Análise Diária do Mercado de Energia

Resumo Executivo

O mercado elétrico ibérico registou uma trajetória claramente descendente ao longo das três sessões OMIE: ontem (07/08) o preço médio PT fixou-se nos 119,03 €/MWh, hoje (08/08) recuou para 108,70 €/MWh (-10,33 €/MWh; -8,7%), e amanhã (09/08) desce novamente para 94,43 €/MWh (-14,27 €/MWh; -13,1% vs. hoje). Esta sequência confirma um alívio progressivo dos preços, apesar de se manter uma dispersão intradiária muito elevada. O máximo horário continua bastante elevado, mas também em correção, enquanto os mínimos pressionam em baixa, chegando a 0,00 €/MWh hoje e -0,10 €/MWh amanhã. Em paralelo, os futuros OMIP mostram uma curva ainda acima do spot de curto prazo, com prémios relevantes nos próximos contratos e uma normalização acentuada em Cal-27, sugerindo expetativas de médio prazo mais benignas do que o perfil extremo observado no imediato.

Mercado Elétrico — Ontem, Hoje e Amanhã

A sessão de ontem (07/08) apresentou um preço médio em Portugal de 119,03 €/MWh, exatamente alinhado com Espanha (119,03 €/MWh), o que indica um mercado ibérico totalmente sincronizado e sem diferenciação relevante entre as duas zonas no preço médio diário. O máximo PT atingiu 215,13 €/MWh e o mínimo foi de 7,75 €/MWh, originando uma amplitude de 207,38 €/MWh, muito elevada para um dia de verão e sinal de forte volatilidade intradiária. Esta estrutura é compatível com uma combinação de procura diurna ainda robusta, oferta renovável variável e necessidade de cobertura por tecnologias marginais mais caras em algumas horas.

Na sessão de hoje (08/08), o preço médio PT desceu para 108,70 €/MWh, isto é, -10,33 €/MWh face a ontem. Espanha acompanhou quase integralmente o movimento, com 108,61 €/MWh, ficando apenas 0,09 €/MWh abaixo de Portugal; o spread PT-ES é, portanto, praticamente nulo e confirma novamente uma forte integração do MIBEL. O máximo PT baixou para 189,48 €/MWh (-25,65 €/MWh vs. ontem) e o mínimo caiu para 0,00 €/MWh, o que mostra maior pressão descendente nas horas de maior disponibilidade renovável ou menor consumo. Apesar da descida do nível médio, a amplitude manteve-se muito elevada em 189,48 €/MWh, apenas 17,90 €/MWh abaixo de ontem, sinalizando que a volatilidade estrutural continua elevada. Em termos de interpretação, esta descida do preço médio sugere provavelmente melhor equilíbrio entre oferta e procura, com maior penetração renovável e/ou menor necessidade de unidades térmicas nas horas de vazio, embora persistam horas caras que sustentam picos intradiários.

Na sessão de amanhã (09/08), o mercado aponta para nova queda expressiva do preço médio PT para 94,43 €/MWh, o que representa -14,27 €/MWh face a hoje e -24,60 €/MWh face a ontem. Espanha segue muito perto, em 94,39 €/MWh, com um diferencial PT-ES de apenas 0,04 €/MWh, ou seja, praticamente inexistente. O máximo PT recua ainda para 175,61 €/MWh (-13,87 €/MWh vs. hoje) e o mínimo torna-se ligeiramente negativo em -0,10 €/MWh, evidenciando horas de excesso de oferta em que a produção renovável marginal pode pressionar o preço para zero ou abaixo de zero. A amplitude mantém-se muito elevada, em 175,71 €/MWh, ainda assim inferior à de hoje e de ontem, o que sugere um dia menos extremo em termos de dispersão horária, mas ainda longe de uma normalização plena.

Em termos de fatores prováveis por trás desta evolução ontem → hoje → amanhã, a principal leitura é a de um aumento progressivo da disponibilidade da oferta barata face à procura, com provável reforço da geração renovável e menor dependência de recursos térmicos caros em várias horas. O facto de os mínimos descerem até 0,00 €/MWh e -0,10 €/MWh reforça a ideia de momentos de excesso de oferta, particularmente em horas de elevada produção solar e/ou eólica. Ao mesmo tempo, os máximos ainda se mantêm elevados (215,13 → 189,48 → 175,61 €/MWh), o que indica que, apesar do alívio médio, continuam a existir horas em que a escassez relativa de oferta barata ou a rigidez da procura empurra o sistema para preços altos. Em suma, o mercado está a corrigir em baixa, mas continua com uma assimetria intradiária muito marcada.

Futuros OMIP

Os futuros OMIP da eletricidade para Portugal mantêm uma estrutura de curva com premoção no curto prazo face ao spot projetado, mas com clara descida ao longo do horizonte.

• Sem 34-26: 113,05 €/MWh

Este contrato está +14,59% acima do nível base indicado, refletindo uma visão ainda relativamente firme para o curtíssimo prazo. Face ao spot de amanhã (94,43 €/MWh), o diferencial é de 18,62 €/MWh, sugerindo que o mercado de derivados continua a incorporar prémio de risco e/ou expectativa de recuperação de preços nas próximas semanas.

• Set-26: 108,55 €/MWh

Este nível representa uma descida face ao contrato semanal, mas ainda um valor elevado, com +10,09% sobre a base. É consistente com um mercado que espera preços ainda suportados no início do outono, embora já abaixo dos patamares observados no imediato.

• Q4-26: 103,65 €/MWh

O contrato trimestral aproxima-se mais dos preços spot recentes, mantendo ainda um prémio de +5,19%. Isto sugere que o mercado antecipa alguma moderação adicional no quarto trimestre, mas sem projetar uma queda abrupta.

• Cal-27: 68,60 €/MWh

Aqui observa-se a inversão mais marcada, com -29,86% face à base indicada. Esta queda evidencia uma expetativa de médio prazo significativamente mais baixa, sinalizando confiança numa normalização estrutural dos preços no horizonte anual seguinte. Em termos de leitura de curva, estamos perante uma estrutura em forte backwardation relativa no curto prazo e uma normalização expressiva no longo prazo.

No conjunto, os futuros refletem um mercado que continua a precificar tensão e volatilidade no curto prazo, mas com expectativas de menor pressão estrutural no médio/longo prazo. A diferença entre o spot de amanhã e o Sem 34-26 é particularmente relevante, mostrando que os participantes não assumem que os preços imediatamente baixos se prolonguem sem correção.

Produção e Renováveis

A produção total reportada foi de 13.670 MWh, com um consumo de 13.500 MWh, o que implica um sistema muito equilibrado no dia em análise, com ligeiro excedente face à procura. As importações foram de 800 MWh e as exportações de 1.000 MWh, sugerindo uma gestão ativa das interligações, mas sem desequilíbrios extremos.

O ponto mais relevante é a quota de renováveis de 73,9%, um nível muito significativo e claramente compatível com pressão descendente nos preços médios, sobretudo quando conjugado com horas de forte produção solar e eólica. O mix divulgado confirma uma estrutura bastante diversificada:

• Hídrica: 4.200 MWh
• Eólica: 3.800 MWh
• Solar: 2.100 MWh
• Gás Natural: 2.800 MWh
• Biomassa: 450 MWh
• Outras: 320 MWh

A soma da componente renovável é material e explica bem o comportamento dos mínimos horários, especialmente a descida para 0,00 €/MWh hoje e -0,10 €/MWh amanhã. A hídrica continua a ter peso muito relevante, funcionando como tecnologia flexível e, em muitos casos, como amortecedor de preços nas horas de maior produção renovável variável. A solar, com 2.100 MWh, é também claramente determinante no perfil intradiário de verão, contribuindo para preços mais baixos ao meio do dia. A eólica mantém-se robusta e ajuda a sustentar a disponibilidade de oferta barata ao longo do dia.

Apesar da elevada penetração renovável, o gás natural ainda fornece 2.800 MWh, mostrando que a tecnologia térmica continua a ser necessária para garantir equilíbrio em horas de maior preço e menor disponibilidade renovável. Este facto ajuda a explicar por que motivo os máximos se mantêm muito elevados, mesmo num contexto de forte contributo renovável.

Gás Natural

No gás, o MIBGAS (PVB) fixou-se em 54,90 €/MWh, enquanto o TTF se situou em 55,54 €/MWh. O diferencial entre os dois hubs é reduzido, de apenas 0,64 €/MWh, o que indica uma convergência bastante estreita entre o mercado ibérico e o benchmark europeu. Esta proximidade reduz o risco de divergências relevantes no custo marginal do gás em Portugal face ao resto da Europa.

Com o gás nesta zona de preços, a geração CCGT continua suficientemente cara para influenciar os preços horários quando entra na margem, especialmente em horas de menor produção renovável. Ainda assim, o comportamento do spot elétrico mostra que, quando a produção renovável aumenta, o sistema consegue pressionar os preços em baixa, mesmo mantendo o gás como tecnologia relevante no equilíbrio do sistema.

Perspetiva de Curto Prazo

A leitura de curto prazo é de alívio progressivo dos preços da eletricidade no MIBEL, com o preço médio PT a descer de 119,03 €/MWh para 108,70 €/MWh e depois para 94,43 €/MWh ao longo das três sessões analisadas. Esta trajetória sugere uma combinação de melhor posicionamento da oferta renovável, menor necessidade de geração térmica em várias horas e maior pressão descendente nos mínimos horários.

Ainda assim, o mercado continua longe de uma normalização completa, porque:

• os máximos horários seguem elevados;
• a amplitude intradiária permanece muito larga;
• o gás natural continua num patamar de custos que não permite uma queda estrutural brusca do spot;
• os futuros de curto prazo permanecem acima do nível spot projetado, sinalizando prudência por parte dos participantes.

Para os próximos dias, a expectativa mais plausível é a manutenção de um mercado com média em descida, mas com volatilidade intradiária elevada. Se a produção solar e eólica se mantiver forte, e se a procura não acelerar, é possível observar mais horas próximas de zero ou ligeiramente negativas. No entanto, sempre que a oferta renovável abranda, o sistema continua exposto a picos de preço significativos, suportados pelo gás e pela rigidez operacional da curva de carga.