AleaSoft Energy Forecasting, 1 de julho de 2025. No primeiro semestre de 2025, o preço médio na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade excedeu 60 EUR/MWh e foi o mais elevado desde o segundo semestre de 2023 em vários mercados. O aumento da demanda e o aumento dos preços do gás e do CO2 impulsionaram esta tendência. Em contrapartida, o aumento da produção eólica e solar contribuiu para a descida dos preços nos mercados mais a sul do continente, em comparação com o semestre anterior. A produção solar fotovoltaica semestral foi a mais elevada de sempre nos principais mercados europeus.
Produção solar fotovoltaica e produção eólica
No primeiro semestre de 2025, a produção solar fotovoltaica aumentou em todos os principais mercados europeus em comparação com o mesmo período do ano anterior. O mercado francês registou o maior aumento, de 33%, seguido por Portugal, com 29%. A Itália e a Alemanha tiveram aumentos muito semelhantes, de 23% e 22%, respetivamente. O mercado espanhol registou a menor variação interanual, de 10%.
Em comparação com o segundo semestre de 2024, a produção de energia solar fotovoltaica no primeiro semestre de 2025 também aumentou em todos os principais mercados europeus. O mercado alemão registou o maior aumento, de 30%. Seguiram-se os mercados francês e italiano, com aumentos de 27% e 25%, respetivamente. O mercado ibérico foi o que registou os menores aumentos. A produção fotovoltaica aumentou 8,0% no mercado português e 4,1% no mercado espanhol.
Além disso, em todos os mercados analisados, a produção solar fotovoltaica semestral foi a mais alta da história. A Alemanha gerou 39 817 GWh com esta tecnologia, enquanto na Espanha a geração foi de 23 066 GWh, na Itália de 16 982 GWh, na França de 15 011 GWh e em Portugal de 2830 GWh.
Por outro lado, de acordo com dados da Red Eléctrica, em junho de 2025, a capacidade solar fotovoltaica na Península Ibérica ultrapassou em 2455 MW a capacidade instalada no final de 2024.
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.No primeiro semestre de 2025, a produção eólica diminuiu em todos os principais mercados europeus em comparação com o mesmo período de 2024. O mercado alemão registou a maior queda, de 18%. Seguiram-se os mercados italiano e espanhol, com quedas de 12% e 9,4%, respetivamente. Os mercados português e francês registaram as menores quedas, de 6,2% e 5,9%, respetivamente.
Em comparação com o segundo semestre de 2024, a produção eólica aumentou na maioria dos mercados analisados. O mercado italiano registou o maior aumento, de 19%, seguido pelo mercado francês, com um aumento de 9,6%. Os mercados espanhol e português registaram os menores aumentos, de 3,8% e 1,5%, respetivamente. Em contrapartida, no mercado alemão, a produção com esta tecnologia diminuiu 3,8%.
No que diz respeito à capacidade instalada, os dados da Red Eléctrica indicam que, em junho de 2025, a capacidade eólica na Península Ibérica ultrapassava em 444 MW a registada no final de 2024.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica e TERNA.Demanda de energia elétrica
Durante o primeiro semestre de 2025, a procura de eletricidade registou aumentos interanuais na maioria dos principais mercados europeus. Os mercados português e francês registaram os maiores aumentos, de 2,8% e 2,5%, respetivamente. Seguiram-se os mercados espanhol e italiano, com aumentos de 1,4% e 0,9%, respetivamente. O mercado alemão registou o menor aumento, de 0,6%. Em contrapartida, os mercados belga e britânico registaram uma diminuição interanual na procura de eletricidade. No primeiro, a queda foi de 1,3% e, no segundo, de 0,1%.
A maioria dos mercados também registou aumentos na procura em comparação com o semestre anterior. O mercado francês liderou esta tendência com um aumento de 8,3%. Nos restantes mercados, a procura aumentou entre 0,2% no mercado espanhol e 3,2% no mercado português. No entanto, o mercado italiano apresentou um comportamento oposto, com uma queda na procura de 3,3% em comparação com o segundo semestre de 2024.
Ao mesmo tempo, a evolução das temperaturas médias em comparação com o mesmo período do ano anterior foi desigual nos principais mercados europeus. Por um lado, as temperaturas médias diminuíram em termos interanuais 1,1 °C na Alemanha, 0,5 °C na Bélgica e 0,2 °C em Portugal. Nos restantes mercados, as temperaturas médias aumentaram de 0,1 °C na Itália e na Grã-Bretanha a 0,3 °C em França.
Em comparação com o segundo semestre de 2024, as temperaturas médias diminuíram em todos os mercados analisados, com quedas que variaram entre 2,5 °C na Grã-Bretanha e 4,3 °C na Itália.
Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid e ELIA.Mercados elétricos europeus
No primeiro semestre de 2025, o preço médio ultrapassou os 60 €/MWh na maioria dos principais mercados elétricos europeus. A exceção foi o mercado Nord Pool dos países nórdicos, com uma média semestral de 35,95 €/MWh. O mercado N2EX do Reino Unido e o mercado IPEX da Itália registaram os preços semestrais mais elevados, de 104,74 €/MWh e 119,51 €/MWh, respetivamente. Nos restantes mercados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting, as médias situaram-se entre os 61,79 €/MWh do mercado MIBEL de Espanha e os 90,71 €/MWh do mercado EPEX SPOT da Alemanha.
Em comparação com o semestre anterior, no primeiro semestre de 2025, os preços médios caíram 3,2% nos mercados francês e italiano. Os mercados português e espanhol também registaram quedas, de 28% e 29%, respetivamente. Em contrapartida, os restantes mercados analisados registaram aumentos de preços entre 1,6% no mercado alemão e 41% no mercado nórdico.
Se compararmos os preços médios do primeiro semestre de 2025 com os registados no mesmo semestre de 2024, os preços aumentaram em quase todos os mercados elétricos europeus analisados pela AleaSoft Energy Forecasting. O mercado nórdico foi a exceção, com uma queda de 23%. Os mercados espanhol e português alcançaram os maiores aumentos, de 58% e 61%, respetivamente. Nos restantes mercados, os aumentos de preços situaram-se entre os 28% do mercado italiano e os 45% do mercado belga.
Esses aumentos de preços resultaram no preço do primeiro semestre de 2025 ser o mais alto desde o segundo semestre de 2023 nos mercados alemão, belga, britânico e holandês.
No primeiro semestre de 2025, o aumento da produção eólica e solar em relação ao semestre anterior nos mercados espanhol, francês, italiano e português contribuiu para a descida dos preços nesses mercados. No entanto, o aumento do preço médio do gás e dos direitos de emissão de CO2 em relação ao semestre anterior, bem como o aumento da procura, provocaram a subida dos preços na maioria dos mercados elétricos europeus.
Em comparação com o primeiro semestre de 2024, o aumento do preço médio do gás e dos direitos de emissão de CO2, a queda na produção eólica e o aumento da procura em alguns mercados propiciaram o aumento interanual dos preços nos mercados elétricos europeus.
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 semestral de US$ 70,81/bbl no primeiro semestre de 2025. Este valor foi 7,3% inferior ao alcançado pelos futuros Front-Month do semestre anterior, de 76,38 dólares/bbl. Também foi 15% inferior ao correspondente aos futuros Front-Month negociados no primeiro semestre de 2024, de 83,42 dólares/bbl.
Durante o primeiro semestre de 2025, apesar da instabilidade no Médio Oriente, a preocupação com a procura mundial de petróleo levou à queda dos preços dos futuros do Brent. As tensões comerciais relacionadas com as políticas tarifárias influenciaram a evolução dos preços durante o período. Os aumentos na produção da OPEP+ também contribuíram para a queda dos preços.
Quanto aos futuros de gás TTF no mercado ICE para o Front‑Month, o preço médio registado durante o primeiro semestre de 2025 por esses futuros foi de 41,21 €/MWh. Em comparação com o preço dos futuros Front-Month negociados no semestre anterior, de 39,48 €/MWh, a média aumentou 4,4%. Se comparado com os futuros Front-Month negociados no mesmo semestre de 2024, quando o preço médio foi de 29,70 €/MWh, houve um aumento de 39%.
Nos primeiros meses do semestre, as baixas temperaturas, a preocupação com os baixos níveis das reservas europeias e o fim do fornecimento de gás russo através da Ucrânia provocaram o aumento dos preços dos futuros do gás TTF. Posteriormente, a preocupação com a evolução da procura, as temperaturas mais amenas da primavera e o aumento das reservas europeias exerceram uma influência descendente sobre os preços. No entanto, no final do semestre, os problemas de abastecimento da Noruega, a procura de gás natural liquefeito na Ásia, a instabilidade no Médio Oriente e as temperaturas elevadas contribuíram para o aumento do preço médio semestral.
No que diz respeito aos futuros de direitos de emissão de CO2 no mercado EEX para o contrato de referência de dezembro de 2025, atingiram um preço médio de 72,60 €/t no primeiro semestre de 2025. Este preço foi 4,5% superior à média do semestre anterior, de 69,48 €/t. Em comparação com a média do mesmo semestre de 2024, de 68,20 €/t, a média do primeiro semestre de 2025 foi 6,5% superior.
Fonte: Preparado pela AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ICE e da EEX.Análise da AleaSoft Energy Forecasting para gestão de energia e desenvolvimento de projetos com armazenamento
Através da sua divisão AleaBlue, a AleaSoft Energy Forecasting oferece previsões dos mercados elétricos a curto e médio prazo. Estas previsões são fundamentais para a gestão de energia, planeamento, elaboração de ofertas, gestão de riscos e realização de coberturas. Também são desenvolvidas previsões de procura e preços dos mercados intradiários e serviços de ajuste, sendo estas últimas especialmente úteis para otimizar a arbitragem de preços com sistemas de armazenamento de energia.
Por outro lado, a divisão AleaStorage concentra-se na análise técnica e económica de projetos de armazenamento de energia. Os seus serviços incluem estudos para estimar a rentabilidade e as receitas esperadas, otimizar o tamanho das baterias em instalações híbridas com energias renováveis e analisar diferentes modelos de negócio com armazenamento de energia.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
