AleaSoft Energy Forecasting, 4 de novembro de 2025. Os preços subiram em outubro na maioria dos principais mercados elétricos europeus, ultrapassando os 75 €/MWh e situando-se acima dos níveis de setembro. No mercado ibérico, atingiu-se o preço mensal mais alto desde março. O aumento da demanda de eletricidade e a subida dos preços do CO2, que atingiram a sua média mensal mais elevada desde dezembro de 2023, impulsionaram esta tendência ascendente. Em contrapartida, os futuros do gás e do petróleo Brent caíram para as suas médias mensais mais baixas desde maio de 2024 e março de 2021, respetivamente. Entretanto, a energia fotovoltaica e eólica bateram recordes de produção para um mês de outubro em grande parte dos mercados.
Produção solar fotovoltaica e produção eólica
Em outubro de 2025, a produção solar fotovoltaica aumentou nos principais mercados europeus em comparação com o mesmo mês do ano anterior. Portugal registou o maior aumento, de 56%, seguido pelo aumento de 47% em Espanha. França e Itália apresentaram crescimentos interanuais de 42% e 46%, respetivamente. O mercado alemão registou o menor aumento, de 6,3%.
Em comparação com setembro de 2025, a produção de energia solar fotovoltaica diminuiu em outubro nos principais mercados elétricos europeus, devido à redução das horas de sol e da irradiação solar, algo típico nos meses de outono. Em particular, o mercado alemão registou a maior queda mensal, de 44%, enquanto o mercado francês teve a menor queda, de 16%. Nos mercados de Espanha e Portugal, a produção fotovoltaica diminuiu 22% em ambos os mercados, enquanto na Itália diminuiu 25%.
Os principais mercados europeus registraram recordes históricos de produção solar fotovoltaica para um mês de outubro. A Espanha registou a maior produção, com 3992 GWh, seguida pela Alemanha, com uma geração de 3865 GWh. Itália, França e Portugal registaram produções de 2464 GWh, 2323 GWh e 497 GWh, respetivamente.
O aumento interanual da geração fotovoltaica esteve associado a uma maior capacidade instalada. De acordo com dados da Red Eléctrica, entre outubro de 2024 e outubro de 2025, o mercado espanhol adicionou 6635 MW de potência solar fotovoltaica. Para o mesmo período, o mercado português incorporou 998 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.A produção eólica aumentou em outubro de 2025 na maior parte dos principais mercados europeus em relação a outubro de 2024. A Itália registou o maior aumento, com 72%, enquanto a França e a Alemanha apresentaram crescimentos de 55% e 57%, respetivamente. A Península Ibérica foi a exceção, com quedas de 22% em Espanha e 32% em Portugal.
Em comparação com o mês anterior, a produção eólica também aumentou em grande parte dos principais mercados elétricos da Europa. A Itália registou o maior aumento, de 81%, seguida pelos aumentos de 33% na Alemanha e de 32% na França. Nesta comparação, a Espanha apresentou o menor aumento, de 6,8%. Por outro lado, Portugal registou uma queda de 15%.
Em outubro de 2025, três dos mercados analisados registraram recordes históricos de produção eólica para um mês de outubro. O mercado alemão gerou 16.630 GWh. O mercado francês produziu 5.254 GWh e o mercado italiano registrou 2.351 GWh de produção com essa tecnologia.
De acordo com dados da Red Eléctrica, entre outubro de 2024 e outubro de 2025, o mercado espanhol aumentou a sua capacidade eólica com 1192 MW novos. O mercado português adicionou 39 MW ao sistema no mesmo período, de acordo com dados da REN.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.Demanda eléctrica
Em outubro de 2025, a demanda de eletricidade aumentou na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade em relação ao mesmo mês do ano anterior. O mercado alemão registou o maior aumento, de 3,1%, enquanto o mercado italiano apresentou o menor aumento, de 0,8%. Os mercados português e francês registaram aumentos de 1,5% e 1,8%, respetivamente. Por outro lado, a demanda diminuiu nos mercados de Espanha, Grã-Bretanha e Bélgica em termos interanuais. O mercado espanhol registou a maior descida, de 1,8%, enquanto os mercados britânico e belga apresentaram quedas de 0,6% e 0,3%, respetivamente.
Em comparação com setembro de 2025, a demanda também aumentou na maioria dos principais mercados elétricos europeus. A Grã-Bretanha registou o maior aumento, de 12%, enquanto Portugal apresentou o menor, de 1,7%. Os mercados belga, alemão e francês registaram aumentos que oscilaram entre 2,7% na Bélgica e 7,7% em França. Em contrapartida, nos mercados italiano e espanhol, a demanda diminuiu 4,8% e 5,7%, respetivamente.
As temperaturas médias diminuíram em relação ao mesmo mês de 2024 na Grã-Bretanha, Bélgica, França, Alemanha e Itália, com quedas que variaram entre 0,2 °C na Grã-Bretanha e 2,0 °C na Itália. Em contrapartida, a Península Ibérica registou aumentos de 0,7 °C em Espanha e 1,2 °C em Portugal.
Por outro lado, as temperaturas médias de outubro foram inferiores às do mês anterior em todos os mercados analisados. Portugal registou a menor queda, de 2,0 °C, e a Itália teve a maior queda, de 5,6 °C. Nos restantes mercados, as quedas nas temperaturas médias em relação ao mês anterior situaram-se entre 2,4 °C na Grã-Bretanha e 5,0 °C na Alemanha.
Fonte: Preparado pela AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid e ELIA.Mercados eléctricos europeos
En el mes de octubre de 2025, el precio promedio mensual fue superior a 75 €/MWh en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron el mercado Nord Pool de los países nórdicos y el mercado EPEX SPOT de Francia, con promedios de 39,00 €/MWh y 57,47 €/MWh, respectivamente. El mercado IPEX de Italia registró el precio mensual más alto, de 111,04 €/MWh. En el resto de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los promedios estuvieron entre los 75,07 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Bélgica y los 84,40 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Alemania.
En comparación con el mes de septiembre, los precios promedio subieron en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft Energy Forecasting. El mercado nórdico fue la excepción, con un descenso del 0,9%. Los mercados alemán e italiano registraron los menores aumentos, del 1,1% y el 1,8%, respectivamente. En cambio, el mercado francés alcanzó la mayor subida porcentual de precios, del 65%. En el resto de los mercados, los precios subieron entre el 4,8% del mercado N2EX del Reino Unido y el 25% del mercado MIBEL de Portugal.
Mercados elétricos europeus
Em outubro de 2025, o preço médio mensal foi superior a 75 €/MWh na maioria dos principais mercados elétricos europeus. As exceções foram o mercado Nord Pool dos países nórdicos e o mercado EPEX SPOT da França, com médias de 39,00 €/MWh e 57,47 €/MWh, respetivamente. O mercado IPEX da Itália registou o preço mensal mais alto, de 111,04 €/MWh. Nos restantes mercados elétricos europeus analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, as médias situaram-se entre os 75,07 €/MWh do mercado EPEX SPOT da Bélgica e os 84,40 €/MWh do mercado EPEX SPOT da Alemanha.
Em comparação com o mês de setembro, os preços médios subiram na maioria dos mercados elétricos europeus analisados pela AleaSoft Energy Forecasting. O mercado nórdico foi a exceção, com uma queda de 0,9%. Os mercados alemão e italiano registraram os menores aumentos, de 1,1% e 1,8%, respetivamente. Em contrapartida, o mercado francês registou o maior aumento percentual dos preços, de 65%. Nos restantes mercados, os preços subiram entre 4,8% no mercado N2EX do Reino Unido e 25% no mercado MIBEL de Portugal.
Comparando os preços médios do mês de outubro com os registados no mesmo mês de 2024, os preços baixaram na maioria dos mercados. Os mercados ibérico e nórdico foram as exceções, com aumentos de 10% e 63%, respetivamente. Por outro lado, o mercado britânico registou a maior queda percentual nos preços, de 20%. Nos restantes mercados, as quedas nos preços situaram-se entre 2,0% no mercado alemão e 7,2% no mercado francês.
Os mercados espanhol e português atingiram os seus preços mensais mais elevados desde o mês de março.
Em outubro de 2025, o aumento dos preços dos direitos de emissão de CO2 em relação ao mês anterior, o aumento da demanda na maioria dos mercados e a diminuição da produção solar favoreceram o aumento dos preços nos mercados europeus de eletricidade.
Por outro lado, a queda dos preços do gás e o aumento da produção solar em outubro de 2025 em relação a outubro de 2024 contribuíram para a queda interanual dos preços na maioria dos mercados elétricos europeus. Além disso, a demanda de eletricidade diminuiu em alguns mercados e, nos mercados alemão, francês e italiano, a produção eólica aumentou em relação a outubro de 2024.
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 registraram um preço médio mensal de 63,95 $/bbl no mês de outubro de 2025. De acordo com os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, esta média mensal foi a mais baixa desde março de 2021. Este valor foi 5,4% inferior ao alcançado pelos futuros Front-Month de setembro de 2025, de 67,58 $/bbl. Também foi 15% inferior ao correspondente aos futuros Front-Month negociados em outubro de 2024, de 75,38 $/bbl.
A preocupação com a evolução da demanda, bem como os aumentos na produção da OPEP+, continuaram a exercer uma influência negativa sobre os preços dos futuros do petróleo Brent em outubro. A diminuição da tensão no Médio Oriente e o restabelecimento das exportações de petróleo do Curdistão também contribuíram para a descida dos preços. No entanto, nas últimas semanas do mês, a aprovação de um novo pacote de sanções da União Europeia à Rússia, as sanções dos EUA às empresas petrolíferas russas, o anúncio da intenção de aumentar as reservas estratégicas de petróleo dos EUA, bem como a melhoria nas relações entre a China e os EUA, limitaram a queda na média mensal.
Quanto aos futuros de gás TTF no mercado ICE para o Front‑Month, o valor médio registado durante o mês de outubro de 2025 por esses futuros foi de 31,92 €/MWh. De acordo com os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, esta foi a menor média mensal desde maio de 2024. Em comparação com a média dos futuros Front‑Month negociados no mês de setembro, de 32,33 €/MWh, a média de outubro caiu 1,3%. Em comparação com os futuros Front-Month negociados no mês de outubro de 2024, quando o preço médio foi de 40,42 €/MWh, houve uma descida de 21%.
Em outubro, a oferta abundante e os altos níveis das reservas europeias contribuíram para a queda dos preços dos futuros do gás TTF. No entanto, os danos causados pela guerra nas infraestruturas de gás ucranianas, que podem provocar um aumento das exportações europeias de gás para a Ucrânia durante o inverno, bem como a aprovação pela União Europeia de um pacote de sanções à Rússia, incluindo a proibição de importar gás natural liquefeito russo a partir de 2027, limitaram a descida dos preços. Na última semana do mês, trabalhos de manutenção na Noruega afetaram o fluxo de gás proveniente deste país, o que também contribuiu para diminuir a queda da média mensal.
No que diz respeito aos futuros de direitos de emissão de CO2 no mercado EEX para o contrato de referência de dezembro de 2025, atingiram um preço médio em outubro de 78,55 €/t. De acordo com os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, esta foi a maior média mensal desde dezembro de 2023. O preço mensal de outubro aumentou 3,1% em relação à média do mês de setembro, que foi de 76,20 €/t. Em comparação com a média do mês de outubro de 2024, que foi de 65,94 €/t, a média de outubro de 2025 foi 19% maior.
Fonte: Preparado pela AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ICE e da EEX.Análise da AleaSoft Energy Forecasting sobre as perspetivas do armazenamento de energia
A divisão AleaStorage da AleaSoft Energy Forecasting fornece 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 sistemas híbridos, principalmente para energia fotovoltaica com baterias.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
