AleaSoft Energy Forecasting, 7 de julho de 2025. Na primeira semana de julho, os preços nos principais mercados europeus de eletricidade aumentaram em relação à semana anterior. Em 1 de julho, os preços diários ultrapassaram os 110 euros/MWh na maioria dos mercados, com os mercados belga e neerlandês a atingirem um preço de 517,57 euros/MWh às 20:00. O aumento da demanda de eletricidade devido à vaga de calor na Europa fez subir os preços. Em Espanha continental, a 2 de julho, e em Itália, a 4 de julho, foi atingida a demanda diária mais elevada até à data em 2025.
Produção solar fotovoltaica e produção eólica
Na primeira semana de julho, a produção solar fotovoltaica aumentou nos mercados alemão, português e francês em relação à semana anterior, com aumentos de 15%, 13% e 1,8%, respetivamente. Em contrapartida, em Itália e Espanha, a produção semanal desta tecnologia diminuiu 8,7% e 7,3% em cada caso.
Durante a semana, os mercados alemão, italiano, português e francês registaram os valores mais elevados de sempre de produção fotovoltaica para um único dia do mês de julho. Na Alemanha e em Itália, este recorde foi atingido no dia 1 de julho, com 438 GWh e 145 GWh, respetivamente. Em Portugal, a produção de 3 de julho, perto de 29 GWh, foi o valor diário mais elevado para um mês de julho na sua história, enquanto em França o recorde foi batido a 4 de julho, com 165 GWh produzidos.
De acordo com as previsões de produção solar da AleaSoft Energy Forecasting, na semana de 7 de julho, espera-se que a produção solar aumente em Espanha, enquanto se espera que diminua na Alemanha e em Itália, em comparação com a semana anterior.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.Na semana de 30 de junho, a produção de energia eólica aumentou 29% em Espanha, 26% em Portugal e 5,4% em França, face à semana anterior. No entanto, nos mercados italiano e alemão, a produção com esta tecnologia diminuiu, 49% e 46%, respetivamente.
De acordo com as previsões de produção eólica da AleaSoft Energy Forecasting, durante a segunda semana de julho, a produção eólica aumentará na maioria dos principais mercados eléctricos europeus, embora em Espanha se preveja uma diminuição em relação à semana anterior.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.
Demanda de eletricidade
Na primeira semana de julho, a demanda de eletricidade aumentou nos principais mercados europeus em comparação com a semana anterior. Os aumentos variaram entre 0,8% na Alemanha e 6,6% em Espanha. Também se registaram aumentos em Portugal, Bélgica e Itália, com aumentos de 6,1%, 3,9% e 3,8%, respetivamente.
Em termos de valores diários, a Espanha peninsular atingiu a maior demanda de eletricidade até agora em 2025 no dia 2 de julho, com 806 GWh. Em Itália, o valor anual mais elevado até à data foi registado a 4 de julho, com 1137 GWh.
A onda de calor que afectou a Europa durante a primeira semana de julho foi a principal causa do aumento da demanda, uma vez que as temperaturas médias subiram na maioria dos mercados analisados. Os aumentos variaram entre 0,5°C em França e 1,0°C na Bélgica. Em contrapartida, as temperaturas médias na Grã-Bretanha registaram uma descida de 0,4°C em relação à semana anterior.
Para a semana de 7 de julho, as previsões de demanda da AleaSoft Energy Forecasting apontam para um declínio da demanda na maioria dos principais mercados europeus, impulsionado pela queda esperada das temperaturas.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid e ELIA.Mercados europeus de eletricidade
Na primeira semana de julho, os preços médios nos principais mercados europeus de eletricidade aumentaram em relação à semana anterior. O mercado MIBEL, em Portugal e Espanha, e o mercado IPEX , em Itália, registaram os menores aumentos de preços, de 4,4%, 4,5% e 4,7%, respetivamente. Em contrapartida, o mercado EPEX SPOT na Alemanha e na Bélgica registou a maior percentagem de aumento de preços, 43% em ambos os casos. Nos outros mercados analisados no AleaSoft Energy Forecasting, os preços subiram entre 23% no mercado EPEX SPOT em França e no mercado N2EX no Reino Unido e 37% no mercado EPEX SPOT nos Países Baixos.
Na semana de 30 de junho, as médias semanais foram superiores a 75 euros/MWh na maioria dos mercados europeus da eletricidade. A exceção foi o mercado nórdico Nord Pool, que registou uma média de 20,04 €/MWh. O mercado italiano atingiu a média semanal mais elevada de 122,82 €/MWh. Nos restantes mercados analisados no AleaSoft Energy Forecasting, os preços variaram entre 75,50 €/MWh no mercado francês e 94,03 €/MWh no mercado belga.
Em termos de preços diários, na quinta-feira, 3 de julho, o mercado nórdico atingiu a média mais baixa da semana entre os mercados analisados, com 9,98 €/MWh. Em contrapartida, a maioria dos principais mercados europeus de eletricidade atingiu preços diários superiores a 100 €/MWh em várias ocasiões durante a primeira semana de julho. Na terça-feira, 1 de julho, os preços diários ultrapassaram os 110 euros/MWh nos principais mercados europeus da eletricidade, com exceção do mercado nórdico. Nesse dia, o mercado belga atingiu a média diária mais elevada da semana, com 151,71 euros/MWh. Este foi o preço diário mais elevado desde 15 de fevereiro.
Em termos de preços horários, os mercados alemão, belga e neerlandês registaram preços horários superiores a 450 euros/MWh na terça-feira, 1 de julho. Nesse dia, das 20:00 às 21:00 horas, os mercados belga e neerlandês atingiram o preço horário mais elevado da semana, com 517,57 euros/MWh. No caso do mercado neerlandês, este foi o seu preço mais elevado desde 21 de janeiro, enquanto no caso do mercado belga, este foi o seu preço mais elevado desde 13 de dezembro de 2024.
Na semana de 30 de junho, o aumento da demanda, bem como a queda da produção de energia eólica em mercados como a Alemanha e a Itália, conduziram a preços mais elevados nos mercados europeus de eletricidade. Além disso, a produção solar caiu em Espanha e Itália.
As previsões de preços da AleaSoft Energy Forecasting indicam que, na segunda semana de julho, os preços cairão na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade, influenciados pela diminuição da demanda e pelo aumento da produção de energia eólica na maioria dos mercados.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados do OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool e GME.Brent, combustíveis e CO2
Os futuros do petróleo bruto Brent para o Front-Month no mercado ICE iniciaram a primeira semana de julho com descidas de preços. Na terça-feira, dia 1 de julho, estes futuros registaram o seu mínimo semanal de fecho de $67,11/bbl. No entanto, após uma subida de 3,0% em relação ao dia anterior, no dia 2 de julho, atingiram o seu máximo semanal de fecho de $69,11/bbl. Posteriormente, os preços voltaram a descer. Assim, na sexta-feira, 4 de julho, o preço de fecho foi de $68,30/bbl. De acordo com os dados analisados no AleaSoft Energy Forecasting, este preço era ainda 0,8% superior ao da sexta-feira anterior.
As expectativas de um novo aumento da produção da OPEP+ influenciaram em baixa os preços dos futuros do petróleo Brent durante a primeira semana de julho. Em 2 de julho, os preços subiram na sequência da suspensão da cooperação do Irão com a Agência Internacional da Energia Atómica. No entanto, o aumento das existências de petróleo nos EUA contribuiu para uma nova descida dos preços. Finalmente, no sábado, 5 de julho, a OPEP+ decidiu um aumento da produção de 548 000 bpd a partir de agosto.
Quanto aos futuros do gás TTF no mercado ICE Front-Month, na segunda-feira, 30 de junho, registaram o seu mínimo semanal de fecho de 33,18 €/MWh. Após uma subida de 2,3% no dia anterior, na terça-feira, 1 de julho, estes futuros atingiram o seu máximo semanal de fecho de 33,95 €/MWh. Nas restantes sessões da primeira semana de julho, os preços de fecho foram ligeiramente inferiores, mas mantiveram-se acima dos 33 €/MWh. Na sexta-feira, 4 de julho, o preço de fecho foi de 33,47 €/MWh. De acordo com os dados analisados no AleaSoft Energy Forecasting, este preço era 1,2% superior ao da sexta-feira anterior.
A oferta abundante e as perspectivas de menor consumo para a produção de eletricidade na segunda semana de julho, devido à descida prevista das temperaturas e ao aumento da produção de energia eólica, contribuíram para manter os preços dos futuros do gás TTF abaixo dos 34 €/MWh durante a primeira semana de julho.
Quanto aos futuros de CO2 no mercado EEX para o contrato de referência de dezembro de 2025, registaram o seu preço semanal de fecho mais baixo, de 68,97 €/t, na segunda-feira, 30 de junho. De acordo com os dados analisados no AleaSoft Energy Forecasting, este preço foi o mais baixo desde 6 de maio. Posteriormente, os preços aumentaram e mantiveram-se acima dos 70 €/t durante o resto da semana. Na quinta-feira, 3 de julho, estes futuros atingiram o seu preço de fecho semanal mais elevado de 72,08 euros/t. Na sexta-feira, 4 de julho, registou-se uma ligeira descida de preços e o preço de fecho foi de 71,67 €/t. No entanto, este preço era ainda 1,0% superior ao da sexta-feira anterior.
Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ICE e EEX.Análise da AleaSoft Energy Forecasting sobre as perspectivas dos mercados europeus de energia, armazenamento e financiamento de projectos
Na quinta-feira, 10 de julho, AleaSoft Energy Forecasting realizará o 57º webinar da sua série mensal de webinars. Nesta ocasião, o webinar analisará a evolução e as perspectivas dos mercados energéticos europeus, bem como a situação atual e as perspectivas dos CAE, centrando-se na visão dos grandes consumidores. Abordará também as perspectivas do armazenamento de energia e o pedido de ajuda do IDAE para o armazenamento de energia.
Na mesa redonda de análise, os oradores convidados serão Pedro González, Diretor-Geral da AEGE, e Roger Font, Diretor-Geral de Project Finance Energy do Banco Sabadell. Pedro González apresentará a perspetiva dos grandes consumidores de eletricidade intensiva, enquanto Roger Font abordará os desafios e as oportunidades do financiamento de projectos de energias renováveis e de armazenamento no atual contexto do mercado.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.