{"id":151180,"date":"2024-11-11T15:03:25","date_gmt":"2024-11-11T14:03:25","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=151180"},"modified":"2024-11-13T06:29:58","modified_gmt":"2024-11-13T05:29:58","slug":"precos-mercado-europeu-eletricidade-maximos-horarios-primeira-semana-novembro","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/pt\/precos-mercado-europeu-eletricidade-maximos-horarios-primeira-semana-novembro\/","title":{"rendered":"Pre\u00e7os nos mercados europeus da eletricidade atingem m\u00e1ximos hor\u00e1rios anuais na primeira semana de novembro"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 11 de novembro de 2024.<\/strong> Na primeira semana de novembro, os pre\u00e7os subiram nos principais mercados europeus da eletricidade, tendo a maioria deles ultrapassado a m\u00e9dia semanal de 110 EUR\/MWh.<\/strong> Em alguns mercados, os pre\u00e7os hor\u00e1rios foram os mais elevados desde 2022 e, noutros, os mais elevados deste ano.<\/strong> O aumento da procura, bem como a diminui\u00e7\u00e3o da produ\u00e7\u00e3o e\u00f3lica e fotovoltaica em alguns mercados, apoiaram os aumentos.<\/strong> Al\u00e9m disso, os pre\u00e7os do g\u00e1s continuaram a ser dos mais elevados deste ano, acima de 40 \u20ac\/MWh.<\/strong><\/p>\n

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

Na semana de 4 de novembro, a produ\u00e7\u00e3o solar fotovoltaica<\/strong> na Pen\u00ednsula Ib\u00e9rica aumentou em rela\u00e7\u00e3o \u00e0 semana anterior. O mercado espanhol registou o maior aumento, de 21%, enquanto em Portugal aumentou 1,1%. Nos restantes principais mercados europeus, a produ\u00e7\u00e3o com esta tecnologia registou decr\u00e9scimos. O mercado alem\u00e3o registou a maior queda, de 40%, e manteve a sua tend\u00eancia descendente pela quarta semana consecutiva. Os mercados italiano e franc\u00eas registaram descidas de 23% e 24%, respetivamente.<\/p>\n

No dia 6 de novembro, os mercados espanhol e portugu\u00eas atingiram recordes de produ\u00e7\u00e3o solar fotovoltaica para o d\u00e9cimo primeiro m\u00eas do ano. Em Espanha, foi registada a maior produ\u00e7\u00e3o di\u00e1ria hist\u00f3rica para um m\u00eas de novembro, com 109 GWh, enquanto em Portugal foi atingido o segundo valor mais elevado, com 13 GWh, apenas atr\u00e1s do recorde alcan\u00e7ado na semana anterior.<\/p>\n

Para a semana de 11 de novembro, as previs\u00f5es de produ\u00e7\u00e3o de energia solar<\/a> da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> prev\u00eaem aumentos nos mercados alem\u00e3o e espanhol, enquanto que no mercado italiano se prev\u00ea uma diminui\u00e7\u00e3o da produ\u00e7\u00e3o solar.<\/p>\n

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

Na primeira semana de novembro, a produ\u00e7\u00e3o de energia e\u00f3lica<\/strong> diminuiu em todos os principais mercados europeus em compara\u00e7\u00e3o com a semana anterior. O mercado franc\u00eas registou a menor varia\u00e7\u00e3o, com uma queda de 13%, e manteve a tend\u00eancia de queda pela sexta semana consecutiva. Os mercados da It\u00e1lia, da Pen\u00ednsula Ib\u00e9rica e da Alemanha registaram uma invers\u00e3o em baixa dos aumentos da semana anterior. O mercado italiano registou uma descida de 28%, enquanto os mercados portugu\u00eas e espanhol desceram 33% e 37%, respetivamente. Nesta ocasi\u00e3o, o mercado alem\u00e3o registou a maior descida, de 61%.<\/p>\n

Para a segunda semana de novembro, as previs\u00f5es de produ\u00e7\u00e3o de energia e\u00f3lica<\/a> da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> prev\u00eaem aumentos na produ\u00e7\u00e3o de energia e\u00f3lica em todos os mercados europeus analisados.<\/p>\n

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

Demanda de eletricidade<\/h2>\n

Na primeira semana de novembro, a demanda de eletricidade<\/strong> aumentou de forma generalizada nos principais mercados europeus de eletricidade, em compara\u00e7\u00e3o com a semana anterior. O mercado italiano registou o maior aumento, de 10%, seguindo-se os mercados belga e franc\u00eas, com aumentos de 9,2% e 8,0%, respetivamente. Nos mercados de Espanha, Holanda, Portugal, Gr\u00e3-Bretanha e Alemanha, a procura cresceu entre 2,0 por cento em Espanha e 7,7 por cento na Alemanha. O mercado holand\u00eas registou aumentos da demanda pela s\u00e9tima semana consecutiva, enquanto na Gr\u00e3-Bretanha e em Fran\u00e7a a demanda aumentou pela segunda e terceira semana, em cada caso.<\/p>\n

As temperaturas m\u00e9dias<\/strong> desceram na maioria dos mercados analisados. A B\u00e9lgica registou a maior descida das temperaturas m\u00e9dias, de 5,2\u00b0C, enquanto a Fran\u00e7a teve a descida mais pequena, de 1,6\u00b0C. A Gr\u00e3-Bretanha, a It\u00e1lia, os Pa\u00edses Baixos e a Alemanha registaram descidas que variaram entre 2,2\u00b0C na Gr\u00e3-Bretanha e 4,8\u00b0C na Alemanha. As excep\u00e7\u00f5es foram a Espanha e Portugal, onde as temperaturas m\u00e9dias aumentaram 0,7\u00b0C e 0,9\u00b0C, respetivamente.<\/p>\n

A retoma da atividade laboral durante a semana, ap\u00f3s o feriado de 1 de novembro, em que se celebrou o Dia de Todos os Santos a n\u00edvel nacional em Espanha, Portugal, It\u00e1lia e B\u00e9lgica, e em algumas regi\u00f5es da Alemanha, juntamente com a descida das temperaturas m\u00e9dias na maior parte da Europa, favoreceu o aumento da procura em todos os mercados analisados.<\/p>\n

De acordo com as previs\u00f5es de demanda<\/a> da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, a demanda aumentar\u00e1 na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade na semana de 11 de novembro, exceto na Alemanha e na B\u00e9lgica, onde se espera que diminua em compara\u00e7\u00e3o com a semana anterior.<\/p>\n

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

Mercados europeus de eletricidade<\/h2>\n

Na primeira semana de novembro, os pre\u00e7os m\u00e9dios na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade aumentaram em rela\u00e7\u00e3o \u00e0 semana anterior. O mercado n\u00f3rdico Nord Pool<\/strong> obteve o maior aumento percentual de pre\u00e7os, 198%, enquanto o mercado <\/strong>italiano IPEX <\/strong>registou o menor aumento, 5,4%. Nos outros mercados analisados no AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, os pre\u00e7os aumentaram entre 12% no mercado<\/strong> brit\u00e2nico N2EX<\/strong> e 35% no mercado<\/strong> alem\u00e3o .<\/strong><\/p>\n

Na primeira semana de novembro, as m\u00e9dias semanais ultrapassaram os 110 \u20ac\/MWh na maioria dos mercados europeus de eletricidade analisados. A exce\u00e7\u00e3o foi o mercado n\u00f3rdico, que registou a m\u00e9dia semanal mais baixa, de 32,39 \u20ac\/MWh. Em contrapartida, o mercado alem\u00e3o registou a m\u00e9dia semanal mais elevada, de 146,20 \u20ac\/MWh. A \u00faltima vez que o mercado alem\u00e3o tinha registado a m\u00e9dia semanal mais elevada dos principais mercados europeus de eletricidade foi na semana de 24 de junho. Nos restantes mercados analisados, os pre\u00e7os variaram entre 110,45 \u20ac\/MWh no mercado<\/strong> portugu\u00eas do MIBEL<\/strong> e 135,11 \u20ac\/MWh no mercado holand\u00eas.<\/p>\n

Em termos de pre\u00e7os hor\u00e1rios, na ter\u00e7a-feira, 5 de novembro, das 18:00 \u00e0s 19:00, os mercados espanhol, franc\u00eas, italiano e portugu\u00eas registaram um pre\u00e7o de 193,00 \u20ac\/MWh. Este pre\u00e7o foi o mais elevado desde 24 de outubro de 2023 nos mercados espanhol e portugu\u00eas e desde 2 de dezembro de 2023 no mercado franc\u00eas.<\/p>\n

Em 6 de novembro, das 17:00 \u00e0s 18:00, os pre\u00e7os nos mercados alem\u00e3o e neerland\u00eas foram de 820,11 \u20ac\/MWh e 550,00 \u20ac\/MWh, os mais elevados nesses mercados desde 27 de junho de 2024 e 17 de dezembro de 2022, respetivamente. Nesse dia, das 18:00 \u00e0s 19:00, os mercados belga e brit\u00e2nico atingiram os pre\u00e7os mais elevados desde 18 de dezembro de 2022, de 363,11 \u20ac\/MWh e 329,09 \u00a3\/MWh, respetivamente.<\/p>\n

Durante a semana de 4 de novembro, o aumento da demanda de eletricidade e a diminui\u00e7\u00e3o da produ\u00e7\u00e3o de energia e\u00f3lica fizeram subir os pre\u00e7os nos mercados europeus de eletricidade. A diminui\u00e7\u00e3o da produ\u00e7\u00e3o solar na maioria dos mercados analisados tamb\u00e9m contribuiu para os aumentos de pre\u00e7os. Al\u00e9m disso, embora os pre\u00e7os do g\u00e1s tenham sido ligeiramente inferiores aos da semana anterior, mantiveram-se em cerca de 40 euros\/MWh ou mesmo acima, entre os n\u00edveis mais elevados registados este ano. No caso do mercado MIBEL, a paragem programada da central nuclear Asc\u00f3 I desde 4 de novembro para reabastecimento reduziu a produ\u00e7\u00e3o nuclear<\/strong>.<\/p>\n

AleaSoft - Solar Panels<\/a><\/div>\n

As previs\u00f5es de pre\u00e7os<\/a> da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> indicam que, na segunda semana de novembro, os pre\u00e7os ir\u00e3o baixar na maioria dos mercados europeus de eletricidade, influenciados pelo aumento da produ\u00e7\u00e3o de energia e\u00f3lica.<\/p>\n

AleaSoft - European electricity market prices<\/a>Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting com dados da OMIE, , Nord Pool e GME.<\/span><\/div>\n

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

As cota\u00e7\u00f5es de fecho dos futuros do petr\u00f3leo bruto Brent<\/strong> para o Front-Month no mercado ICE<\/strong> aumentaram na maioria das sess\u00f5es da primeira semana de novembro. Na quinta-feira, dia 7 de novembro, estes futuros atingiram a cota\u00e7\u00e3o m\u00e1xima semanal de fecho de $75,63\/bbl. De acordo com os dados analisados no AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, este pre\u00e7o 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 rela\u00e7\u00e3o ao dia anterior. Como resultado, estes futuros registaram o pre\u00e7o de fecho semanal mais baixo, de $73,87\/bbl. No entanto, este pre\u00e7o foi ainda 1,1% superior ao registado na sexta-feira anterior.<\/p>\n

A decis\u00e3o da OPEP+ de adiar os seus aumentos de produ\u00e7\u00e3o fez com que a primeira semana de novembro come\u00e7asse com aumentos de pre\u00e7os. A tend\u00eancia ascendente manteve-se durante a maior parte da semana. No entanto, o aumento das exist\u00eancias de petr\u00f3leo nos EUA e a vit\u00f3ria eleitoral de Donald Trump contribu\u00edram para uma ligeira descida dos pre\u00e7os em 6 de novembro. No entanto, o decl\u00ednio da produ\u00e7\u00e3o no Golfo do M\u00e9xico devido ao furac\u00e3o Rafael permitiu que o pre\u00e7o de fecho voltasse a ficar acima dos $75\/bbl na quinta-feira, dia 7 de novembro. O menor perigo associado a este furac\u00e3o contribuiu para a descida dos pre\u00e7os no final da semana. Por outro lado, as preocupa\u00e7\u00f5es com a evolu\u00e7\u00e3o da demanda ap\u00f3s a divulga\u00e7\u00e3o de dados econ\u00f3micos chineses fracos no fim de semana poder\u00e3o exercer uma influ\u00eancia descendente sobre os pre\u00e7os durante a segunda semana de novembro.<\/p>\n

Quanto aos futuros de g\u00e1s TTF<\/strong> no mercado ICE para o Front-Month, na segunda-feira, 4 de novembro, atingiram o seu m\u00ednimo semanal de fecho de 40,30 \u20ac\/MWh. Na maioria das sess\u00f5es da primeira semana de novembro, os pre\u00e7os aumentaram. Como resultado, na sexta-feira, dia 8 de novembro, estes futuros registaram o seu pre\u00e7o semanal de fecho m\u00e1ximo de 42,41 \u20ac\/MWh. De acordo com os dados analisados no AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, este pre\u00e7o foi 8,3% superior ao registado na sexta-feira anterior. Apesar dos aumentos, a m\u00e9dia semanal dos pre\u00e7os de fecho ficou 0,6% abaixo do pre\u00e7o da semana anterior.<\/p>\n

O risco de perturba\u00e7\u00f5es no abastecimento de g\u00e1s natural liquefeito a partir do Golfo do M\u00e9xico devido ao furac\u00e3o Rafael contribuiu para o aumento dos pre\u00e7os dos futuros do g\u00e1s TTF na primeira semana de novembro. A perspetiva de um aumento da procura devido \u00e0s temperaturas mais baixas tamb\u00e9m contribuiu para o aumento dos pre\u00e7os. Assim, apesar dos elevados n\u00edveis de exist\u00eancias na Europa, os pre\u00e7os de fecho mantiveram-se acima de 40 euros\/MWh durante a primeira semana de novembro.<\/p>\n

No que diz respeito aos futuros de CO<\/strong>2<\/strong><\/sub> no mercado EEX<\/strong> para o contrato de refer\u00eancia de dezembro de 2024, na segunda-feira, 4 de novembro, estes futuros registaram um pre\u00e7o de fecho de 65,22 \u20ac\/t, 2,1% superior ao da sexta-feira anterior. Os pre\u00e7os de fecho desceram nas sess\u00f5es seguintes e, a 6 de novembro, estes futuros registaram o seu pre\u00e7o m\u00ednimo semanal de fecho de 63,76 \u20ac\/t. No entanto, na quinta e na sexta-feira os pre\u00e7os voltaram a subir. Como resultado, estes futuros atingiram o seu pre\u00e7o de fecho semanal m\u00e1ximo de 68,02 \u20ac\/t na sexta-feira, 8 de novembro. De acordo com os dados analisados no AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, este pre\u00e7o foi 6,5% superior ao da sexta-feira anterior e o mais elevado desde 4 de setembro. No entanto, a m\u00e9dia semanal dos pre\u00e7os de fecho foi ligeiramente inferior \u00e0 da semana passada, em 0,1%.<\/p>\n

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

An\u00e1lise da AleaSoft Energy Forecasting sobre as perspectivas dos mercados europeus de energia, baterias, hibridiza\u00e7\u00e3o e armazenamento<\/h2>\n

Na quinta-feira, 14 de novembro, AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> realizar\u00e1 o 49\u00ba webinar<\/a> da sua s\u00e9rie mensal de webinars<\/a>. Nesta ocasi\u00e3o, o orador convidado ser\u00e1 Luis Marquina de Soto, presidente da AEPIBAL<\/strong>, a Associa\u00e7\u00e3o Empresarial de Baterias, C\u00e9lulas e Armazenamento de Energia. Para al\u00e9m da evolu\u00e7\u00e3o e das perspectivas dos mercados energ\u00e9ticos europeus para o inverno de 2024-2025, o webinar analisar\u00e1 as perspectivas das baterias<\/strong>, da hibrida\u00e7\u00e3o<\/strong> e do armazenamento de energia<\/strong>. Ser\u00e3o tamb\u00e9m apresentados os servi\u00e7os da AleaSoft para projectos de baterias e hibrida\u00e7\u00e3o.<\/p>\n

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

AleaSoft Energy Forecasting, 11 de novembro de 2024. Na primeira semana de novembro, os pre\u00e7os subiram nos principais mercados europeus da eletricidade, tendo a maioria deles ultrapassado a m\u00e9dia semanal de 110 EUR\/MWh. Em alguns mercados, os pre\u00e7os hor\u00e1rios foram os mais elevados desde 2022 e, noutros, os mais elevados deste ano. 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