AleaSoft Energy Forecasting, 1 de setembro de 2026. Em agosto de 2026, os preços mensais subiram em todos os principais mercados elétricos europeus. A subida dos preços do gás e das licenças de emissão de CO2, juntamente com a descida mensal da produção solar e a menor produção eólica na maioria dos mercados, impulsionou esta tendência. Ainda assim, a produção solar fotovoltaica atingiu máximos históricos para um mês de agosto em todos os mercados analisados, enquanto a Alemanha e a França bateram recordes de produção eólica para este mês.
Produção solar fotovoltaica e produção eólica
Em agosto de 2026, a produção fotovoltaica aumentou nos principais mercados elétricos europeus em comparação com o mesmo mês do ano anterior. A Espanha registou o maior crescimento percentual, com 28%, e Portugal o menor, com 7,8%. Em França, na Alemanha e em Itália, a produção cresceu 20%, 13% e 12%, respetivamente.
Em comparação com julho de 2026, a produção fotovoltaica diminuiu em todos os principais mercados elétricos europeus analisados. Portugal registou a maior queda, com 12%, seguido da França, com uma descida de 11%. Na Alemanha, em Itália e em Espanha, a produção diminuiu 9,1%, 6,1% e 3,7%, respetivamente.
Em agosto de 2026, a produção fotovoltaica mensal atingiu máximos históricos para um mês de agosto em todos os mercados elétricos europeus analisados. A geração situou-se em 10 953 GWh na Alemanha, 7327 GWh em Espanha, 4529 GWh em Itália, 4382 GWh em França e 786 GWh em Portugal.
O crescimento homólogo da capacidade instalada favoreceu estes máximos históricos de produção fotovoltaica. Entre agosto de 2025 e agosto de 2026, a capacidade fotovoltaica instalada em Espanha aumentou aproximadamente 7770 MW, sem incluir o autoconsumo, segundo uma estimativa baseada em dados da Red Eléctrica.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.Em agosto de 2026, a produção eólica aumentou em termos homólogos na Alemanha e em França. A Alemanha registou o maior crescimento, com 31%, enquanto a França teve um aumento de 18%. Em contrapartida, os mercados italiano, espanhol e português registaram descidas na geração eólica. A Itália apresentou a maior queda, de 23%, enquanto em Espanha e em Portugal a produção diminuiu 11% e 10%, respetivamente.
Em comparação com o mês anterior, a produção eólica aumentou em Portugal e em França, 16% e 2,9%, respetivamente. Em contrapartida, a geração eólica diminuiu em Itália, Espanha e Alemanha. A Itália registou a maior queda, de 22%, seguida das descidas de 16% em Espanha e de 6,5% na Alemanha.
Na Alemanha e em França, a produção eólica atingiu máximos históricos para um mês de agosto, com 9371 GWh e 3090 GWh, respetivamente.
Entre agosto de 2025 e agosto de 2026, a capacidade eólica instalada na Espanha peninsular aumentou aproximadamente 353 MW, sem incluir o autoconsumo, segundo uma estimativa baseada em dados da Red Eléctrica.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.Procura de eletricidade
Em agosto de 2026, a procura de eletricidade aumentou em termos homólogos na maioria dos principais mercados elétricos europeus. A Itália registou o maior aumento, de 16,9%, enquanto a Bélgica e a França apresentaram subidas de 3,6% e 3,5%, respetivamente. Em Espanha, na Grã-Bretanha e em Portugal, a procura aumentou 3,2%, 1,2% e 1,0%, respetivamente. Em contrapartida, a procura desceu 2,5% na Alemanha.
Em comparação com julho de 2026, a procura diminuiu na maioria dos principais mercados elétricos europeus analisados, em linha com a sazonalidade típica de agosto. A Itália registou a maior queda, de 11%, seguida da Espanha, com uma descida de 9,0%. Em França, em Portugal e na Alemanha, a procura diminuiu 7,5%, 6,8% e 6,5%, respetivamente, enquanto na Bélgica desceu 0,1%. Em contrapartida, a procura aumentou 1,0% na Grã-Bretanha.
Em agosto de 2026, a procura de eletricidade atingiu máximos históricos para um mês de agosto em Itália e em Portugal, com 28 895 GWh e 4301 GWh, respetivamente.
As temperaturas médias foram mais altas do que as de agosto de 2025 em Itália, França, Alemanha, Bélgica e Grã-Bretanha. A Itália registou o maior aumento, de 2,8°C, seguida da França e da Alemanha, com subidas de 1,7°C em ambos os casos. Na Grã-Bretanha e na Bélgica, as temperaturas aumentaram 0,8°C e 0,2°C, respetivamente. Em contrapartida, as temperaturas médias desceram em Espanha e em Portugal, com quedas de 0,1°C e 0,5°C, respetivamente.
Em comparação com o mês anterior, as temperaturas médias aumentaram em Itália e na Alemanha 0,8°C e 0,2°C, respetivamente. Nos restantes mercados analisados, as temperaturas desceram, com quedas entre 0,4°C em França e 1,1°C na Grã-Bretanha.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid e ELIA.Mercados elétricos europeus
Em agosto de 2026, o preço médio mensal dos mercados elétricos europeus superou os 118 €/MWh na maioria dos principais mercados elétricos europeus. O mercado nórdico foi a exceção, com uma média de 77,02 €/MWh, muito abaixo dos restantes. Em contrapartida, os mercados italiano e britânico registaram os preços mais altos, de 180,00 €/MWh e 149,80 €/MWh, respetivamente. Nos restantes mercados elétricos europeus analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, as médias situaram-se entre os 118,24 €/MWh do mercado espanhol e os 129,32 €/MWh do mercado belga.
Em comparação com julho, os preços médios subiram em todos os mercados elétricos europeus analisados pela AleaSoft Energy Forecasting. O mercado nórdico registou a maior subida percentual dos preços, de 50%. O mercado francês registou a segunda maior subida, de 29%. Nos restantes mercados, os preços subiram entre 13% nos mercados espanhol e português e 20% no mercado alemão.
Comparando os preços médios de agosto com os registados no mesmo mês de 2025, os preços também subiram em todos os mercados elétricos europeus analisados. O mercado francês registou a maior subida percentual, de 126%, seguido do mercado nórdico, com um aumento de 111%. Nos restantes mercados, os aumentos dos preços situaram-se entre 65% nos mercados alemão e italiano e 87% no mercado belga.
Como consequência das subidas dos preços, em agosto de 2026, o mercado italiano atingiu a sua média mais alta desde janeiro de 2023. Os mercados belga, britânico, espanhol, francês e português registaram os seus preços mensais mais elevados desde março de 2023. Os mercados alemão e neerlandês atingiram os seus preços mais altos desde março de 2025. Por sua vez, o preço médio do mercado nórdico foi o mais alto desde março de 2026.
O aumento dos preços do gás e das licenças de emissão de CO2 em relação a julho, juntamente com a descida da produção solar e a menor produção eólica na maioria dos mercados, favoreceu a subida dos preços nos mercados elétricos europeus em comparação com o mês anterior.
Em comparação com o mesmo mês de 2025, a subida dos preços do gás e das licenças de emissão de CO2, o aumento da procura de eletricidade na maioria dos mercados e a descida da produção eólica na Península Ibérica e em Itália impulsionaram os aumentos homólogos dos preços nos mercados elétricos europeus.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados de OMIE, RTE, Nord Pool e GME.Brent, combustíveis e CO2
Os futuros do petróleo Brent para o contrato Front-Month no mercado ICE registaram um preço médio de 88,08 $/bbl em agosto de 2026. Este valor superou em 4,9% o de julho de 2026, quando se situou em 83,97 $/bbl, e foi 31% superior ao de agosto de 2025, quando atingiu os 67,26 $/bbl.
Durante agosto, as tensões entre os Estados Unidos e o Irão em torno do estreito de Ormuz continuaram a afetar a evolução dos preços dos futuros do petróleo Brent. Os ataques cruzados entre os dois países e as perturbações do tráfego de petroleiros através do estreito favoreceram a subida dos preços em relação ao mês anterior.
Quanto aos futuros do gás TTF no mercado ICE para o contrato Front-Month, o preço médio registado em agosto de 2026 foi de 62,14 €/MWh. Este valor foi 15% superior ao de julho de 2026, quando a média se situou em 53,99 €/MWh. Em comparação com agosto de 2025, cujo preço médio foi de 32,70 €/MWh, o aumento atingiu 90%. Além disso, segundo os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, a média de agosto de 2026 foi a mais alta desde fevereiro de 2023.
Em agosto, os baixos níveis das reservas europeias de gás, muito abaixo da média sazonal dos últimos cinco anos, impulsionaram fortemente em alta os preços dos futuros do gás TTF. As tensões no estreito de Ormuz e as suas implicações para o abastecimento de gás natural liquefeito também contribuíram para esta subida. Além disso, a menor produção hidroelétrica e nuclear, devido à seca e às temperaturas elevadas, exigiu um maior recurso às centrais de ciclo combinado, aumentando ainda mais a pressão sobre a procura de gás.
No que diz respeito aos futuros das licenças de emissão de CO2 no mercado EEX para o contrato de referência de dezembro de 2026, o preço médio atingiu os 82,37 €/t em agosto. Este valor foi 1,4% superior ao registado em julho de 2026, de 81,26 €/t, e superou em 12% a média de agosto de 2025, que foi de 73,75 €/t. Segundo os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, em agosto de 2026, o preço médio mensal foi o mais alto desde fevereiro do mesmo ano.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados de ICE e EEX.Análise da AleaSoft Energy Forecasting para o armazenamento de energia
Para alcançar um investimento rentável e bancável, os projetos de armazenamento de energia necessitam de identificar a configuração que maximiza as receitas, antecipar a evolução das oportunidades de arbitragem e da participação nos serviços de balanço, avaliar o impacto que a crescente penetração das baterias terá sobre essas receitas e definir o dimensionamento ótimo para projetos híbridos com energias renováveis. Estas questões são especialmente relevantes tanto em sistemas stand‑alone como em instalações híbridas, como as centrais solares fotovoltaicas ou eólicas com baterias.
Para enfrentar estes desafios nos projetos de armazenamento de energia, as previsões da divisão AleaStorage da AleaSoft Energy Forecasting ajudam a otimizar as receitas, o dimensionamento e a rentabilidade dos sistemas de armazenamento.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.