AleaSoft Energy Forecasting, 2 de setembro de 2025. Em agosto, os preços dos principais mercados elétricos europeus caíram em comparação com julho, atingindo, na maioria dos casos, médias mensais inferiores a 75 €/MWh. A diminuição da procura de eletricidade, juntamente com os preços mensais do gás TTF, que foram os mais baixos desde agosto de 2024, favoreceram essas quedas. A produção fotovoltaica, embora tenha diminuído em geral em comparação com julho, foi a segunda mais alta da história na Alemanha e em Portugal, enquanto a produção eólica também diminuiu em relação a julho.
Produção solar fotovoltaica e produção eólica
Em agosto de 2025, a produção solar fotovoltaica aumentou nos principais mercados elétricos europeus em comparação com o mesmo mês do ano anterior. França e Itália registaram o maior aumento, de 17% em ambos os mercados. Seguiram-se Portugal e Alemanha, com crescimentos interanuais de 13% e 10%, respetivamente. O mercado espanhol registou o menor aumento, de 8,7%.
Em comparação com julho de 2025, a produção solar fotovoltaica aumentou na Alemanha em 10%. Em contrapartida, a França, a Península Ibérica e a Itália registaram uma menor produção em comparação com o mês anterior. O mercado francês sofreu a maior queda, de 11%, enquanto o mercado italiano registou a menor queda, de 6,3%. Os mercados de Espanha e Portugal reduziram a sua produção em 7,0% e 8,7%, respetivamente.
Em agosto de 2025, a Alemanha e Portugal alcançaram o segundo valor mais alto da sua história em geração mensal com energia fotovoltaica. A Alemanha gerou 9955 GWh, um valor que fica atrás do máximo registado em junho de 2025, de 10 269 GWh. Portugal somou 729 GWh, após o recorde alcançado em julho, de 797 GWh.
O aumento interanual da geração fotovoltaica esteve associado a uma maior capacidade instalada. De acordo com dados da Red Eléctrica, entre agosto de 2024 e agosto de 2025, o mercado espanhol adicionou 6622 MW de potência solar fotovoltaica. No mesmo período, o mercado português incorporou 977 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.Em agosto de 2025, a produção eólica aumentou em grande parte dos principais mercados elétricos europeus em relação a agosto de 2024. A Itália registou o maior aumento, com 65%, enquanto a Alemanha apresentou o menor, com 7,5%. Em França, a geração com esta tecnologia cresceu 16%. A Península Ibérica foi a exceção, com quedas de 3,2% em Portugal e 6,3% em Espanha.
Em comparação com o mês anterior, a produção eólica diminuiu nos principais mercados elétricos da Europa. A Espanha registou a maior queda, de 21%, enquanto a Alemanha registou a menor, de 8,6%. A França, Portugal e Itália registaram quedas de 10%, 17% e 18%, respetivamente.
De acordo com dados da Red Eléctrica, entre agosto de 2024 e agosto de 2025, o mercado espanhol aumentou a sua capacidade eólica em 1042 MW novos. No mesmo período, o mercado português adicionou 3,0 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.Demanda eléctrica
Em agosto de 2025, a demanda de eletricidade diminuiu na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade em relação ao mesmo mês do ano anterior. O mercado italiano registou a maior queda, de 10%, enquanto o mercado belga apresentou a menor queda, de 0,7%. Os mercados francês, espanhol e alemão registaram quedas de 1,2%, 2,4% e 3,5%, respetivamente. Por outro lado, a procura aumentou nos mercados português e britânico em termos interanuais. O mercado português registou o maior aumento, de 2,8%, enquanto o mercado britânico apresentou um aumento mais moderado, de 0,5%.
Em comparação com julho de 2025, a procura também diminuiu na maioria dos principais mercados elétricos europeus. A Itália registou a maior queda, de 18%, enquanto a Alemanha apresentou a menor, de 2,9%. Os mercados britânico, português, francês e espanhol registaram quedas que variaram entre 3,8% na Grã-Bretanha e 6,3% em Espanha. Em contrapartida, no mercado belga, a procura aumentou 1,2%.
As temperaturas médias aumentaram em relação ao mesmo mês de 2024 em Espanha, Portugal e Grã-Bretanha, com aumentos de 0,1 °C, 0,5 °C e 0,7 °C, respetivamente. Em contrapartida, França, Bélgica, Alemanha e Itália registaram descidas que oscilaram entre 0,2 °C em França e 2,0 °C em Itália.
Além disso, as temperaturas médias de agosto superaram as de julho nos mercados da França e da Península Ibérica, com aumentos de 0,4 °C na França, 0,7 °C em Portugal e 0,8 °C na Espanha, como consequência da onda de calor que afetou esses países durante a primeira quinzena de agosto. Por outro lado, as temperaturas médias na Alemanha, Itália, Bélgica e Grã-Bretanha foram inferiores às registadas no mês anterior, com descidas que oscilaram entre 0,4 °C na Itália e na Alemanha e 0,6 °C na Grã-Bretanha.
Fonte: Preparado pela AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid e ELIA.Mercados elétricos europeus
Em agosto de 2025, o preço médio mensal foi inferior a 75 €/MWh na maioria dos principais mercados elétricos europeus. As exceções foram o mercado EPEX SPOT da Alemanha, o mercado N2EX do Reino Unido e o mercado IPEX da Itália, cujas médias foram de 76,99 €/MWh, 82,58 €/MWh e 108,79 €/MWh, respetivamente. O mercado Nord Pool dos países nórdicos e o mercado EPEX SPOT da França registaram os preços mensais mais baixos, de 36,47 €/MWh e 54,44 €/MWh, respetivamente. Nos restantes mercados elétricos europeus analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, as médias situaram-se entre os 68,44 €/MWh do mercado MIBEL de Espanha e os 74,58 €/MWh do mercado EPEX SPOT dos Países Baixos.
Em comparação com o mês de julho, os preços médios baixaram na maioria dos mercados elétricos europeus analisados pela AleaSoft Energy Forecasting. O mercado nórdico foi a exceção, com um aumento de 13%. O mercado português registou a menor descida, de 2,0%. Em contrapartida, os mercados holandês e belga atingiram as maiores quedas percentuais nos preços, de 15% e 17%, respetivamente. Nos restantes mercados, os preços baixaram entre 2,2% no mercado espanhol e 12% no mercado alemão.
Comparando os preços médios do mês de agosto com os registados no mesmo mês de 2024, os preços também baixaram na maioria dos mercados. Os mercados belga, britânico e nórdico foram as exceções, com aumentos de 5,3%, 16% e 138%, respetivamente. Neste caso, o preço do mercado francês baixou apenas ligeiramente, 0,2%. O mercado ibérico registou a maior queda percentual nos preços, de 25%. Nos restantes mercados, as quedas nos preços situaram-se entre 3,3% no mercado holandês e 15% no mercado italiano.
O mercado nórdico, embora em agosto de 2025 tenha atingido a média mais baixa entre os mercados elétricos europeus analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, registou o seu preço mensal mais alto desde março, em consequência da tendência ascendente que apresentou.
Em agosto de 2025, a descida dos preços do gás em relação ao mês anterior, bem como a queda da procura na maioria dos mercados, favoreceram a descida dos preços nos mercados europeus de eletricidade. Além disso, no caso do mercado alemão, a produção solar aumentou em comparação com o mês de julho.
Em relação a agosto de 2024, os preços do gás e dos direitos de emissão de CO2 diminuíram, contribuindo para a queda interanual dos preços na maioria dos mercados elétricos europeus. O aumento interanual da produção solar também favoreceu este comportamento. Além disso, a procura de eletricidade diminuiu na maioria dos mercados e, nos mercados alemão, francês e italiano, a produção eólica aumentou em relação a agosto 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 67,26 $/bbl em agosto de 2025. De acordo com os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, esta média mensal foi a mais baixa desde junho. Este valor foi 3,3% inferior ao alcançado pelos futuros Front Month de julho de 2025, de 69,55 $/bbl. Também foi 15% inferior ao correspondente aos futuros Front Month negociados em agosto de 2024, de 78,88 $/bbl.
Em agosto, a preocupação com a evolução da procura e os aumentos na produção da OPEP+ exerceram uma influência negativa sobre os preços dos futuros do petróleo Brent. As negociações de paz para a Ucrânia também contribuíram para a queda dos preços. No entanto, a evolução do conflito e a possibilidade de novas sanções dos Estados Unidos aos países importadores de petróleo russo limitaram as quedas nos preços.
Quanto aos futuros de gás TTF no mercado ICE para o Front Month, o valor médio registado durante o mês de agosto de 2025 foi de 32,70 €/MWh. De acordo com os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, esta foi a menor média mensal desde agosto de 2024. Em comparação com a média dos futuros Front Month negociados no mês de julho, de 33,96 €/MWh, a média de agosto caiu 3,7%. Se comparado com os futuros Front Month negociados no mês de agosto de 2024, quando o preço médio foi de 38,35 €/MWh, houve uma queda de 15%.
Apesar das reduções no fluxo de gás proveniente da Noruega devido a trabalhos de manutenção, o abastecimento abundante de gás natural liquefeito permitiu que as reservas europeias continuassem a aumentar em agosto, favorecendo a descida dos preços. As expectativas de um acordo de paz entre a Rússia e a Ucrânia também exerceram uma influência descendente sobre os preços dos futuros do gás TTF. No entanto, as dificuldades nas negociações e a ameaça de novas sanções à Rússia e aos países importadores de gás russo limitaram a descida dos preços.
No caso dos futuros de direitos de emissão de CO2 no mercado EEX para o contrato de referência de dezembro de 2025, atingiram um preço médio em agosto de 71,81 €/t. De acordo com os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, este preço mensal aumentou 1,1% em relação à média do mês de julho, que foi de 71,00 €/t. Em comparação com a média do mês de agosto de 2024, que foi de 73,75 €/t, a média de agosto de 2025 foi 2,6% menor.
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
A divisão AleaStorage da AleaSoft Energy Forecasting fornece soluções avançadas para a otimização e gestão de sistemas de armazenamento de energia. Os serviços da AleaStorage incluem o cálculo de receitas e rentabilidade de sistemas com capacidade de armazenamento de energia, bem como o dimensionamento do armazenamento ideal em sistemas híbridos. Estes serviços baseiam-se em previsões de preços científicas de alta qualidade. As soluções da AleaStorage estão disponíveis para projetos de baterias autónomas, sistemas híbridos de tecnologias renováveis, como a energia eólica ou solar, com baterias, sistemas híbridos de autoconsumo com baterias e outros sistemas híbridos, como hidráulica, cogeração ou consumo.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
