J. A. Martínez e Leonardo Gago || Cobre 32% do mix elétrico em janeiro -e até 60% na última semana- levando o preço a negativo em algumas horas (-0,5€/MWh)
Juan Antonio Martínez e Leonardo Gago (Grupo ASE) •
O preço médio do mercado grossista de eletricidade (POOL) fechou janeiro em 71,67 €/MWh, o que representa uma queda de 25,9% em relação ao mesmo mês do ano passado e 8% menos que em dezembro.
Extrema volatilidade. O início de 2026 foi marcado por uma extrema volatilidade dos preços, diretamente condicionada pela climatologia. Durante os dias centrais de janeiro, um episódio de frio intenso, aliado a uma elevada procura elétrica e à escassa contribuição renovável, levou os preços a alcançar 120 €/MWh, com picos horários próximos a 200 €/MWh. No entanto, o cenário mudou radicalmente na segunda metade do mês. A entrada sucessiva de várias depressões, acompanhadas de fortes ventos, impulsionou a geração eólica até níveis recorde, afundando os preços do mercado diário para abaixo de 40 €/MWh e provocando até preços negativos (-0,5 €/MWh) em alguns períodos horários.
A eólica bate um recorde histórico e marca o mercado. Janeiro registou o maior volume mensal de geração eólica desde que existem registos, com 8.087 GWh, superando o anterior máximo alcançado em março de 2018. A produção eólica foi 19,5% superior à média dos últimos cinco anos para um mês de janeiro e 6,6% maior que a do ano passado. Graças a este comportamento, a eólica cobriu 31,9% do mix elétrico mensal e superou os 60% da geração na última semana do mês, exercendo uma forte pressão para baixo sobre os preços do mercado.
Mais procura e maior peso dos ciclos combinados. Apesar do forte protagonismo da eólica, o sistema elétrico teve que recorrer de forma significativa aos ciclos combinados de gás (CCG) para atender o aumento da procura, que cresceu 3,9% em janeiro, impulsionada em parte pelas baixas temperaturas. Mesmo descontando o efeito do clima e da laboralidade, a procura registou um aumento de 2%. Como resultado, a geração com CCG aumentou 18,6%, até 4.062 GWh, contribuindo com 16% do mix elétrico. Este comportamento reflete a crescente dependência do sistema dessas tecnologias em episódios de alta procura e baixa produção renovável.
Aumentam os custos do sistema. Em paralelo, os custos do sistema situaram-se em 15,11 €/MWh em janeiro, 29% mais do que no mesmo mês do ano passado. Este aumento responde à política de segurança aplicada pela Red Eléctrica de España (REE) após o apagão de abril de 2025, orientada a reforçar a estabilidade do sistema através de uma maior presença de geração térmica.
Sinais de oportunidade no mercado de futuros. Neste contexto de elevada volatilidade no mercado diário, o mercado de futuros oferece uma referência relevante para os próximos meses. O preço da eletricidade para o segundo trimestre de 2026 (Q2-26) no mercado OMIP reduziu-se em 9,2% em janeiro, situando-se em 34,85 €/MWh. Segundo os modelos de previsão do Grupo ASE, estes níveis de cotação situam-se na parte baixa dos intervalos previstos e refletem um cenário que oferece à indústria e empresas a possibilidade de conter o custo da eletricidade na próxima primavera, sempre condicionado à evolução das variáveis climáticas e de mercado.
Aumento pontual do gás num contexto de menores reservas. O mercado europeu de gás registou em janeiro um aumento de preços em relação a dezembro, com o TTF a média de 34,19 €/MWh, impulsionado pelas baixas temperaturas e pela descida dos níveis de armazenamento, embora ainda se mantenha abaixo dos níveis do ano passado. Em Espanha, o preço do gás (PVB) situou-se em 35,42 €/MWh, acima do mercado europeu, devido a limitações pontuais na descarga de GNL e a uma maior procura. As intensas extrações reduziram as reservas europeias para 41%, com os tanques de GNL em Espanha a cerca de 36% da sua capacidade, adicionando pressão ao mercado nos episódios de maior consumo.♦
