AleaSoft Energy Forecasting, 3 de fevereiro de 2026. Em janeiro, os preços aumentaram na maioria dos principais mercados elétricos europeus e ficaram acima de 100 €/MWh. Em vários mercados, o preço mensal foi o mais alto desde pelo menos março de 2025. Em contrapartida, no mercado ibérico, os preços caíram e situaram-se em torno de 71 €/MWh. Espanha e Itália registraram recordes históricos de produção eólica mensal, enquanto França e Portugal alcançaram suas maiores produções eólicas para um mês de janeiro. Alemanha, Itália e França alcançaram sua maior produção fotovoltaica para um mês de janeiro. A demanda por eletricidade aumentou. Os futuros do gás TTF atingiram a média mais alta desde julho, os do Brent desde outubro e os de CO2 pelo menos desde janeiro de 2024.
Produção solar fotovoltaica e produção eólica
Em janeiro de 2026, a produção solar fotovoltaica aumentou na maioria dos principais mercados europeus em comparação com o mesmo mês do ano anterior. A Itália registou o maior aumento, de 14%, seguida pela França, com um aumento de 11%, e pela Alemanha, com um aumento de 2,8%. Em contrapartida, no mercado português, a produção fotovoltaica diminuiu 14%, enquanto no mercado espanhol a geração com esta tecnologia foi semelhante à registada em janeiro de 2025.
Em comparação com dezembro de 2025, a produção de energia solar fotovoltaica também aumentou na maioria dos principais mercados elétricos europeus. O mercado francês registou o maior aumento, de 6,1%, seguido pelos aumentos de 4,9% na Alemanha e de 2,6% em Espanha. Em contrapartida, os mercados português e italiano diminuíram a sua produção fotovoltaica em relação a dezembro. O mercado português registou a maior descida, de 11%, enquanto o mercado italiano apresentou uma queda mais moderada, de 1,0%.
Vários dos principais mercados europeus alcançaram recordes históricos de produção de energia solar fotovoltaica para um mês de janeiro. A Alemanha alcançou a maior produção, com 1673 GWh, seguida pela Itália, com 1279 GWh, e pela França, com 1160 GWh.
De acordo com dados da Red Eléctrica, entre janeiro de 2024 e janeiro de 2025, o mercado espanhol adicionou 9301 MW de energia solar fotovoltaica, incluindo o autoconsumo. Durante o mesmo período, o mercado português incorporou 936 MW ao sistema, de acordo com dados da REN.
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.Em janeiro de 2026, a produção eólica aumentou em termos interanuais nos principais mercados elétricos europeus. A Itália registou o maior aumento, de 17%, seguida por Portugal e Espanha, com aumentos de 7,4% e 6,6%, respetivamente. A França apresentou o menor aumento, de 3,1%, enquanto a Alemanha registou um crescimento de 5,6%.
Em comparação com o mês anterior, a produção eólica também aumentou nos principais mercados europeus. A Itália voltou a registar o maior aumento, com 105%, seguida pela Espanha, com 50%, e Portugal, com 43%. A França voltou a apresentar o menor aumento, de 3,1%, enquanto a Alemanha registou um aumento de 6,1%.
Em janeiro de 2026, os mercados espanhol e italiano atingiram recordes históricos de produção eólica, com 7988 GWh e 2989 GWh, respetivamente. Por sua vez, os mercados francês e português alcançaram as suas maiores produções eólicas para um mês de janeiro, com 5905 GWh e 1935 GWh, respetivamente.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.Demanda eléctrica
Em janeiro de 2026, a demanda de eletricidade aumentou na maioria dos principais mercados europeus em relação ao mesmo mês do ano anterior. O mercado português registou o maior aumento, de 8,4%, enquanto o mercado francês apresentou o menor aumento, de 0,7%. Os mercados espanhol, italiano, alemão e belga registaram aumentos que oscilaram entre 3,6% em Espanha e 4,7% na Bélgica. Por outro lado, o mercado britânico registou uma descida interanual de 1,3% na sua demanda.
Em comparação com dezembro de 2025, a demanda aumentou de forma generalizada nos principais mercados europeus analisados. A França registou o maior aumento, de 11%, enquanto a Espanha apresentou o menor, de 4,9%. Os mercados da Itália, Bélgica, Portugal, Grã-Bretanha e Alemanha apresentaram aumentos que oscilaram entre 8,2% na Itália e 9,1% na Alemanha.
As temperaturas médias foram inferiores às do mesmo mês de 2025 em França, Portugal, Itália, Espanha e Alemanha, com descidas que variaram entre 0,4 °C em França e 2,6 °C na Alemanha. Em contrapartida, a Grã-Bretanha e a Bélgica registaram temperaturas médias 0,4 °C e 0,5 °C menos frias, respetivamente.
Em comparação com dezembro de 2025, as temperaturas médias de janeiro ficaram abaixo das do mês anterior em todos os mercados analisados. A Alemanha registou a maior queda, de 3,5 °C, seguida por quedas de 2,4 °C na Bélgica e 2,2 °C na França. Nos restantes mercados, as temperaturas médias baixaram entre 0,8 °C em Portugal e 1,8 °C na Grã-Bretanha e Itália.
Fonte: Preparado pela AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid e ELIA.Mercados elétricos europeus
Em janeiro de 2026, o preço médio mensal na maioria dos principais mercados elétricos europeus foi superior a 100 €/MWh. A exceção foi o mercado MIBEL da Península Ibérica, cujas médias se situaram em 71,19 €/MWh e 71,67 €/MWh para Portugal e Espanha, respetivamente. O mercado IPEX da Itália registou o preço mensal mais elevado, de 132,66 €/MWh. Nos restantes mercados elétricos europeus analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, as médias situaram-se entre os 100,65 €/MWh do mercado EPEX SPOT da França e os 109,93 €/MWh do mercado EPEX SPOT da Alemanha.
Em comparação com o mês de dezembro, os preços médios subiram na maioria dos mercados elétricos europeus analisados pela AleaSoft Energy Forecasting. Os mercados espanhol e português foram as exceções, com quedas de 8,0% e 8,6%, respetivamente. O mercado Nord Pool dos países nórdicos registou o maior aumento percentual dos preços, de 95%. Em contrapartida, os mercados italiano e alemão registaram os menores aumentos, de 15% e 18%, respetivamente. Nos restantes mercados, os preços subiram entre 22% no mercado neerlandês e 46% no mercado francês.
No entanto, ao comparar os preços médios do mês de janeiro com os registados no mesmo mês de 2025, os preços baixaram na maioria dos mercados. O mercado nórdico foi a exceção, com um aumento de 136%. O mercado N2EX do Reino Unido e os mercados espanhol e português registaram as maiores quedas percentuais nos preços, de 23% no primeiro caso e de 26% nos outros dois mercados. Nos restantes mercados, as quedas nos preços situaram-se entre 1,6% no mercado francês e 8,2% no mercado holandês.
Em janeiro, os mercados alemão, francês, italiano, britânico, belga e holandês registraram os preços mais altos desde março de 2025. Por sua vez, o mercado nórdico atingiu a sua maior média desde janeiro de 2023.
O aumento dos preços do gás e dos direitos de emissão de CO2, bem como o aumento da demanda em relação ao mês anterior, favoreceram a subida dos preços nos mercados elétricos europeus no mês de janeiro de 2026. No entanto, o forte aumento da produção eólica e o aumento da produção solar na Península Ibérica contribuíram para a descida dos preços no mercado MIBEL.
Por outro lado, a queda dos preços do gás em relação a janeiro de 2025 e o aumento da produção eólica propiciaram a queda interanual dos preços nos mercados elétricos europeus no primeiro mês de 2026. Além disso, a produção solar aumentou na Alemanha, França e Itália, enquanto a demanda diminuiu no mercado britânico.
Fonte: Preparado pela AleaSoft Energy Forecasting utilizando 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 registraram um preço médio mensal de 64,73 $/bbl no mês de janeiro de 2026. De acordo com os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, esta média mensal foi a mais alta desde outubro de 2025. Este valor foi 5,0% superior ao alcançado pelos futuros Front-Month de dezembro de 2025, de 61,63 $/bbl. Em contrapartida, foi 17% inferior ao correspondente aos futuros Front-Month negociados em janeiro de 2025, de 78,35 $/bbl.
A incerteza em torno da Venezuela e o receio dos efeitos da instabilidade no Médio Oriente sobre o abastecimento de petróleo exerceram uma influência ascendente sobre os preços dos futuros do petróleo Brent em janeiro. O anúncio de novas sanções dos EUA aos países importadores de petróleo russo também contribuiu para o aumento dos preços em relação ao mês anterior. No entanto, a preocupação com o excesso de oferta a nível global continuou a exercer uma influência descendente sobre os preços, cuja média foi inferior à do mesmo mês do ano anterior.
Quanto aos futuros de gás TTF no mercado ICE para o Front‑Month, o valor médio registado durante o mês de janeiro de 2026 foi de 34,14 €/MWh. De acordo com os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, esta foi a maior média mensal desde julho de 2025. Em comparação com a média dos futuros Front‑Month negociados no mês de dezembro de 2025, de 27,62 €/MWh, a média de janeiro subiu 24%. Em comparação com os futuros Front-Month negociados no mês de janeiro de 2025, quando o preço médio foi de 48,32 €/MWh, houve uma descida de 29%.
Em janeiro, as baixas temperaturas e a preocupação com os níveis cada vez mais baixos das reservas europeias exerceram uma influência ascendente sobre os preços dos futuros do gás TTF. A evolução dos preços durante o mês também foi condicionada pelas tensões no Médio Oriente. Além disso, a redução do fornecimento de gás natural liquefeito dos Estados Unidos, causada pelas condições meteorológicas adversas naquele país, também contribuiu para o aumento dos preços em relação ao mês anterior. No entanto, a média mensal ainda foi inferior à de janeiro de 2025.
No que diz respeito aos futuros de direitos de emissão de CO2 no mercado EEX para o contrato de referência de dezembro de 2026, atingiram um preço médio em janeiro de 88,10 €/t. De acordo com os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, esta foi a maior média mensal, pelo menos desde janeiro de 2024. Este preço mensal aumentou 2,0% em relação à média do mês de dezembro de 2025, que foi de 86,36 €/t. Em comparação com a média do mês de janeiro de 2025, que foi de 80,52 €/t, a média de janeiro de 2026 foi 9,4% superior.
Fonte: Preparado pela AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ICE e da EEX.Análise da AleaSoft Energy Forecasting sobre o armazenamento de energia
A divisão AleaStorage da AleaSoft Energy Forecasting é especializada na elaboração de relatórios de previsões para projetos de armazenamento de energia. Os serviços da AleaStorage incluem o cálculo de receitas e rentabilidade, bem como o dimensionamento do armazenamento ideal em sistemas híbridos. A AleaStorage desenvolveu casos de sucesso no cálculo de receitas a longo prazo para baterias autónomas e para sistemas híbridos, principalmente para sistemas de energia fotovoltaica com baterias.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.