23% e 21%, respetivamente. O mercado franc\u00eas registou o menor aumento, de 6,1%. O mercado italiano, como exce\u00e7\u00e3o, registou um decr\u00e9scimo de 34% na produ\u00e7\u00e3o de energia e\u00f3lica.<\/p>\n

Na semana de 9 de setembro, de acordo com as previs\u00f5es de produ\u00e7\u00e3o de energia e\u00f3lica<\/a> da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, a produ\u00e7\u00e3o de energia e\u00f3lica aumentar\u00e1 em It\u00e1lia, Fran\u00e7a, Espanha e Alemanha, e diminuir\u00e1 em Portugal.
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AleaSoft - Wind energy production electricity Europe<\/a>Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting com dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica e TERNA.<\/span><\/div><\/p>\nSubscri\u00e7\u00e3o do resumo semanal da AleaSoft<\/a>\n

Demanda de eletricidade<\/h2>\n

Na semana de 2 de setembro, a demanda de eletricidade<\/strong> foi mista nos principais mercados europeus de eletricidade, em compara\u00e7\u00e3o com a semana anterior. Nos mercados dos Pa\u00edses Baixos, Gr\u00e3-Bretanha, Alemanha e B\u00e9lgica, a demanda aumentou, coincidindo com o aumento do hor\u00e1rio de trabalho ap\u00f3s o fim do per\u00edodo de f\u00e9rias. O mercado neerland\u00eas registou o maior aumento, de 17%, seguido do mercado brit\u00e2nico, com um aumento de 12%. Nos mercados alem\u00e3o e belga, a procura aumentou 3,3% e 1,1%, respetivamente. Os mercados alem\u00e3o e brit\u00e2nico repetiram a tend\u00eancia ascendente pela segunda semana consecutiva, enquanto o mercado belga manteve a sua tend\u00eancia ascendente pela quinta semana consecutiva.<\/p>\n

Por outro lado, nos mercados espanhol, franc\u00eas, italiano e portugu\u00eas, a demanda diminuiu, invertendo a tend\u00eancia da semana anterior. O mercado espanhol registou a maior descida, de 5,4%, e o franc\u00eas de 1,3%. Os mercados italiano e portugu\u00eas registaram as menores descidas, de 0,8% e 0,3% cada.<\/p>\n

Durante a primeira semana de setembro, as temperaturas m\u00e9dias desceram na maioria dos mercados analisados. As descidas das temperaturas m\u00e9dias variaram entre 0,5\u00b0C na Gr\u00e3-Bretanha e na B\u00e9lgica e 3,0\u00b0C em Espanha. As excep\u00e7\u00f5es foram a Alemanha e os Pa\u00edses Baixos, que registaram aumentos de 1,2\u00b0C e 1,8\u00b0C, respetivamente.<\/p>\n

Para a segunda semana de setembro, de acordo com as previs\u00f5es de demanda<\/a> da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, espera-se que a demanda diminua nos mercados de Espanha, Holanda, Alemanha, B\u00e9lgica, It\u00e1lia e Fran\u00e7a. Por outro lado, espera-se que aumente nos mercados de Portugal e da Gr\u00e3-Bretanha.<\/p>\n

AleaSoft - Electricity demand European countries<\/a>Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting com dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica, TERNA, National Grid e ELIA.<\/span><\/div>\n

Mercados europeus de eletricidade<\/h2>\n

Na primeira semana de setembro, os pre\u00e7os m\u00e9dios nos principais mercados europeus de eletricidade aumentaram face \u00e0 semana anterior. A exce\u00e7\u00e3o foi o mercado MIBEL<\/strong> em Portugal e Espanha, com descidas de 13% e 14%, respetivamente. Por outro lado, o mercado italiano IPEX<\/strong> registou o menor aumento percentual de pre\u00e7os, de 4,0%. Em contrapartida, o mercado n\u00f3rdico Nord Pool<\/strong> registou o maior aumento percentual de pre\u00e7os, de 135%. Nos outros mercados analisados no AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, os pre\u00e7os aumentaram entre 4,3% no mercado <\/strong> em Fran\u00e7a e 19% no mercado N2EX<\/strong> no Reino Unido.<\/p>\n

Na primeira semana de setembro, as m\u00e9dias semanais foram superiores a 80 \u20ac\/MWh na maioria dos mercados europeus de eletricidade analisados. O mercado n\u00f3rdico foi a exce\u00e7\u00e3o, com uma m\u00e9dia de 21,27 \u20ac\/MWh. Por outro lado, o mercado italiano registou a m\u00e9dia semanal mais elevada, de 139,74 \u20ac\/MWh. Nos restantes mercados analisados, os pre\u00e7os variaram entre 82,34 \u20ac\/MWh no mercado franc\u00eas e 101,95 \u20ac\/MWh no mercado brit\u00e2nico.<\/p>\n

No que respeita aos pre\u00e7os hor\u00e1rios, os pre\u00e7os mais elevados da semana foram atingidos nos primeiros dias. Nos dias 2, 3 e 4 de setembro, os mercados alem\u00e3o e neerland\u00eas registaram pre\u00e7os hor\u00e1rios superiores a 250 \u20ac\/MWh. O mesmo aconteceu no dia 3 de setembro no mercado belga. O mercado alem\u00e3o registou o pre\u00e7o hor\u00e1rio mais elevado da semana, 656,37 \u20ac\/MWh, no dia 3 de setembro, das 19:00 \u00e0s 20:00. Este pre\u00e7o foi o mais elevado desde o final de junho na Alemanha. Em 3 de setembro, das 20:00 \u00e0s 21:00, o mercado neerland\u00eas atingiu um pre\u00e7o de 340,00 \u20ac\/MWh, que foi o mais elevado nesse mercado desde o final de setembro de 2023. No caso do mercado belga, em 3 de setembro, das 19:00 \u00e0s 20:00, o pre\u00e7o foi de 268,94 \u20ac\/MWh, que foi tamb\u00e9m o mais elevado desde o final de setembro de 2023 na B\u00e9lgica.<\/p>\n

Em contrapartida, a primeira semana de setembro tamb\u00e9m registou pre\u00e7os hor\u00e1rios negativos. O mercado alem\u00e3o registou pre\u00e7os negativos no dia 5 de setembro, o mercado belga no dia 8 de setembro e o mercado neerland\u00eas nestes dois dias. O mercado neerland\u00eas registou o pre\u00e7o hor\u00e1rio mais baixo da primeira semana de setembro, -21,00 \u20ac\/MWh, na quinta-feira, 5 de setembro, das 14:00 \u00e0s 15:00.<\/p>\n

Durante a semana de 2 de setembro, a menor produ\u00e7\u00e3o solar, bem como o aumento da procura em alguns mercados, contribu\u00edram para o aumento dos pre\u00e7os nos mercados europeus de eletricidade. No entanto, a diminui\u00e7\u00e3o da procura e o aumento da produ\u00e7\u00e3o e\u00f3lica e solar conduziram a pre\u00e7os mais baixos no mercado do MIBEL.
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fotovolta- ico eolico<\/a><\/div><\/p>\n

As previs\u00f5es de pre\u00e7os<\/a> da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> indicam que, na segunda semana de setembro, os pre\u00e7os poder\u00e3o descer nos mercados europeus de eletricidade analisados, influenciados pela diminui\u00e7\u00e3o da demanda e pelo aumento da produ\u00e7\u00e3o de energia e\u00f3lica na maioria dos mercados.
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AleaSoft - European electricity market prices<\/a>Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting com dados da OMIE, , Nord Pool e GME.<\/span><\/div><\/p>\n

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

Na primeira semana de setembro, os pre\u00e7os de fecho dos futuros do petr\u00f3leo Brent<\/strong> para o Front-Month no mercado ICE<\/strong> continuaram a tend\u00eancia de descida iniciada no final da semana anterior. Na segunda-feira, dia 2 de setembro, estes futuros registaram o pre\u00e7o de fecho semanal mais elevado, de $77,52\/bbl. Como resultado das descidas registadas durante a semana, na sexta-feira, dia 6 de setembro, estes futuros atingiram o seu m\u00ednimo semanal de fecho de $71,06\/bbl. De acordo com os dados analisados no AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, este pre\u00e7o foi 9,8% inferior ao da sexta-feira anterior e o mais baixo desde 4 de dezembro de 2021.<\/p>\n

Na primeira semana de setembro, as preocupa\u00e7\u00f5es com a economia e a procura mundiais exerceram uma influ\u00eancia descendente sobre os pre\u00e7os dos futuros do petr\u00f3leo Brent, empurrando os pre\u00e7os para baixo, apesar da decis\u00e3o da OPEP+ de adiar os aumentos de produ\u00e7\u00e3o at\u00e9 dezembro. No entanto, a chegada de um furac\u00e3o ao largo da costa do Golfo dos EUA poder\u00e1 influenciar os pre\u00e7os para cima na segunda semana de setembro.<\/p>\n

Quanto aos futuros de g\u00e1s TTF<\/strong> no mercado ICE para o Front-Month, na segunda-feira, 2 de setembro, atingiram o seu m\u00e1ximo semanal de fecho de 38,58 \u20ac\/MWh. Posteriormente, os pre\u00e7os desceram e no dia 4 de setembro estes futuros registaram o seu m\u00ednimo semanal de fecho de 35,80 \u20ac\/MWh. De acordo com os dados analisados no AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, este pre\u00e7o foi o mais baixo desde 6 de agosto. Nas \u00faltimas sess\u00f5es da primeira semana de setembro, os pre\u00e7os come\u00e7aram a recuperar. Na sexta-feira, 6 de setembro, o pre\u00e7o de fecho foi de 36,48 \u20ac\/MWh, ainda 8,4% inferior ao da sexta-feira anterior.<\/p>\n

Na primeira semana de setembro, os elevados n\u00edveis das exist\u00eancias europeias ajudaram a manter os pre\u00e7os de fecho abaixo dos 40 euros\/MWh. No entanto, os efeitos na oferta dos trabalhos de manuten\u00e7\u00e3o na Noruega e as previs\u00f5es meteorol\u00f3gicas que poderiam implicar um aumento da procura fizeram subir os pre\u00e7os dos futuros do g\u00e1s TTF no final da primeira semana de setembro.<\/p>\n

No que diz respeito aos pre\u00e7os de fecho dos futuros de licen\u00e7as de emiss\u00e3o de CO2<\/sub><\/strong> no mercado EEX<\/strong> para o contrato de refer\u00eancia de dezembro de 2024, na segunda-feira, 2 de setembro, estes futuros registaram o seu pre\u00e7o de fecho semanal mais elevado, de 70,43 euros\/t. No entanto, de ter\u00e7a a quinta-feira, os pre\u00e7os de fecho desceram. Na quinta-feira, 5 de setembro, estes futuros atingiram o seu pre\u00e7o semanal m\u00ednimo de fecho de 66,20 \u20ac\/t. De acordo com os dados analisados no AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, este pre\u00e7o foi o mais baixo desde 24 de julho. Na sexta-feira, o pre\u00e7o de fecho foi ligeiramente superior, a 66,50 \u20ac\/t. No entanto, este pre\u00e7o foi ainda 5,4% inferior ao da sexta-feira anterior.
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AleaSoft - Prices gas coal Brent oil CO2<\/a>Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting com dados da ICE e EEX.<\/span><\/div><\/p>\n

An\u00e1lise do AleaSoft Energy Forecasting sobre as perspectivas dos mercados europeus de energia, armazenamento de energia e auto-consumo<\/h2>\n

O 47\u00ba webinar<\/a> da s\u00e9rie mensal de webinars<\/a> do AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> e do AleaGreen<\/strong> ter\u00e1 lugar na quinta-feira, 19 de setembro. Nesta ocasi\u00e3o, o webinar analisar\u00e1 a evolu\u00e7\u00e3o e as perspectivas dos mercados energ\u00e9ticos europeus, o armazenamento de energia<\/strong>, especialmente as baterias<\/strong> e o hidrog\u00e9nio verde<\/strong>, bem como a situa\u00e7\u00e3o atual e as perspectivas do autoconsumo<\/strong>. Incluir\u00e1 tamb\u00e9m uma explica\u00e7\u00e3o dos servi\u00e7os da AleaSoft<\/strong> para os comerciantes de energia. Xavier Cugat, Diretor de Produto da Pylontech<\/strong>, e Francisco Valverde, profissional independente para o desenvolvimento das energias renov\u00e1veis, participar\u00e3o na mesa de an\u00e1lise do webinar.<\/p>\n

Fonte: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\n