AleaSoft Energy Forecasting, 2 de julho de 2026. Em junho de 2026, a produção de energia solar fotovoltaica atingiu máximos históricos nos principais mercados elétricos europeus. A produção de energia eólica também bateu recordes para um mês de junho em França e Portugal. Os preços médios mensais subiram na maioria dos mercados, impulsionados pela maior procura no verão e pelos preços mais altos das emissões de CO2, apesar da queda dos preços do gás TTF e do petróleo Brent em comparação com maio.
Produção de energia solar fotovoltaica e eólica
Em junho de 2026, a produção de energia solar fotovoltaica aumentou nos principais mercados elétricos europeus em comparação com o mesmo mês do ano anterior. A Espanha registou o maior crescimento percentual, com 18%. Seguiram-se a França com 17% e Portugal com 16%. A Alemanha aumentou a sua produção em 5.5%, enquanto a Itália registou o menor aumento, com 0.7%.
Em comparação com maio de 2026, a produção de energia solar fotovoltaica também cresceu em todos os mercados analisados. A Espanha e Portugal registaram os maiores aumentos, de 18% em ambos os casos. A França aumentou a sua produção em 15% e a Itália em 11%, enquanto a Alemanha registou o menor aumento, de 4.8%.
Em junho de 2026, os principais mercados elétricos europeus bateram os seus máximos históricos de produção de energia solar fotovoltaica. A Alemanha liderou a geração mensal de energia fotovoltaica, com 11 168 GWh, o seu valor mais alto até à data. A Espanha atingiu 6957 GWh, seguida da Itália, com 4428 GWh, e da França, com 4384 GWh. Portugal também estabeleceu um novo máximo histórico, com 823 GWh.
Estes recordes de produção de energia solar fotovoltaica refletem o crescimento homólogo da capacidade instalada. Entre junho de 2025 e junho de 2026, o mercado espanhol adicionou 8689 MW de capacidade solar fotovoltaica, excluindo o autoconsumo, segundo dados da Red Eléctrica. No mesmo período, o mercado português adicionou 739 MW ao sistema, segundo 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 junho de 2026, a produção de energia eólica aumentou em termos homólogos na maioria dos principais mercados elétricos europeus analisados. Portugal registou o maior aumento, com 24%. Em Espanha, a subida atingiu 18% e, em França, 17%. Em contrapartida, a produção de energia eólica caiu 25% na Alemanha em comparação com junho de 2025 e desceu 1.8% em Itália.
Em comparação com maio de 2026, a produção de energia eólica também aumentou na maioria dos principais mercados elétricos europeus analisados. A Espanha registou o maior crescimento, com 16%, seguida da Alemanha, da França e de Portugal, com aumentos de 15%, 13% e 7.2%, respetivamente. A exceção foi a Itália, onde a produção de energia eólica caiu 42% em comparação com o mês anterior.
Os mercados francês e português atingiram máximos históricos de produção de energia eólica para um mês de junho, com uma geração de 2969 GWh e 875 GWh, respetivamente. Na Alemanha, a geração atingiu 7895 GWh, a sua segunda produção mensal mais alta para um mês de junho.
Segundo dados da Red Eléctrica, entre junho de 2025 e junho de 2026 o mercado espanhol adicionou 729 MW de nova capacidade eólica, excluindo o autoconsumo. No mesmo período, o mercado português adicionou 121 MW ao sistema, segundo dados da REN.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.Procura de eletricidade
Em junho de 2026, a procura de eletricidade aumentou em termos homólogos em todos os principais mercados europeus analisados. O mercado belga registou o maior aumento, com 9.2%, enquanto o mercado espanhol registou o menor aumento, com 0.7%. Em Itália, na Grã-Bretanha, em Portugal, em França e na Alemanha, a procura cresceu entre os 1.9% do mercado italiano e os 3.5% do mercado alemão.
Em comparação com maio de 2026, a procura aumentou na maioria dos mercados europeus analisados. A Itália registou o maior aumento, com 16%. Seguiu-se a Espanha, com um aumento de 14%. Portugal, a Bélgica, a Alemanha e a França registaram subidas entre os 3.3% de Portugal e os 6.0% da França. Em contrapartida, a procura caiu 0.8% na Grã-Bretanha.
As temperaturas médias de junho de 2026 superaram as de junho de 2025 nos mercados do norte e do centro da Europa. A Alemanha registou o maior aumento, com 1.1°C, enquanto a Bélgica registou o menor aumento, com 0.1°C. Na Grã-Bretanha e em França, as temperaturas subiram 0.4°C e 0.8°C, respetivamente. Em contrapartida, a Espanha, Portugal e a Itália registaram temperaturas inferiores às de junho de 2025, com quedas de 0.4°C em Espanha e de 0.2°C em Portugal e em Itália.
Em comparação com maio de 2026, as temperaturas médias de junho foram mais altas em todos os mercados analisados. A Itália registou a maior subida, com 6.0°C, enquanto a Grã-Bretanha registou o menor aumento, com 3.6°C. Nos restantes mercados, as temperaturas médias subiram entre os 4.5°C da Bélgica e os 5.5°C da Alemanha.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid e ELIA.Mercados elétricos europeus
Em junho de 2026, os preços médios mensais superaram €100/MWh em cinco dos principais mercados elétricos europeus analisados pela AleaSoft Energy Forecasting. O mercado italiano atingiu €132.50/MWh, o mercado britânico €114.94/MWh, o mercado belga €112.13/MWh, o mercado neerlandês €110.08/MWh e o mercado alemão €109.52/MWh. Em contrapartida, os mercados ibéricos e o mercado francês registaram preços mais baixos, com médias de €69.59/MWh em Espanha, €70.25/MWh em Portugal e €66.07/MWh em França. O mercado nórdico fechou o mês a €64.78/MWh.
Em comparação com maio de 2026, os preços médios subiram na maioria dos mercados elétricos europeus analisados pela AleaSoft Energy Forecasting. Os maiores aumentos percentuais corresponderam aos mercados português e espanhol, com 30% e 28%, respetivamente. A França registou uma subida de 27%, a Bélgica de 22%, os Países Baixos de 16% e a Alemanha de 12%, enquanto a Itália subiu 11%. As exceções foram os mercados nórdico e britânico, com quedas de 15% e 4.8%, respetivamente.
Comparando os preços médios de junho com os registados no mesmo mês de 2025, os preços também subiram na maioria dos mercados elétricos europeus analisados. O mercado nórdico registou o maior aumento percentual, com 236%, seguido dos mercados belga e alemão, com subidas de 72% e 71%, respetivamente. Os mercados neerlandês e francês registaram aumentos de 63% e 62%, o mercado britânico de 46% e o mercado italiano de 19%. Em contrapartida, os mercados ibéricos registaram quedas homólogas, com descidas de 4.1% em Espanha e de 5.3% em Portugal.
Em resultado das subidas de preços, os mercados belga e neerlandês atingiram as suas médias mensais mais altas desde março de 2025. Os mercados alemão, francês, português e espanhol registaram os seus preços mais altos desde fevereiro de 2026, enquanto o mercado italiano atingiu a sua média mensal mais alta desde abril de 2026.
A subida dos preços das licenças de emissão de CO2 em comparação com maio, juntamente com o forte aumento da procura no início do verão, favoreceu a subida dos preços na maioria dos mercados elétricos continentais em comparação com o mês anterior. A queda da produção de energia eólica em Itália também contribuiu para o aumento dos preços nesse mercado.
Em comparação com junho de 2025, a subida dos preços do gás TTF e do CO2, juntamente com o crescimento da procura na maioria dos mercados, impulsionou os aumentos homólogos nos mercados continentais do norte e do centro da Europa. A queda da produção de energia eólica na Alemanha também contribuiu para o aumento dos preços nesse mercado. Nos mercados ibéricos, uma maior contribuição renovável levou à queda homóloga dos preços.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados da OMIE, RTE, Nord Pool e GME.Brent, combustíveis e CO2
Os futuros Front-Month do petróleo Brent no mercado ICE registaram um preço médio de $84.43/bbl em junho de 2026. Segundo os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, esta média mensal foi a mais baixa desde março. Este valor foi 19% inferior ao de maio de 2026, quando a média se situou em $103.71/bbl. No entanto, superou em 21% a média de junho de 2025, que atingiu $69.80/bbl.
Durante junho, os progressos nas negociações diplomáticas entre os Estados Unidos e o Irão e a perspetiva de uma maior oferta nos mercados internacionais empurraram os preços do petróleo para baixo. As expectativas de um abrandamento da procura mundial também contribuíram para a queda do preço médio em comparação com o mês anterior.
No que diz respeito aos futuros Front-Month do gás TTF no mercado ICE, o preço médio registado em junho de 2026 foi de €44.94/MWh. Segundo os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, este preço foi o mais baixo desde março. Este valor foi 4.8% inferior ao de maio de 2026, quando a média se situou em €47.23/MWh. Em comparação com junho de 2025, cujo preço médio foi de €36.65/MWh, a subida atingiu 23%.
A queda do preço do gás TTF em comparação com maio de 2026 esteve ligada a uma maior disponibilidade da oferta e ao alívio das tensões geopolíticas em algumas regiões. No entanto, os níveis das reservas europeias de gás mantiveram-se relativamente baixos para a época do ano, o que limitou a dimensão da queda e manteve os preços do gás acima dos níveis de junho de 2025.
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 €79.06/t em junho. Segundo os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, esta média foi a mais alta desde fevereiro. Este valor foi 3.6% superior aos €76.31/t registados em maio de 2026 e superou em 5.5% a média de junho de 2025, de €74.94/t.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados da 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 precisam de identificar a configuração que maximiza as receitas, antecipar a evolução das oportunidades de arbitragem e de serviços de balanço, avaliar o impacto que a crescente penetração das baterias terá nessas receitas e definir o dimensionamento ótimo dos projetos híbridos. Estas questões são especialmente relevantes tanto em sistemas stand-alone como em instalações híbridas, como centrais solares fotovoltaicas ou eólicas com baterias.
Para responder a estes desafios, os serviços da divisão AleaStorage da AleaSoft Energy Forecasting ajudam a otimizar as receitas, o dimensionamento e a rentabilidade dos sistemas de armazenamento. As soluções da AleaStorage incluem relatórios de estimativa de receitas a longo prazo para diferentes configurações de projetos de armazenamento de energia, tanto para sistemas híbridos solares fotovoltaicos com baterias como para instalações stand-alone. A análise compara diferentes durações e modos de operação e inclui previsões de receitas provenientes da arbitragem nos mercados diário e intradiário, dos serviços de balanço e do mercado de capacidade.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.