AleaSoft Energy Forecasting, 19 de janeiro de 2026. Na terceira semana de janeiro, os preços dos principais mercados elétricos europeus registaram uma tendência ascendente e a maioria ultrapassou os 100 €/MWh de média semanal, embora em muitos casos tenham sido inferiores aos da semana anterior. A 17 de janeiro, o mercado ibérico registou o seu preço diário mais alto desde fevereiro de 2025. Durante a semana, os futuros do gás TTF atingiram o seu preço de fecho mais alto desde junho, os do CO2 desde, pelo menos, o final de 2023 e os do Brent desde o início de outubro. A demanda de eletricidade aumentou na maioria dos mercados, enquanto a produção renovável diminuiu.
Produção solar fotovoltaica e produção eólica
Na terceira semana de janeiro, a produção solar fotovoltaica aumentou nos mercados da Alemanha e Itália em relação à semana anterior. O mercado alemão registou o maior aumento, de 77%, após duas semanas de quedas, enquanto no mercado italiano o aumento foi de 7,1%. Em contrapartida, os mercados da Península Ibérica e o mercado francês registaram quedas na geração com esta tecnologia. Espanha e Portugal registaram quedas de 13% e 23%, respetivamente, enquanto a França acumulou a sua segunda semana consecutiva de quedas, com uma descida de 14%.
Para a semana de 19 de janeiro, de acordo com as previsões de produção solar da AleaSoft Energy Forecasting, a produção aumentará nos mercados alemão e espanhol em comparação com a semana anterior. Por outro lado, no mercado italiano, a geração solar diminuirá.
Fonte: Preparado pela AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.
Fonte: Preparado pela AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.Na semana de 12 de janeiro, a produção eólica diminuiu nos principais mercados europeus em relação à semana anterior. O mercado italiano registou a maior queda, de 56%, após quatro semanas consecutivas de crescimento. Em seguida, o mercado espanhol registou uma queda de 52% na produção com esta tecnologia. Os mercados francês e português registaram quedas de 11% e 20%, respetivamente. O mercado alemão registou a menor queda, de 2,5%, e continuou a tendência decrescente pela segunda semana consecutiva.
Para a penúltima semana de janeiro, de acordo com as previsões de produção eólica da AleaSoft Energy Forecasting, a produção com esta tecnologia aumentará nos mercados da Península Ibérica e da Itália. No entanto, prevê-se que diminua nos mercados da França e da Alemanha, continuando com a tendência de queda da semana anterior.
Fonte: Preparado pela AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, REE e TERNA.Demanda eléctrica
Na semana de 12 de janeiro, a demanda de eletricidade aumentou na maioria dos principais mercados europeus em comparação com a semana anterior. O mercado italiano registou o maior aumento, de 6,8%, seguido pelo aumento de 5,0% no mercado espanhol. O mercado português apresentou o menor aumento, de 1,7%, enquanto no mercado alemão o aumento foi de 2,0%. Os mercados italiano e alemão registraram sua terceira semana consecutiva de crescimento, enquanto os mercados da Península Ibérica acumularam aumentos pela segunda semana consecutiva.
A recuperação da atividade laboral após o feriado de 6 de janeiro, Epifania do Senhor, celebrado na Espanha, Itália e algumas regiões da Alemanha, impulsionou o aumento da demanda nesses mercados.
Por outro lado, os mercados da Bélgica, Grã-Bretanha e França registaram quedas na demanda em relação à semana anterior. O mercado belga apresentou a menor queda, de 6,7%, enquanto o mercado francês registou a maior queda, de 18%. Na Grã-Bretanha, a demanda caiu 7,0%.
Durante a semana, as temperaturas médias foram menos frias do que na semana anterior nos mercados analisados. Os aumentos variaram entre 1,1 °C em Portugal e 9,0 °C na Bélgica.
Para a semana de 19 de janeiro, de acordo com as previsões de demanda da AleaSoft Energy Forecasting, a demanda aumentará nos mercados da Grã-Bretanha, França, Alemanha, Bélgica e Espanha. Em contrapartida, os mercados de Portugal e Itália registarão um declínio na demanda.
Fonte: Preparado pela AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid e ELIA.Mercados elétricos europeus
Os preços registaram uma tendência ascendente na maioria dos principais mercados elétricos europeus durante a terceira semana de janeiro, mas mantiveram-se abaixo dos valores atingidos nos primeiros dias da semana anterior na maioria dos casos. Como resultado, na terceira semana do ano, os preços médios semanais da maioria dos principais mercados elétricos europeus baixaram em relação à semana anterior. As exceções foram o mercado EPEX SPOT da França, o mercado IPEX da Itália e o mercado MIBEL de Espanha e Portugal, com aumentos de 2,1%, 14%, 40% e 41%, respetivamente. Em contrapartida, o mercado Nord Pool dos países nórdicos registou a maior queda percentual dos preços, de 11%. Nos restantes mercados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, os preços baixaram entre 1,5% no mercado EPEX SPOT da Bélgica e 4,6% no mercado EPEX SPOT dos Países Baixos.
Na semana de 12 de janeiro, as médias semanais foram superiores a 100 €/MWh na maioria dos mercados elétricos europeus. A exceção foi o mercado nórdico, cuja média foi de 91,43 €/MWh. O mercado italiano registou a maior média semanal, de 136,13 €/MWh. Nos restantes mercados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, os preços situaram-se entre os 103,23 €/MWh do mercado francês e os 110,43 €/MWh do mercado português.
No que diz respeito aos preços diários, na sexta-feira, 16 de janeiro, o mercado nórdico atingiu a média mais baixa da semana entre os mercados analisados, de 80,16 €/MWh. Na terceira semana de janeiro, também se registaram alguns preços diários inferiores a 90 €/MWh no mercado N2EX do Reino Unido e nos mercados espanhol, francês, neerlandês e português.
Por outro lado, todos os mercados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting registraram preços diários superiores a 100 €/MWh em alguma sessão da terceira semana de janeiro. No mercado alemão, os preços diários ultrapassaram os 100 €/MWh durante toda a semana, enquanto no mercado italiano ultrapassaram os 125 €/MWh. O mercado italiano atingiu a média diária mais elevada da semana entre os mercados analisados, de 144,98 €/MWh, na quinta-feira, 15 de janeiro. No caso do mercado ibérico, em 17 de janeiro, o preço foi de 127,24 €/MWh, o preço diário mais alto desde 18 de fevereiro de 2025.
Na semana de 12 de janeiro, o aumento significativo da produção solar na Alemanha e a diminuição da demanda nos mercados belga, britânico e holandês contribuíram para a descida dos preços nesses mercados. No entanto, o aumento dos preços do gás e dos direitos de emissão de CO2, bem como a queda na produção eólica, contribuíram para os aumentos de preços nos mercados espanhol, francês, italiano e português. O aumento da demanda em Espanha, Itália e Portugal, bem como a queda na produção solar nos mercados espanhol, francês e português, também contribuíram para os aumentos de preços.
As previsões de preços da AleaSoft Energy Forecasting indicam que, na quarta semana de janeiro, os preços subirão na maioria dos principais mercados elétricos europeus, influenciados pelo aumento da demanda, pela queda da produção eólica na Alemanha e na França, bem como pela diminuição da produção solar na Itália. No entanto, o aumento da produção solar em Espanha e o aumento da produção eólica na Península Ibérica favorecerão a descida dos preços no mercado MIBEL.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados da OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool e GME.Brent, combustíveis e CO2
Os preços de fecho dos futuros do petróleo Brent para o Front‑Month no mercado ICE continuaram a tendência ascendente iniciada no final da semana anterior até 14 de janeiro. Nesse dia, esses futuros atingiram o seu preço de fecho máximo semanal, de 66,52 $/bbl. De acordo com os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, este preço foi o mais alto desde 1 de outubro de 2025. No entanto, após uma queda de 4,1% em relação ao dia anterior, na quinta-feira, 15 de janeiro, esses futuros registraram seu preço de fechamento mínimo semanal, de US$ 63,76/bbl. Na sexta-feira, 16 de janeiro, o preço de fecho foi ligeiramente superior, de 64,13 $/bbl. Este preço foi 1,2% superior ao da sexta-feira anterior.
As preocupações com os efeitos da instabilidade no Irão sobre o abastecimento de petróleo provocaram o aumento dos preços dos futuros do petróleo Brent na terceira semana de janeiro. No entanto, as declarações do presidente norte-americano atenuaram os receios de possíveis ações militares e a diminuição da tensão no Médio Oriente contribuiu para a queda dos preços registada na quinta-feira, 15 de janeiro.
Quanto aos preços dos futuros do gás TTF no mercado ICE para o Front‑Month, eles aumentaram durante a terceira semana de janeiro. Na segunda-feira, dia 12, registaram o seu preço de fecho mínimo semanal, de 30,25 €/MWh, enquanto na sexta-feira, dia 16, atingiram o seu preço de fecho máximo semanal, de 36,88 €/MWh. De acordo com os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, este preço foi 30% superior ao da sexta-feira anterior e o mais alto desde 24 de junho de 2025.
As previsões de temperaturas mais baixas no final de janeiro e os baixos níveis das reservas europeias, atualmente em torno de 50%, levaram ao aumento dos preços dos futuros do gás TTF na terceira semana de janeiro. Os impactos nas exportações americanas de gás natural liquefeito, a preocupação com os efeitos da instabilidade no Irão sobre o abastecimento, bem como as expectativas de uma maior demanda asiática associada a uma onda de frio, também exerceram influência sobre a subida dos preços.
No que diz respeito aos futuros de direitos de emissão de CO2 no mercado EEX para o contrato de referência de dezembro de 2026, na segunda-feira, 12 de janeiro, registaram o seu preço de fecho mínimo semanal, de 90,11 €/t. Este preço já era 0,6% superior ao da última sessão da semana anterior e a tendência ascendente continuou até quinta-feira, 15 de janeiro. Nesse dia, estes futuros atingiram o seu preço de fecho máximo semanal, de 92,24 €/t. De acordo com os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, este preço foi o mais alto desde, pelo menos, 29 de dezembro de 2023. Na sexta-feira, 16 de janeiro, o preço de fecho foi ligeiramente inferior, de 92,04 €/t, mas ainda assim 2,8% superior ao da sexta-feira anterior.
Fonte: Preparado pela AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ICE e da EEX.Análise da AleaSoft Energy Forecasting sobre as perspetivas dos mercados europeus de energia, armazenamento e demanda
Na quinta-feira, 15 de janeiro, ocorreu a 62ª edição da série de webinars mensais da AleaSoft Energy Forecasting. Neste webinar, participaram palestrantes convidados da PwC Spain pelo sexto ano consecutivo. Os principais temas analisados durante o webinar foram as perspetivas dos mercados de energia europeus, o armazenamento de energia e a hibridização, o crescimento da demanda de eletricidade com os Data Centers e a eletrificação da indústria, o estado atual da regulamentação em torno dos PPA e das renováveis, bem como a evolução dos PPA virtuais e dos FPA (Flexibility Purchase Agreements).
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.