AleaSoft Energy Forecasting, 21 de agosto de 2026. As ondas de calor deste verão estão a afetar simultaneamente diferentes sistemas elétricos europeus, embora através de canais distintos. Aumentam a procura de eletricidade associada ao arrefecimento, limitam a disponibilidade da produção e aumentam a volatilidade dos preços. Os episódios registados em Espanha, França, Itália, Roménia e Hungria mostram por que razão antecipar estes riscos exige uma visão de conjunto dos mercados europeus de eletricidade.
O calor extremo já não é uma anomalia
Desde o final de junho, Espanha registou vários episódios de temperaturas excecionalmente elevadas. Junho foi o segundo mês mais quente da série histórica, com uma temperatura 3,2 °C acima da média. Em julho, a temperatura média foi de 25,7 °C, 2,6 °C acima do normal, e foi, juntamente com julho de 2022, o mês mais quente de que há registo em Espanha, segundo dados da AEMET.
As consequências vão muito além dos recordes meteorológicos. No início de agosto, o sistema MoMo, gerido pelo Instituto de Saúde Carlos III, estimava cerca de 3450 mortes atribuíveis às temperaturas elevadas desde junho, mais de 2000 das quais apenas em julho.
O fenómeno tem uma dimensão europeia. A Organização Mundial da Saúde considera as ondas de calor de 2026 um risco significativo para a saúde pública na Europa e alerta que os episódios extremos estão a tornar-se mais frequentes, intensos e prolongados.
Um fenómeno, efeitos diferentes consoante o sistema elétrico
O calor extremo está também a testar a produção de eletricidade, mas os seus efeitos dependem das características de cada sistema.
Em França, as temperaturas elevadas da água dos rios e, em alguns casos, os caudais reduzidos obrigaram à adaptação da produção de várias centrais nucleares durante o verão. Os reatores de Bugey, Golfech, Tricastin, Chooz e Saint-Alban reduziram a produção ou foram temporariamente desligados para cumprir os limites ambientais relacionados com a temperatura da água utilizada para o arrefecimento.
No sudeste da Europa, o problema foi particularmente visível no Danúbio. Na Roménia, a Nuclearelectrica iniciou o desligamento controlado da unidade 2 da central de Cernavodă em 13 de agosto, em resposta à descida significativa e contínua do nível do rio.
Na Hungria, a central nuclear de Paks reduziu drasticamente a produção devido aos níveis excecionalmente baixos da água do Danúbio. As autoridades adotaram medidas extraordinárias para manter água suficiente disponível para o arrefecimento e evitar um desligamento completo.
A Itália mostra outro lado do mesmo fenómeno. Segundo dados da TERNA, o operador do sistema italiano, a procura de eletricidade atingiu 32,5 TWh em julho, o valor mais elevado de que há registo para esse mês e 8,3% acima de julho de 2025. Em 15 de julho, a procura atingiu também o pico anual, cerca de 58 GW. A Terna atribuiu grande parte deste aumento às temperaturas excecionalmente elevadas.
Mais procura, menos margem e preços mais voláteis
Quando o calor aumenta simultaneamente a procura e reduz ou restringe a disponibilidade de determinadas tecnologias, o efeito pode transmitir-se rapidamente aos mercados de eletricidade.
Em Espanha, o preço médio do mercado day-ahead atingiu 104,75 €/MWh em julho, 51% acima de junho e 50% acima de julho de 2025. Em 23 de julho, no auge da onda de calor, o preço ultrapassou 255 €/MWh na hora entre as 21:00 e as 22:00.
As ondas de calor coincidem frequentemente com episódios de vento fraco, um fenómeno conhecido como heatflaute. O seu efeito é especialmente visível ao fim da tarde e no início da noite, quando a produção solar desaparece enquanto a procura de arrefecimento continua elevada, ampliando a volatilidade dos preços intradiários. O episódio de 23 de julho em Espanha, com a hora entre as 21:00 e as 22:00 acima de 255 €/MWh, segue exatamente esse padrão.
O calor não foi o único fator. O aumento dos preços do gás, num contexto marcado pela crise no estreito de Ormuz, também contribuiu para o aumento dos preços.
A pressão não se limitou ao mercado ibérico. Em 17 de agosto, o preço day-ahead em França atingiu 177,35 €/MWh, o nível mais elevado do ano até à data, enquanto a Alemanha registou 176,73 €/MWh, o seu terceiro preço mais elevado de 2026. O episódio ocorreu num verão marcado por restrições recorrentes da produção nuclear em França e por episódios de baixa produção eólica na Alemanha, dois fatores que já tinham feito subir os preços em dias anteriores do mesmo mês.
Estes episódios mostram que uma onda de calor pode alterar simultaneamente vários elementos do sistema: procura, disponibilidade da produção, trocas transfronteiriças de energia e preços.
O calor não afeta todos os mercados da mesma forma
Os mercados europeus de eletricidade estão interligados, mas não reagem da mesma forma a um episódio de temperaturas extremas.
O mix de produção, a disponibilidade das interligações, a sensibilidade da procura à temperatura, a produção renovável, a disponibilidade de água e as restrições ambientais determinam a forma como o impacto é transmitido em cada país.
É por isso que o mesmo episódio pode traduzir-se num recorde de procura em Itália, em restrições à produção nuclear em França, na Roménia ou na Hungria e em fortes oscilações dos preços em Espanha, França ou Alemanha.
A heatflaute de verão e o seu equivalente de inverno, a dunkelflaute, estão a tornar-se um desafio recorrente para o sistema elétrico europeu: o peso das energias renováveis dependentes das condições meteorológicas é fundamental quando os padrões climáticos se tornam mais extremos e difíceis de prever.
Para as empresas que operam em mais do que um mercado ou que estão expostas a vários mercados, analisar cada país isoladamente proporciona uma visão incompleta. A evolução de um mercado pode afetar as trocas, a disponibilidade da produção e os preços nos mercados vizinhos.
Previsões para antecipar cenários nos mercados europeus
Neste contexto, as previsões de curto e médio prazo permitem antecipar como os episódios meteorológicos extremos podem repercutir-se na procura, na produção renovável e nos preços em cada mercado.
AleaBlue, a divisão da AleaSoft Energy Forecasting especializada em previsões de curto e médio prazo, fornece previsões horárias destas variáveis para os principais mercados europeus de eletricidade.
A utilização de um quadro analítico coerente entre países permite comparar a evolução esperada dos mercados e identificar onde se poderão concentrar os maiores riscos e oportunidades. Isto é especialmente relevante para traders, comercializadores de energia, produtores e grandes consumidores com atividade ou exposição em diferentes países.
Antecipação perante um risco cada vez mais frequente
O calor extremo já não é apenas um fenómeno meteorológico. É também um desafio para a saúde, as infraestruturas e os sistemas energéticos.
A adaptação exige o reforço das redes, do armazenamento de energia, da flexibilidade da procura, das interligações e da resiliência das instalações de produção, enquanto a eletrificação e a descarbonização continuam a avançar.
Previsões melhores não impedem uma onda de calor, mas permitem preparar melhor os sistemas elétricos, as empresas e os serviços essenciais. Quanto mais frequentes e intensos forem estes episódios, maior será o valor de antecipar como afetarão cada mercado e como irão interagir os diferentes sistemas elétricos europeus.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting