AleaSoft Energy Forecasting, 4 de agosto de 2026. Em julho de 2026, os preços mensais aumentaram na maioria dos principais mercados elétricos europeus. A subida dos preços do gás e das licenças de emissão de CO2, o aumento da procura e a menor produção eólica em vários mercados impulsionaram esta tendência. A produção solar fotovoltaica atingiu máximos históricos na Alemanha, em Espanha, em França, em Itália e em Portugal. A procura também marcou máximos históricos em alguns mercados e atingiu os níveis mais altos dos últimos anos noutros.
Produção solar fotovoltaica e produção eólica
Em julho de 2026, a produção fotovoltaica aumentou nos principais mercados elétricos europeus em comparação com o mesmo mês do ano anterior. A produção registou o maior crescimento percentual na Alemanha, com 33%, e o menor em Portugal, com 12%. Em Espanha, França e Itália, a produção cresceu 22%, 21% e 13%, respetivamente.
Em comparação com junho de 2026, a produção fotovoltaica também aumentou nos principais mercados elétricos europeus analisados. A França registou a maior subida, com 8,8%, enquanto a Espanha apresentou o menor aumento, com 4,5%. Na Alemanha, a produção cresceu 4,9%, enquanto em Portugal e em Itália aumentou 5,4% em ambos os casos.
Em julho de 2026, a produção fotovoltaica mensal atingiu máximos históricos em todos os mercados elétricos europeus analisados. A geração situou-se em 12 044 GWh na Alemanha, 7575 GWh em Espanha, 4931 GWh em França, 4823 GWh em Itália e 895 GWh em Portugal.
O crescimento homólogo da capacidade instalada favoreceu estes máximos históricos de produção fotovoltaica. Entre julho de 2025 e julho de 2026, a capacidade fotovoltaica instalada em Espanha aumentou aproximadamente 7765 MW, sem incluir o autoconsumo, segundo dados da Red Eléctrica. No mesmo período, a capacidade fotovoltaica instalada em Portugal aumentou aproximadamente 672 MW, de acordo com dados da REN.
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 julho de 2026, a produção eólica aumentou em termos homólogos na Alemanha e em França. A Alemanha registou o maior crescimento, com 29%, enquanto a França teve um aumento de 3,0%. Em contrapartida, os mercados português, italiano e espanhol registaram descidas na geração eólica. Portugal apresentou a maior queda, de 36%, enquanto em Itália e em Espanha diminuiu 19% e 16%, respetivamente.
Em comparação com junho de 2026, a produção eólica aumentou nos mercados alemão e italiano, 24% e 19%, respetivamente. Em contrapartida, a geração eólica diminuiu em Portugal, Espanha e França. Portugal registou a maior descida, de 29%, seguida das quedas de 3,2% em Espanha e de 2,1% em França.
Na Alemanha, em França e em Itália, a produção eólica atingiu o segundo valor mais alto para um mês de julho das respetivas séries históricas, com 10 018 GWh, 3004 GWh e 1473 GWh, respetivamente. Em Portugal, a geração eólica atingiu o valor mais baixo para um mês de julho desde 2018, com 641 GWh.
Segundo dados da Red Eléctrica, entre julho de 2025 e julho de 2026, a capacidade eólica instalada na Espanha peninsular aumentou aproximadamente 581 MW, sem incluir o autoconsumo. No mesmo período, a capacidade eólica instalada em Portugal aumentou 323 MW, de acordo com dados da REN.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.Procura de eletricidade
Em julho de 2026, a procura de eletricidade aumentou em termos homólogos na maioria dos principais mercados europeus. A Itália registou o maior aumento, de 7,9%, enquanto a Alemanha apresentou a menor subida, de 1,2%. Em Portugal, na Bélgica, em França e em Espanha, a procura aumentou entre 3,0% em Portugal e 6,8% em Espanha. O mercado britânico foi a exceção, com uma descida de 3,6%.
Em comparação com junho de 2026, a procura aumentou na maioria dos principais mercados europeus analisados. A Itália também registou o maior aumento, de 12%, seguida da Espanha, com uma subida de 8,9%. Portugal e França registaram aumentos de 5,6% e 1,9%, respetivamente, enquanto a Alemanha apresentou a menor subida, de 0,3%. Em contrapartida, a procura desceu na Bélgica e na Grã-Bretanha 5,7% e 2,6%, respetivamente.
Em julho de 2026, a procura mensal de eletricidade atingiu máximos dos últimos anos em vários mercados analisados. A Espanha registou 23 458 GWh, o valor mais alto desde fevereiro de 2011 e o máximo histórico para um mês de julho. A Itália atingiu 32 430 GWh, o seu valor mais alto dos últimos 26 anos. Portugal marcou um máximo histórico para um mês de julho, com 4616 GWh. Por sua vez, a Alemanha registou 37 845 GWh, o seu valor mais alto para um mês de julho dos últimos quatro anos. A França e a Bélgica atingiram 33 812 GWh e 6536 GWh, respetivamente, os seus valores mais altos para um mês de julho dos últimos sete anos.
As temperaturas médias foram mais altas do que as de julho de 2025 em todos os mercados europeus analisados. A França registou o maior aumento, de 2,5°C, enquanto a Bélgica apresentou a menor subida, de 0,5°C. Nos restantes mercados, as temperaturas médias aumentaram entre 1,1°C em Portugal e na Alemanha e 1,6°C em Itália.
Em comparação com o mês anterior, as temperaturas médias de julho também aumentaram em todos os mercados analisados. A Espanha e a Itália registaram a maior subida, de 2,4°C em ambos os casos, enquanto a Alemanha apresentou o menor aumento, de 0,2°C. Nos restantes mercados, as temperaturas médias aumentaram entre 1,2°C na Bélgica e 2,3°C em Portugal.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid e ELIA.Mercados elétricos europeus
Em julho de 2026, o preço médio mensal superou os 95 €/MWh na maioria dos principais mercados elétricos europeus. A exceção foi o mercado nórdico, que apresentou o preço mais baixo, de 51,26 €/MWh. Em contrapartida, os mercados italiano e britânico registaram os preços mais altos, com médias de 157,04 €/MWh e 125,44 €/MWh, respetivamente. Nos restantes mercados elétricos europeus analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, as médias situaram-se entre os 95,23 €/MWh do mercado francês e os 109,25 €/MWh do mercado belga.
Em comparação com junho, os preços médios subiram na maioria dos mercados elétricos europeus analisados pela AleaSoft Energy Forecasting. O mercado português registou a maior subida percentual dos preços, de 52%. Nos restantes mercados com aumentos, os preços subiram entre 9,1% no mercado britânico e 51% no mercado espanhol. Em contrapartida, os preços desceram nos mercados nórdico, neerlandês, alemão e belga, com quedas de 21%, 3,8%, 3,7% e 2,6%, respetivamente.
Comparando os preços médios de julho com os registados no mesmo mês de 2025, os preços subiram em todos os mercados elétricos europeus. Os mercados francês e nórdico atingiram as maiores subidas percentuais dos preços, de 64% e 59%, respetivamente. Nos restantes mercados, os aumentos dos preços situaram-se entre 20% no mercado alemão e 53% no mercado português.
Como consequência das subidas dos preços, em julho de 2026, o mercado italiano atingiu a sua média mais alta desde março de 2023. Os mercados britânico, espanhol e português registaram os seus preços mensais mais elevados desde março de 2025. Por sua vez, a média do mercado francês foi a mais alta desde fevereiro de 2026. Em contrapartida, o mercado nórdico registou a sua média mais baixa desde novembro de 2025.
O aumento dos preços do gás e das licenças de emissão de CO2 em relação a junho impulsionou a subida dos preços na maioria dos mercados elétricos europeus. O aumento da procura em muitos mercados, bem como a queda da produção eólica em Espanha, França e Portugal, reforçou esta tendência de subida, enquanto o aumento da geração eólica na Alemanha e em Itália contribuiu para moderar ou inverter a subida dos preços nesses mercados.
Em comparação com o mesmo mês de 2025, a subida dos preços do gás e das licenças de emissão de CO2, juntamente com o aumento da procura de eletricidade na maioria dos mercados, impulsionou os aumentos homólogos dos preços na Europa. A menor produção eólica em Espanha, Portugal e Itália também contribuiu para esta tendência de subida.
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 Front-Month no mercado ICE registaram um preço médio de 83,97 $/bbl em julho de 2026. Este valor foi 0,5% inferior ao de junho de 2026, quando se situou em 84,43 $/bbl, embora tenha superado em 21% o de julho de 2025, que atingiu os 69,42 $/bbl.
Durante julho, o avanço das negociações entre os Estados Unidos e o Irão reduziu o receio de novas interrupções do abastecimento através do estreito de Ormuz, o que pressionou em baixa os preços dos futuros do petróleo Brent. O anúncio da OPEP+ de aumentar a produção a partir de agosto também contribuiu para esta descida em relação ao mês anterior.
Quanto aos futuros do gás TTF no mercado ICE para o Front-Month, o preço médio registado em julho de 2026 foi de 53,99 €/MWh. Este valor foi 20% superior ao de junho de 2026, quando a média se situou em 44,94 €/MWh. Em comparação com julho de 2025, cujo preço médio foi de 34,03 €/MWh, o aumento atingiu 59%. Além disso, segundo os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, a média de julho de 2026 foi a mais alta desde fevereiro de 2023.
Durante julho, o ataque ao metaneiro catari Al-Rekayyat no dia 7 de julho interrompeu o aumento previsto das exportações de gás natural liquefeito do Catar. Esta perturbação, juntamente com níveis de reservas europeias de gás situados cerca de 23 pontos percentuais abaixo da média sazonal dos últimos cinco anos, impulsionou em alta os preços dos futuros do gás TTF.
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 81,26 €/t em julho. Este valor foi 2,8% superior ao registado em junho de 2026, de 79,06 €/t, e superou em 12% a média de julho de 2025, de 72,88 €/t.
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 de participação nos serviços de balanço, avaliar o impacto que a crescente penetração das baterias terá sobre essas receitas e definir o dimensionamento ótimo em projetos híbridos. 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, a divisão AleaStorage da AleaSoft Energy Forecasting elabora relatórios de previsões para projetos de armazenamento de energia, que permitem otimizar as receitas, o dimensionamento e a rentabilidade dos sistemas de armazenamento.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.