AleaSoft Energy Forecasting, 8 de julho de 2026. No primeiro semestre de 2026, os preços subiram na maioria dos principais mercados elétricos europeus, impulsionados pela subida dos preços do gás e pelo aumento da procura. Em contrapartida, a maior produção solar fotovoltaica e eólica contribuiu para a descida dos preços em Espanha e Portugal. A produção solar fotovoltaica atingiu recordes semestrais na Alemanha, em Espanha, em França e em Itália, enquanto a produção eólica estabeleceu recordes em França, em Itália e em Portugal. O petróleo Brent e o gás TTF atingiram os seus preços médios mais elevados desde 2023, devido às tensões entre os Estados Unidos e o Irão e aos baixos níveis de armazenamento de gás.
Produção solar fotovoltaica e eólica
No primeiro semestre de 2026, a produção solar fotovoltaica aumentou nos principais mercados elétricos europeus em comparação com o mesmo período do ano anterior. Os mercados espanhol e francês registaram os maiores aumentos, ambos de 16%. Portugal e Itália alcançaram subidas de 8,3% e 7,8%, respetivamente, enquanto o mercado alemão registou a menor subida, de 5,7%.
Em comparação com o segundo semestre de 2025, a produção solar fotovoltaica aumentou na maioria dos principais mercados europeus. O mercado alemão registou a maior subida, de 34%. Seguiram-se os mercados francês e italiano, com aumentos de 17% e 10%, respetivamente. O mercado espanhol registou um aumento mais moderado, de 5,2%. Em contrapartida, a produção em Portugal diminuiu 3,9%.
Além disso, todos os mercados analisados, exceto Portugal, alcançaram no primeiro semestre de 2026 um recorde histórico de produção solar fotovoltaica semestral. No conjunto do semestre, a Alemanha gerou 43 623 GWh com esta tecnologia, a Espanha atingiu 26 959 GWh, a Itália produziu 18 351 GWh e a França gerou 17 457 GWh.
Segundo dados da Red Eléctrica, nos primeiros seis meses de 2026, a Espanha peninsular acrescentou 3763 MW de nova capacidade solar fotovoltaica em relação à capacidade instalada no final de 2025, excluindo as instalações de autoconsumo. Este valor representa um aumento de 9,2%. Em Portugal, segundo dados da REN, a capacidade solar fotovoltaica aumentou 198 MW no mesmo período, ou seja, 4,1%.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.No primeiro semestre de 2026, a produção eólica aumentou nos principais mercados elétricos europeus em comparação com o mesmo período de 2025. O mercado italiano registou a maior subida, de 17%. Seguiram-se os mercados francês e alemão, com aumentos de 13% e 11%, respetivamente. Os mercados português e espanhol registaram as menores subidas, de 8,2% e 5,8%, respetivamente.
Em comparação com o segundo semestre de 2025, a produção eólica aumentou na maioria dos mercados analisados. O mercado italiano registou a maior subida, de 30%. Portugal ocupou o segundo lugar, com um aumento de 13%. Os mercados espanhol e francês registaram subidas de 6,1% e 3,3%, respetivamente. Em contrapartida, a produção com esta tecnologia no mercado alemão diminuiu 5,0%.
Além disso, a França, a Itália e Portugal alcançaram no primeiro semestre de 2026 recordes históricos de produção eólica semestral. No conjunto do semestre, a França gerou 26 050 GWh com esta tecnologia, a Itália atingiu 12 976 GWh e Portugal produziu 7350 GWh.
No que diz respeito à capacidade instalada, os dados da Red Eléctrica indicam que, em junho de 2026, a capacidade eólica da Espanha peninsular superava em 231 MW a registada no final de 2025, excluindo as instalações de autoconsumo. Este valor representa uma subida de 0,7%. Em Portugal, os dados da REN mostram um aumento de 84 MW no mesmo período, equivalente a uma subida de 1,5%.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.Procura de eletricidade
No primeiro semestre de 2026, a procura de eletricidade aumentou em termos homólogos na maioria dos principais mercados elétricos europeus. O mercado belga registou a maior subida, de 6,1%, seguido de Portugal, com um aumento de 4,0%. Os mercados espanhol, alemão e italiano registaram subidas entre 1,4% em Espanha e 2,7% em Itália. O mercado britânico registou a menor subida, de 0,4%. Em contrapartida, a procura no mercado francês diminuiu 0,5%.
A maioria dos mercados também registou aumentos da procura em comparação com o semestre anterior. O mercado belga liderou esta tendência, com uma subida de 8,7%. Seguiu-se o mercado francês, com 7,4%. Os mercados alemão, britânico e português registaram aumentos de 2,0%, 3,3% e 3,4%, respetivamente. A Itália registou o menor crescimento, de 0,9%. Em contrapartida, a procura no mercado espanhol caiu 0,9%.
Ao mesmo tempo, as temperaturas médias aumentaram em termos homólogos em todos os principais mercados europeus, com subidas entre 0,1 °C na Alemanha e 0,7 °C na Bélgica e em França.
Em comparação com o segundo semestre de 2025, as temperaturas médias desceram em todos os mercados analisados. As descidas situaram-se entre 2,3 °C em França e 3,8 °C em Espanha.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid e ELIA.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid e ELIA.Mercados elétricos europeus
No primeiro semestre de 2026, o preço médio superou os 60 €/MWh na maioria dos principais mercados elétricos europeus. O mercado N2EX do Reino Unido e o mercado IPEX de Itália registaram os preços semestrais mais elevados, de 107,27 €/MWh e 127,18 €/MWh, respetivamente. Os mercados MIBEL de Portugal e de Espanha registaram os preços mais baixos, de 48,77 €/MWh e 49,83 €/MWh, respetivamente. Nos restantes mercados analisados na AleaSoft Energy Forecasting, os preços médios situaram-se entre os 61,78 €/MWh do mercado francês e os 98,62 €/MWh do mercado alemão, enquanto o mercado nórdico registou uma média de 79,05 €/MWh.
Em comparação com o semestre anterior, no primeiro semestre de 2026 os preços médios aumentaram na maioria dos mercados elétricos europeus. O mercado nórdico registou a maior subida, de 82%, seguido do mercado britânico, com 27%. Os mercados belga, neerlandês, italiano, alemão e francês registaram aumentos entre 11% e 23%. Em contrapartida, os preços caíram nos mercados espanhol e português, 28% e 29%, respetivamente.
Comparando os preços médios do primeiro semestre de 2026 com os registados no mesmo período de 2025, os preços aumentaram na maioria dos mercados elétricos europeus analisados na AleaSoft Energy Forecasting. O mercado nórdico registou a maior subida homóloga, de 120%. Os mercados neerlandês, alemão, belga e italiano registaram aumentos entre 6,4% e 9,4%, enquanto o preço no mercado britânico subiu 2,4%. Em contrapartida, os preços caíram nos mercados francês, espanhol e português, 7,4%, 19% e 23%, respetivamente.
Em resultado destas subidas, no primeiro semestre de 2026, o mercado nórdico atingiu o seu preço médio mais elevado desde o primeiro semestre de 2023, enquanto os mercados alemão, belga, britânico, italiano e neerlandês registaram as suas médias mais elevadas desde o segundo semestre de 2023. Em contrapartida, os mercados espanhol e português registaram as suas médias mais baixas desde o segundo semestre de 2024.
No primeiro semestre de 2026, o aumento dos preços do gás TTF, juntamente com a maior procura de eletricidade, impulsionou a subida dos preços na maioria dos mercados elétricos europeus em relação ao semestre anterior. Em contrapartida, o aumento da produção solar fotovoltaica e eólica na península Ibérica contribuiu para a descida dos preços nos mercados espanhol e português.
Em comparação com o primeiro semestre de 2025, a subida do preço médio do gás levou a aumentos homólogos dos preços na maioria dos mercados elétricos europeus. Pelo contrário, o aumento da produção solar fotovoltaica e eólica contribuiu para a descida dos preços nos mercados francês, português e espanhol.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados da OMIE, Nord Pool e GME.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados da OMIE, Nord Pool e GME.Brent, combustíveis e CO2
Os futuros do petróleo Brent para o Front‑Month no mercado ICE registaram um preço médio semestral de 87,60 $/bbl no primeiro semestre de 2026. Segundo os dados analisados na AleaSoft Energy Forecasting, este foi o preço mais elevado desde o primeiro semestre de 2023. Este valor foi também 33% superior ao preço médio dos futuros Front‑Month do semestre anterior, que se situou em 65,64 $/bbl. Foi ainda 24% superior ao preço correspondente dos futuros Front‑Month do primeiro semestre de 2025, cuja média foi de 70,81 $/bbl.
O conflito entre os Estados Unidos e o Irão e as suas consequências para o abastecimento através do estreito de Ormuz contribuíram para a tendência de subida dos preços dos futuros do Brent durante o primeiro semestre de 2026.
Quanto aos futuros do gás TTF no mercado ICE para o Front‑Month, o preço médio registado durante o primeiro semestre de 2026 foi de 42,94 €/MWh. Segundo os dados analisados na AleaSoft Energy Forecasting, este foi o preço mais elevado desde o segundo semestre de 2023. Em comparação com o preço médio dos futuros Front‑Month do semestre anterior, de 31,59 €/MWh, a média aumentou 36%. Em comparação com os futuros Front‑Month negociados no mesmo período de 2025, quando o preço médio foi de 41,21 €/MWh, a subida foi de 4,2%.
Os baixos níveis de armazenamento de gás na Europa, juntamente com as tensões geopolíticas, contribuíram para o aumento dos preços dos futuros do gás TTF durante o primeiro semestre de 2026.
No que diz respeito aos futuros dos direitos de emissão de CO₂ no mercado EEX para o contrato de referência de dezembro de 2026, atingiram um preço médio de 77,13 €/t no primeiro semestre de 2026. Este preço foi 2,4% inferior à média registada no semestre anterior, de 79,02 €/t. Em comparação com a média de 74,62 €/t do mesmo período de 2025, o preço médio do primeiro semestre de 2026 foi 3,4% superior.
A análise da AleaSoft Energy Forecasting com inteligência artificial para os mercados de energia
Desde 1999, a AleaSoft Energy Forecasting desenvolve modelos de previsão para os mercados de energia europeus, combinando inteligência artificial, estatística, econometria e um conhecimento profundo do setor da energia. Há 27 anos que a IA constitui uma parte central da sua metodologia, permitindo produzir previsões robustas dos preços dos mercados elétricos, da procura de eletricidade, da produção de energias renováveis e de outras variáveis-chave utilizadas na tomada de decisões.
A transição energética está a aumentar a volatilidade dos mercados, a penetração das energias renováveis, a ocorrência de preços zero e negativos, a necessidade de flexibilidade e a importância do armazenamento de energia. Neste contexto, a AleaSoft Energy Forecasting continua a promover o desenvolvimento de ferramentas baseadas em inteligência artificial para analisar mercados, avaliar riscos, otimizar estratégias de compra e venda de energia, estruturar PPA, avaliar investimentos, dimensionar baterias, estimar receitas de sistemas de armazenamento de energia e analisar projetos híbridos de energias renováveis e baterias.
Estas soluções combinam previsões, inteligência artificial e experiência acumulada nos mercados de energia para ajudar as empresas do setor da energia, os investidores, os produtores, os comercializadores, os grandes consumidores e os operadores a tomar decisões mais informadas, com maior rigor e uma visão estratégica da evolução do mercado.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
