AleaSoft Energy Forecasting,9 de fevereiro de 2026. No início da primeira semana de fevereiro, os preços da maioria dos mercados elétricos europeus caíram e, apesar de uma ligeira recuperação na segunda metade da semana em alguns casos, as médias semanais caíram em relação à semana anterior. Mesmo assim, na maioria dos mercados, os preços mantiveram-se acima dos 100 €/MWh, com exceção de Portugal, Espanha e França. O mercado ibérico voltou a desacoplar-se, com preços significativamente mais baixos durante a semana. A produção solar aumentou nos principais mercados e a eólica atingiu um recorde de produção para um dia de fevereiro em Itália, enquanto a demanda de eletricidade diminuiu na maioria dos mercados. Os futuros de CO2 registaram o seu nível mais baixo desde outubro de 2025.
Produção solar fotovoltaica e produção eólica
Na semana de 2 de fevereiro, a produção solar fotovoltaica aumentou nos principais mercados elétricos europeus em comparação com a semana anterior. O mercado alemão registou o maior aumento, de 77%, invertendo a tendência descendente da semana anterior. No mercado francês, a produção fotovoltaica continuou a aumentar pela terceira semana consecutiva, com um aumento de 25%. No mercado italiano, a produção com esta tecnologia aumentou pela segunda semana consecutiva, neste caso 7,5%. Por último, após três semanas de descidas, a Península Ibérica registou um aumento da produção solar de 6,8%, com subidas de 10% em Portugal e de 6,4% em Espanha.
Os mercados italiano e francês registraram níveis de produção fotovoltaica diária que não eram alcançados desde novembro. Na quinta-feira, 5 de fevereiro, o mercado italiano gerou 69 GWh de energia solar, um nível não registrado desde 12 de novembro. Dois dias depois, o mercado francês atingiu uma produção de 66 GWh, valor não observado desde 4 de novembro.
Durante a semana de 9 de fevereiro, de acordo com as previsões de produção solar da AleaSoft Energy Forecasting, a produção fotovoltaica aumentará nos mercados alemão, italiano e espanhol.
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.Na semana de 2 de fevereiro, a produção eólica evoluiu de forma desigual entre os principais mercados europeus. O mercado francês registou o maior aumento, de 30%, invertendo a tendência negativa da semana anterior. No mercado italiano, a produção eólica aumentou pela terceira semana consecutiva, desta vez em 11%. Em contrapartida, os mercados da Península Ibérica e da Alemanha apresentaram a tendência oposta. O mercado espanhol registou uma queda de 11%, prolongando a tendência de descida da semana anterior. Por seu lado, os mercados alemão e português inverteram a tendência positiva da semana anterior, com descidas de 2,7% e 0,2%, respetivamente.
O mercado italiano registou um novo recorde histórico de produção eólica para um dia de fevereiro, ao gerar 174 GWh na sexta-feira, 6 de fevereiro.
Na semana de 9 de fevereiro, de acordo com as previsões de produção eólica da AleaSoft Energy Forecasting, a produção com esta tecnologia aumentará nos mercados espanhol e francês. Por outro lado, espera-se que diminua nos mercados italiano, alemão e português.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.Demanda eléctrica
Na semana de 2 de fevereiro, a demanda de eletricidade diminuiu na maioria dos principais mercados europeus em comparação com a semana anterior. O mercado francês registou a maior queda, de 6,6%, invertendo a tendência positiva das duas semanas anteriores. Seguiu-se o mercado belga, com uma descida de 2,2%, continuando a tendência negativa das três semanas anteriores. Nos mercados italiano e alemão, após cinco semanas de subidas, a demanda caiu 1,7% e 1,4%, respetivamente. O mercado espanhol, com uma descida de 1,4%, voltou a registar uma queda após o recuo da semana anterior. Por último, o mercado britânico registou uma descida de 0,9%. Em contrapartida, no mercado português, a demanda aumentou 1,8%, após a descida da semana anterior.
Ao mesmo tempo, as temperaturas médias foram menos frias do que na semana anterior na maioria dos mercados analisados, com aumentos que variaram entre 0,6 °C na Alemanha e 4,0 °C na Bélgica. No entanto, as temperaturas médias diminuíram 0,5 °C em Portugal e 0,1 °C em Espanha.
Para a semana de 9 de fevereiro, de acordo com as previsões de demanda da AleaSoft Energy Forecasting, a tendência negativa continuará e a demanda diminuirá nos mercados alemão, francês, italiano e espanhol. Por outro lado, a procur aumentará nos mercados português, britânico e belga.
Fonte: Preparado pela AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid e ELIA.Mercados elétricos europeus
No início da primeira semana de fevereiro, os preços na maioria dos mercados europeus de eletricidade caíram. Embora na segunda metade da semana os preços tenham recuperado ligeiramente em alguns casos, os preços médios semanais nos principais mercados europeus de eletricidade caíram em relação à semana anterior. O mercado IPEX da Itália e o mercado Nord Pool dos países nórdicos registaram as menores quedas, de 8,9% e 9,0%, respetivamente. Em contrapartida, o mercado MIBEL de Espanha e Portugal registou as maiores quedas percentuais nos preços, de 43% e 74%, respetivamente. Nos restantes mercados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, os preços baixaram entre 13% no mercado EPEX SPOT da Alemanha e 28% no mercado EPEX SPOT da França.
Na semana de 2 de fevereiro, apesar das quedas nos preços, as médias semanais ficaram acima de 100 €/MWh na maioria dos mercados elétricos europeus. As exceções foram os mercados português, espanhol e francês, cujas médias foram de 4,56 €/MWh, 13,18 €/MWh e 80,63 €/MWh, respetivamente. Em contrapartida, o mercado italiano registou a maior média semanal, de 128,15 €/MWh. Nos restantes mercados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, os preços situaram-se entre os 101,82 €/MWh do mercado belga e os 110,86 €/MWh do mercado nórdico.
No que diz respeito aos preços diários, na maioria dos mercados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, os preços mantiveram-se acima dos 90 €/MWh durante a primeira semana de fevereiro. As exceções foram os mercados espanhol, francês e português. Em Portugal, os preços ficaram abaixo dos 10 €/MWh durante quase toda a semana. No sábado, 7 de fevereiro, o mercado português atingiu a média mais baixa da semana entre os mercados analisados, de 0,54 €/MWh. Este foi o seu preço diário mais baixo desde 9 de abril de 2024. Os preços do mercado espanhol também se mantiveram abaixo dos 10 €/MWh na segunda metade da primeira semana de fevereiro.
Por outro lado, os mercados alemão, italiano, holandês e nórdico registaram preços diários superiores a 115 €/MWh em algumas sessões da primeira semana de fevereiro. No mercado italiano, os preços diários ultrapassaram os 135 €/MWh nos três primeiros dias da semana. Este mercado atingiu a média diária mais elevada da semana entre os mercados analisados, de 140,36 €/MWh, na segunda-feira, 2 de fevereiro.
Na semana de 2 de fevereiro, a queda nos preços do gás e dos direitos de emissão de CO2, o aumento da produção solar e a diminuição da demanda na maioria dos mercados contribuíram para a queda dos preços nos mercados elétricos europeus. Em França e Itália, o aumento da produção eólica também favoreceu a queda dos preços.
As previsões de preços da AleaSoft Energy Forecasting indicam que, na segunda semana de fevereiro, os preços aumentarão na maioria dos principais mercados elétricos europeus, influenciados pela queda na produção eólica, bem como pelo aumento da demanda em alguns casos. No entanto, o aumento da produção eólica e a diminuição da demanda em Espanha e França favorecerão a descida dos preços nestes mercados.
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 mantiveram-se abaixo dos 70 $/bbl durante a primeira semana de fevereiro. Na segunda-feira, 2 de fevereiro, esses futuros registraram o seu preço de fechamento mínimo semanal, de 66,30 dólares/bbl. Nas sessões seguintes, os preços subiram. A 4 de fevereiro, os futuros do petróleo Brent atingiram o seu preço de fecho máximo semanal, de 69,46 $/bbl. No entanto, nas últimas sessões da semana, os preços permaneceram abaixo dos 68,50 $/bbl. Na sexta-feira, 6 de fevereiro, o preço de fechamento foi de US$ 68,05/bbl. De acordo com os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, esse preço foi 3,7% menor do que o da sexta-feira anterior.
A tensão no Médio Oriente provocou o aumento dos preços dos futuros do petróleo Brent, que atingiram o preço máximo de fecho semanal no dia 4 de fevereiro. No entanto, as expectativas em relação às conversações entre os Estados Unidos e o Irão, agendadas para sexta-feira, 6 de fevereiro, permitiram que os preços fossem mais baixos nas últimas sessões da semana.
Quanto aos futuros de gás TTF no mercado ICE para o Front‑Month, eles começaram a primeira semana de fevereiro com quedas nos preços. Na terça-feira, 3 de fevereiro, esses futuros registraram seu preço de fechamento mínimo semanal, de 32,86 €/MWh. No entanto, nas restantes sessões da semana, os preços de fecho aumentaram. Como resultado, na sexta-feira, 6 de fevereiro, estes futuros atingiram o seu preço de fecho semanal máximo, de 35,69 €/MWh. De acordo com os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, este preço ainda foi 9,1% inferior ao da sexta-feira anterior.
O aumento da disponibilidade de gás natural liquefeito proveniente dos Estados Unidos permitiu que os preços de fecho dos futuros de gás TTF se mantivessem abaixo dos 36 €/MWh durante a primeira semana de fevereiro. A diminuição do receio de interrupções no abastecimento através do estreito de Ormuz também contribuiu para manter os preços abaixo dos da semana anterior. No entanto, a diminuição da produção eólica aumentou a demanda de gás para a produção de eletricidade, o que levou ao aumento dos preços nas últimas sessões da semana. As previsões de baixas temperaturas e os baixos níveis das reservas europeias também contribuíram para este comportamento.
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, 2 de fevereiro, atingiram o seu preço de fecho máximo semanal, de 83,28 €/t. Posteriormente, os preços baixaram. Como consequência, na quinta-feira, 5 de fevereiro, esses futuros registraram o seu preço de fechamento mínimo semanal, de 78,20 €/t. De acordo com os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, esse preço foi o mais baixo desde 1 de outubro de 2025. Na sexta-feira, 6 de fevereiro, o preço de fecho foi ligeiramente superior, de 78,74 €/t. No entanto, este preço ainda foi 3,1% inferior 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 de energia na Europa e o armazenamento em baterias
Na próxima quinta-feira, 12 de fevereiro, a AleaSoft Energy Forecasting realizará o seu 63.º webinar mensal. Tomás García, Diretor Sénior, Consultoria em Energia e Infraestruturas na JLL, participará pela quinta vez na série de webinars mensais da AleaSoft Energy Forecasting. O conteúdo deste webinar incluirá temas relevantes para o setor energético, tais como a evolução e as perspetivas dos mercados energéticos europeus, insights sobre as transações recentes de BESS em Espanha e os principais fatores para a avaliação de projetos BESS stand-alone em Espanha.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.