Análise Diária do Mercado de Energia

Resumo Executivo

O mercado elétrico ibérico apresentou hoje uma subida clara face a ontem, com o preço médio PT a aumentar de 197,97 para 206,68 €/MWh, ou seja, +8,71 €/MWh. Apesar da subida do preço médio, a amplitude intradiária em Portugal recuou ligeiramente de 137,84 para 133,76 €/MWh, sinal de um perfil ainda volátil, mas menos extremo no intervalo entre mínimo e máximo. Para amanhã, a sessão de 07/10 ainda não foi publicada pela OMIE, pelo que não existe ainda sinal de fecho ou direção de curto prazo para a próxima entrega. O contexto continua a ser de mercado muito dependente da interação entre geração renovável, procura e congestionamentos transfronteiriços, com o diferencial Portugal-Espanha a alargar-se hoje.

Mercado Elétrico — Ontem, Hoje e Amanhã

Ontem, 05/10, o preço médio em Portugal fixou-se em 197,97 €/MWh, com máximo de 268,39 €/MWh, mínimo de 130,55 €/MWh e amplitude de 137,84 €/MWh. Foi uma sessão relativamente elevada em termos absolutos, mas com forte acoplamento ao mercado espanhol, o que tende a limitar divergências internas entre os dois países. O intervalo de preços mostra ainda um mercado intradiário bastante pressionado, compatível com um desenho em que a procura continua a encontrar oferta marginal cara em várias horas.

Hoje, 06/10, o preço médio PT subiu para 206,68 €/MWh, o que representa uma valorização diária de 4,4% face a ontem. O máximo ascendeu a 285,33 €/MWh, mais 16,94 €/MWh do que no dia anterior, enquanto o mínimo também aumentou para 151,57 €/MWh, um sinal de reforço da base de preços ao longo do dia. A amplitude caiu marginalmente para 133,76 €/MWh, sugerindo que a subida foi mais transversal ao dia do que concentrada num único pico; em termos práticos, o patamar de preços deslocou-se para cima.

A explicação mais provável para esta evolução é a conjugação de um mercado ainda muito dependente do recurso a geração térmica marginal, com custos elevados, e de uma estrutura de oferta renovável que, embora importante, não foi suficiente para comprimir os preços médios. A forte elevação dos mínimos diários é particularmente relevante, porque indica que mesmo as horas tipicamente mais baratas ficaram pressionadas. A proximidade entre o mercado português e o espanhol permanece alta, mas hoje com mais horas de divergência, o que sugere maior tensão na alocação ibérica de energia ao longo do dia.

Para amanhã, 07/10, a sessão OMIE ainda não está publicada; por isso, não é possível inferir um preço esperado com base no fecho oficial. O que fica claro é que o mercado entra para a próxima sessão depois de dois dias consecutivos em níveis elevados, com Portugal acima de Espanha hoje e com um diferencial mais amplo do que ontem.

Portugal vs Espanha

Hoje, o preço médio em Portugal foi de 206,68 €/MWh e em Espanha de 201,99 €/MWh, correspondendo a um spread médio PT-ES de +4,68 €/MWh, ou cerca de +2,3% face ao preço espanhol. Das 24 horas, 13 ficaram com preço idêntico, o que significa mercado acoplado sem congestão na interligação, e 11 horas desacoplaram, com Portugal acima de Espanha em todas essas horas. A principal causa provável desta diferença foi a saturação/congestionamento parcial da capacidade de interligação PT-ES em várias horas do dia, limitando o alinhamento pleno dos preços.

Em termos médios, Portugal negociou hoje acima de Espanha em 4,68 €/MWh, num diferencial que representa aproximadamente 2,3% sobre o preço médio espanhol. Embora exista um grau elevado de integração, a queda do número de horas idênticas de 23/24 ontem para 13/24 hoje mostra uma degradação clara do acoplamento horário. Isto traduz um mercado com mais episódios de separação de preço, ainda que sem inversões — não houve uma única hora em que Espanha ficasse acima de Portugal.

O spread máximo ocorreu às 09h, com +36,62 €/MWh, evidenciando a maior tensão relativa do lado português nessa hora. O spread mínimo foi de 0,00 €/MWh às 00h, momento em que os dois mercados estiveram totalmente alinhados. A existência de um spread horário tão elevado em plena manhã é compatível com uma janela em que a interligação não conseguiu absorver totalmente as diferenças de equilíbrio entre oferta e procura dos dois sistemas.

Ontem, 05/10, Portugal registou um preço médio de 197,97 €/MWh contra 196,88 €/MWh em Espanha, com spread médio PT-ES de +1,09 €/MWh, equivalente a cerca de +0,6%. Nesse dia, 23 das 24 horas ficaram com preço idêntico, ou seja, 96% das horas estiveram acopladas, e apenas 1 hora desacoplou, sempre com Portugal acima de Espanha. O spread máximo foi de +26,06 €/MWh às 21h e o mínimo de 0,00 €/MWh às 00h.

A diferença entre ontem e hoje sugere um aumento do congestionamento/intermitência no acoplamento transfronteiriço, com maior pressão sobre a capacidade disponível na interligação. Também pode refletir diferenças no mix de produção de cada país ao longo do dia, em particular na forma como a hidráulica, a eólica e a solar responderam em cada sistema. A influência de França e Marrocos pode ter contribuído indiretamente para o equilíbrio regional, mas os dados disponíveis apontam sobretudo para um efeito ibérico interno, com Portugal a apresentar mais horas descoladas e um spread médio mais largo hoje.

Futuros OMIP

No mercado a prazo, o contratual Sem 42-26 negoceia a 131,65 €/MWh, com variação de +8,08%, sinalizando recuperação de preço no curto prazo. O contrato Nov-26 está ainda mais elevado, em 146,26 €/MWh, com subida de +22,69%, refletindo maior valorização das entregas no outono/inverno. Em contraste, o Q1-27 fixa-se em 121,64 €/MWh, com variação de -1,93%, e o Cal-27 desce para 94,75 €/MWh, com queda de -28,82%, mostrando uma estrutura temporal que continua a descontar alívio relativo no horizonte mais longo.

A configuração da curva sugere contango no curto prazo e normalização no médio/longo prazo. O spread entre os contratos mais próximos e os anuais indica expectativa de preços ainda exigentes nos meses imediatos, mas com menor pressão estrutural em 2027. Esta leitura é coerente com um mercado spot ainda caro, enquanto o segmento a prazo incorpora uma visão de maior estabilização futura.

Produção e Renováveis

A produção total ascendeu a 13.670 MWh, ligeiramente acima do consumo estimado em 13.500 MWh, o que sugere equilíbrio muito apertado entre oferta e procura. As renováveis representaram 73,9% do mix, um nível saudável, mas ainda insuficiente para eliminar a necessidade de geração térmica e fluxos transfronteiriços. O mix foi composto por hídrica com 4.200 MWh, eólica com 3.800 MWh, solar com 2.100 MWh, gás natural com 2.800 MWh, biomassa com 450 MWh e outras com 320 MWh.

A hídrica foi a maior tecnologia individual, seguida da eólica, o que confirma uma base renovável relevante. Ainda assim, o peso de 2.800 MWh a gás natural indica que o ciclo combinado continuou a desempenhar um papel relevante na formação do preço marginal, sobretudo em horas de maior carga ou menor disponibilidade renovável. As importações de 800 MWh e exportações de 1.000 MWh mostram um saldo externo relativamente equilibrado, mas com ligeiro saldo exportador, sugerindo que a rede ibérica conseguiu escoar excedentes pontuais.

A taxa de renováveis de 73,9% é positiva, mas não determinou por si só uma compressão material dos preços, o que reforça a ideia de que o preço continua a ser moldado pela margem térmica e pelas condições de interligação. O facto de a produção total superar o consumo por apenas 170 MWh evidencia um sistema apertado, com pouca folga estrutural ao longo do dia.

Gás Natural

No gás, o MIBGAS PVB fechou em 73,38 €/MWh, praticamente alinhado com o TTF, em 73,25 €/MWh. A diferença entre ambos é residual, de apenas 0,13 €/MWh, o que indica forte convergência entre o hub ibérico e o referencial europeu.

Este alinhamento é importante para o mercado elétrico porque confirma que o custo do combustível de referência para os ciclos combinados permanece elevado. Em consequência, a margem térmica continua a sustentar preços elevados no mercado spot, sobretudo nas horas em que a renovável não é suficiente para baixar o preço marginal. A proximidade entre MIBGAS e TTF reduz a possibilidade de arbitragem significativa e aponta para uma pressão de custos homogénea no sistema.

Perspetiva de Curto Prazo

O mercado entra na próxima sessão com preços spot ainda em patamar elevado, forte dependência de gás na formação marginal e um grau de acoplamento ibérico hoje inferior ao de ontem. A subida do preço médio português para 206,68 €/MWh, combinada com mínimos mais altos e maior número de horas desacopladas, aponta para uma pressão persistente no curto prazo.

A evolução das próximas sessões dependerá sobretudo de três fatores: disponibilidade renovável, procura efetiva e comportamento da interligação PT-ES. Se a produção hídrica e eólica se mantiver robusta, poderá surgir algum alívio intradiário; caso contrário, o peso do gás tende a continuar a sustentar o preço marginal. A ausência da sessão de 07/10 impede ainda antecipar uma direção fechada, mas o contexto atual é claramente de preços elevados e sensibilidade acrescida a qualquer alteração no equilíbrio físico do sistema.