O preço diário do mercado grossista de eletricidade em Espanha teve uma média de 166,66 €/MWh em outubro, segundo o relatório de mercado do Grupo ASE. O pool subiu 16,34% em relação a setembro e 119,9% em comparação a outubro de 2025. É o seu nível mensal mais alto desde setembro de 2022.
A tensão geopolítica no Oriente Médio, as restrições ao fornecimento de gás natural liquefeito através do estreito de Ormuz e a proximidade do inverno elevaram o custo do gás. Durante a última semana do mês, registaram-se preços diários acima de 200 €/MWh e máximos horários de até 319,45 €/MWh.
A menor contribuição eólica e hidráulica aumenta o peso do gás ao cair o sol
A fotovoltaica cresceu 17,2% em outubro e travou o preço durante as horas de sol. Entre as 10:00 e as 18:00 horas, o pool teve uma média de 82,88 €/MWh. Fora desse intervalo, quando desaparece a contribuição solar, a média subiu para 208,31 €/MWh.
Esse efeito não compensou a queda da geração eólica, de 13%, nem a redução da hidráulica, de 7,3%. Os ciclos combinados contribuíram com 21,3% da geração mensal e cobriram 27,4% entre as 19:00 e as 24:00 horas, quando o preço médio alcançou 231,65 €/MWh. A menor disponibilidade hidráulica limita também a capacidade de responder nas horas de maior procura residual.
A procura aumenta 7,1% e eleva as necessidades de geração
A procura real aumentou 7,1% em relação a outubro de 2025 e alcançou incrementos de até 17,7% em algumas horas. Esse aumento coincidiu com os intervalos em que o sistema precisa de mais geração regulável e eleva a dependência dos ciclos combinados.
Os custos do sistema, ainda provisórios, alcançaram 22,41 €/MWh. Somados ao pool, situaram a referência de mercado em 189,07 €/MWh. Esta soma não equivale à fatura final, que incorpora os conceitos aplicáveis de cada contrato, os pedágios, as taxas e os impostos.
Espanha e Alemanha, preços mensais próximos e um mix distinto por horas
O preço médio espanhol ficou próximo do de França, 165,83 €/MWh, e Alemanha, 169,27 €/MWh. No entanto, a estrutura horária apresenta diferenças relevantes. Entre as 10:00 e as 18:00 horas, o preço espanhol teve uma média de 82,88 €/MWh, 42,53% menos que o alemão. No resto do dia, a média espanhola foi de 208,31 €/MWh, 14,68% superior. A fotovoltaica reduz o preço em Espanha durante as horas de sol, enquanto que nos intervalos sem produção solar aumenta a necessidade de recorrer ao gás.
Na Alemanha, a geração com carvão mantém uma posição mais competitiva que o gás em determinadas horas. Em outubro, os custos médios estimados de geração com gás alcançaram 190 €/MWh, em comparação a 120,77 €/MWh para o carvão. Esta comparação ajuda a entender porque dois mercados com médias mensais próximas podem responder de forma distinta à mesma tensão gasista.
Os analistas do Grupo ASE apontam que esta diferença coloca o foco na flexibilidade do sistema espanhol. Mais armazenamento, uma gestão ativa da procura e interconexões que permitam aproveitar melhor a geração renovável ajudariam a reduzir a exposição ao gás nas horas de maior tensão.
Os futuros transferem a tensão para o inverno
O contrato eléctrico espanhol para 2027 fechou outubro a 134,50 €/MWh, 47,4% acima do fecho de setembro. O produto para o primeiro trimestre de 2027 alcançou 176,75 €/MWh. Na Alemanha, o contrato anual equivalente situou-se em 164,27 €/MWh.
O TTF, referência europeia do gás, teve uma média de 85,53 €/MWh durante outubro, 13,3% mais que em setembro, e superou os 100 €/MWh no final do mês. Em Espanha, o MIBGAS teve uma média de 85,27 €/MWh. As reservas europeias fecharam outubro em 74,68%, o seu nível mais baixo para estas datas desde pelo menos 2022.
O Grupo ASE alerta que um cenário de frio intenso e menores reservas durante a segunda metade do inverno elevaria a competição pelos carregamentos de GNL. Sob essas condições, o TTF poderia superar os 150 €/MWh e a eletricidade atingir pontualmente os 300 €/MWh em determinados mercados europeus. Trata-se de um cenário de risco, não de uma previsão central de preços.
