AleaSoft Energy Forecasting, 2 de fevereiro de 2026. Na última semana de janeiro, os preços semanais da maioria dos principais mercados elétricos europeus foram ligeiramente superiores aos da semana anterior e situaram-se acima dos 110 €/MWh. Em contrapartida, o mercado ibérico voltou a desacoplar-se, com médias próximas dos 20 €/MWh, favorecidas pela produção eólica e por uma menor demanda de eletricidade. Na Itália, a energia fotovoltaica atingiu a produção mais elevada para um dia de janeiro. Os futuros do gás TTF e do Brent atingiram máximos desde junho e agosto de 2025, respetivamente, enquanto os do CO2 registaram o seu nível mais baixo desde novembro.
Produção solar fotovoltaica e produção eólica
Na semana de 26 de janeiro, a produção solar fotovoltaica aumentou nos mercados da França e da Itália em relação à semana anterior. O mercado italiano registou o maior aumento, de 41%, enquanto o mercado francês encadeou a sua segunda semana consecutiva de aumentos, com um crescimento de 13%. Em contrapartida, os mercados da Península Ibérica e o mercado alemão registaram quedas na geração com esta tecnologia. Portugal e Espanha mantiveram a tendência descendente pela terceira semana consecutiva e registaram quedas de 30% e 34%, respetivamente. O mercado alemão registou a maior queda, de 64%, após mostrar uma tendência ascendente durante as duas semanas anteriores.
Em 27 de janeiro, o mercado italiano atingiu um recorde histórico de produção fotovoltaica para um dia de janeiro, com uma geração de 69 GWh.
Para a semana de 2 de fevereiro, de acordo com as previsões de produção solar da AleaSoft Energy Forecasting, a produção aumentará nos mercados alemão, espanhol e italiano em comparação com a semana anterior.
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.Na última semana de janeiro, a produção eólica aumentou na maioria dos principais mercados europeus em relação à semana anterior. O mercado italiano registou o maior aumento, de 14%, enquanto o mercado português apresentou o menor aumento, de 10%. Ambos os mercados mantiveram a tendência ascendente pela segunda semana consecutiva. No mercado alemão, a geração eólica também aumentou durante a semana, com um aumento de 13%, revertendo a tendência de queda observada nas três semanas anteriores. No mercado espanhol, a produção eólica manteve-se num nível semelhante ao da semana anterior, com uma ligeira descida de 2,5%, enquanto em França a produção com esta tecnologia caiu 32% em relação à semana anterior.
Durante a semana, o mercado italiano atingiu, em 28 de janeiro, a sua terceira maior produção eólica histórica num dia de janeiro, com uma geração de 173 GWh, após os registos dos dias 9 e 10 de janeiro de 2026, de 182 GWh e 188 GWh, respetivamente.
Para a primeira semana de fevereiro, de acordo com as previsões de produção eólica da AleaSoft Energy Forecasting, a produção com esta tecnologia aumentará nos mercados da Alemanha, França e Espanha. No entanto, os mercados de Portugal e Itália registarão quedas.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.Demanda eléctrica
Na semana de 26 de janeiro, a demanda de eletricidade aumentou na maioria dos principais mercados europeus em comparação com a semana anterior. O mercado britânico registou o maior aumento, de 3,7%, após duas semanas de quedas. Os mercados italiano e alemão apresentaram os menores aumentos, de 0,1% e 0,3%, respetivamente, e mantiveram a tendência ascendente pela quinta semana consecutiva em ambos os casos. O mercado francês registou a sua segunda semana consecutiva de crescimento, com um aumento de 1,4%.
Por outro lado, os mercados da Península Ibérica e da Bélgica reduziram a demanda em relação à semana anterior. O mercado belga registou a menor queda, de 0,8%, e acumulou descidas pela terceira semana consecutiva. Os mercados de Espanha e Portugal inverteram a tendência ascendente e registaram quedas de 2,3% e 7,5%, respetivamente, após três semanas consecutivas de aumentos.
Na última semana de janeiro, as temperaturas médias foram menos frias do que na semana anterior na maioria dos mercados analisados. Portugal registou o maior aumento, de 2,2 °C, enquanto a França apresentou o menor aumento, de 0,1 °C. Na Itália, Alemanha e Espanha, as temperaturas médias aumentaram 0,2 °C, 1,6 °C e 2,0 °C, respetivamente. Em contrapartida, na Grã-Bretanha e na Bélgica, as temperaturas médias diminuíram 1,3 °C e 2,0 °C, respetivamente, em comparação com a semana anterior.
Para a primeira semana de fevereiro, de acordo com as previsões de demanda da AleaSoft Energy Forecasting, a demanda aumentará nos mercados da Grã-Bretanha, Bélgica e Espanha. Em contrapartida, os mercados da Alemanha, Portugal, Itália e França registarão quedas na demanda.
Fonte: Preparado pela AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid e ELIA.Mercados elétricos europeus
Durante a última semana de janeiro, os preços na maioria dos mercados elétricos europeus foram ligeiramente superiores aos da segunda metade da semana anterior. Como resultado, os preços médios semanais na maioria dos principais mercados elétricos europeus subiram em relação à semana anterior. As exceções foram o mercado IPEX da Itália e o mercado MIBEL de Espanha e Portugal, com quedas de 4,7%, 64% e 73%, respetivamente. Em contrapartida, o mercado EPEX SPOT da França registou o maior aumento percentual dos preços, de 8,5%. Nos restantes mercados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, os preços subiram entre 1,2% no mercado EPEX SPOT da Alemanha e 7,8% no mercado EPEX SPOT da Bélgica.
Na semana de 26 de janeiro, as médias semanais foram superiores a 110 €/MWh na maioria dos mercados elétricos europeus. As exceções foram os mercados português e espanhol, cujas médias se situaram em 17,25 €/MWh e 23,03 €/MWh, respetivamente. Em contrapartida, o mercado italiano registou a maior média semanal, de 140,74 €/MWh. Nos restantes mercados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, os preços situaram-se entre os 111,50 €/MWh do mercado francês e os 123,31 €/MWh do mercado alemão.
No que diz respeito aos preços diários, na maioria dos mercados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, os preços ultrapassaram os 90 €/MWh durante a última semana de janeiro. A exceção foi o mercado MIBEL, cujos preços diários se mantiveram abaixo dos 40 €/MWh. No domingo, 1 de fevereiro, o mercado português atingiu a média mais baixa da semana entre os mercados analisados, de 1,04 €/MWh. Este foi o seu preço diário mais baixo desde 9 de abril de 2024. No caso do mercado espanhol, no sábado, 31 de janeiro, o preço foi de 5,57 €/MWh, o menor preço diário deste mercado desde 24 de maio de 2025.
Por outro lado, o mercado Nord Pool dos países nórdicos e os mercados alemão, belga, italiano e holandês registaram preços diários superiores a 130 €/MWh em algumas sessões da última semana de janeiro. No mercado italiano, os preços diários ultrapassaram os 145 €/MWh nos primeiros quatro dias da semana. Este mercado atingiu a média diária mais elevada da semana entre os mercados analisados, de 150,97 €/MWh, na terça-feira, 27 de janeiro.
Na semana de 26 de janeiro, o aumento dos preços do gás, o aumento da demanda e a diminuição da produção solar na maioria dos mercados contribuíram para o aumento dos preços nos mercados elétricos europeus. Em França, a queda da produção eólica também favoreceu o aumento dos preços. No entanto, a queda da demanda em Espanha e Portugal levou à descida dos preços no mercado MIBEL. Além disso, em Portugal, a produção eólica aumentou, enquanto em Espanha a produção eólica se manteve em níveis semelhantes aos da semana anterior e a produção hidroelétrica cresceu. No mercado italiano, o aumento da produção eólica e solar também contribuiu para a descida dos preços.
As previsões de preços da AleaSoft Energy Forecasting indicam que, na primeira semana de fevereiro, os preços irão baixar na maioria dos principais mercados elétricos europeus, influenciados pelo aumento da produção eólica e solar na maioria dos mercados, bem como pela diminuição da demanda em alguns casos. No entanto, a queda da produção eólica em Portugal favorecerá o aumento dos preços neste mercado.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados da OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool e GME.Brent, combustíveis e CO2
Os futuros do petróleo Brent para o Front‑Month no mercado ICE registaram o seu preço de fecho mínimo semanal, de 65,59 $/bbl, na segunda-feira, 26 de janeiro. Posteriormente, os preços aumentaram até quinta-feira, 29 de janeiro. Nesse dia, esses futuros atingiram o seu preço de fecho máximo semanal, de 70,71 $/bbl. De acordo com os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, este preço foi o mais alto desde 1 de agosto de 2025. Na sexta-feira, 30 de janeiro, o preço de fecho foi ligeiramente inferior, de 70,69 $/bbl. Este preço foi 7,3% superior ao da sexta-feira anterior.
O receio dos possíveis efeitos sobre o abastecimento mundial de petróleo da crescente tensão entre os Estados Unidos e o Irão provocou o aumento dos preços dos futuros do petróleo Brent na última semana de janeiro. A fraqueza do dólar também contribuiu para o aumento dos preços. Por outro lado, a OPEP+ concordou no domingo, 1 de fevereiro, em manter a pausa nos aumentos de produção no mês de março.
Quanto aos preços de fecho dos futuros de gás TTF no mercado ICE para o Front‑Month, durante a última semana de janeiro, mantiveram-se acima dos 38 €/MWh. Na terça-feira, 27 de janeiro, registaram o seu preço de fecho mínimo semanal, de 38,09 €/MWh. Os preços aumentaram nas sessões seguintes. Como resultado, na quinta-feira, 29 de janeiro, estes futuros atingiram o seu preço de fecho máximo semanal, de 40,11 €/MWh. De acordo com os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, este preço foi o mais alto desde 24 de junho de 2025. Após uma queda de 2,1% em relação ao dia anterior, na sexta-feira, 30 de janeiro, o preço de fecho foi de 39,29 €/MWh, 1,9% inferior ao da sexta-feira anterior.
Na última semana de janeiro, os baixos níveis das reservas europeias, os problemas de abastecimento dos Estados Unidos devido às condições meteorológicas adversas naquele país e o receio dos efeitos sobre o abastecimento das tensões no Médio Oriente fizeram com que os preços de fecho dos futuros do gás TTF ultrapassassem os 38 €/MWh durante toda a semana e atingiram o seu valor mais alto dos últimos meses a 29 de janeiro. No entanto, a recuperação do abastecimento norte-americano contribuiu para a descida dos preços no final da semana.
No que diz respeito aos preços de fecho dos futuros de direitos de emissão de CO2 no mercado EEX para o contrato de referência de dezembro de 2026, estes mantiveram-se abaixo dos 90 €/t durante a última semana de janeiro. Na terça-feira, 27 de janeiro, estes futuros atingiram o seu preço de fecho máximo semanal, de 88,37 €/t. Posteriormente, os preços baixaram. Como consequência, na sexta-feira, 30 de janeiro, esses futuros registraram o seu preço de fechamento mínimo semanal, de 81,26 €/t. De acordo com os dados analisados na AleaSoft Energy Forecasting, esse preço foi 8,1% menor do que o da sexta-feira anterior e o mais baixo desde 1 de novembro de 2025.
Fonte: Preparado pela AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ICE e da EEX.Análise da AleaSoft Energy Forecasting sobre as perspetivas dos mercados de energia na Europa e o armazenamento em baterias
Na quinta-feira, 12 de fevereiro, a AleaSoft Energy Forecasting realizará a 63ª edição da sua série de webinars mensais. Tomás García, Diretor Sénior, Consultoria em Energia e Infraestruturas na JLL, participará pela quinta vez na série de webinars. Os principais temas a serem analisados durante o webinar incluirão a evolução e as perspetivas dos mercados de energia europeus, insights das transações recentes de BESS na Espanha e os principais fatores para a avaliação de projetos BESS stand-alone na Espanha.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.