{"id":158566,"date":"2025-07-07T15:37:49","date_gmt":"2025-07-07T13:37:49","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=158566"},"modified":"2025-07-09T04:26:13","modified_gmt":"2025-07-09T02:26:13","slug":"onda-calor-impulsiona-precos-mercados-eletricos-europeus","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/pt\/onda-calor-impulsiona-precos-mercados-eletricos-europeus\/","title":{"rendered":"A onda de calor impulsiona os pre\u00e7os nos mercados europeus de eletricidade na primeira semana de julho"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 7 de julho de 2025. Na primeira semana de julho, os pre\u00e7os nos principais mercados europeus de eletricidade aumentaram em rela\u00e7\u00e3o \u00e0 semana anterior. Em 1 de julho, os pre\u00e7os di\u00e1rios ultrapassaram os 110 euros\/MWh na maioria dos mercados, com os mercados belga e neerland\u00eas a atingirem um pre\u00e7o de 517,57 euros\/MWh \u00e0s 20:00. O aumento da demanda de eletricidade devido \u00e0 vaga de calor na Europa fez subir os pre\u00e7os. Em Espanha continental, a 2 de julho, e em It\u00e1lia, a 4 de julho, foi atingida a demanda di\u00e1ria mais elevada at\u00e9 \u00e0 data em 2025.<\/strong><\/p>\n

Produ\u00e7\u00e3o solar fotovoltaica e produ\u00e7\u00e3o e\u00f3lica<\/h2>\n

Na primeira semana de julho, a produ\u00e7\u00e3o solar fotovoltaica <\/strong>aumentou nos mercados alem\u00e3o, portugu\u00eas e franc\u00eas em rela\u00e7\u00e3o \u00e0 semana anterior, com aumentos de 15%, 13% e 1,8%, respetivamente. Em contrapartida, em It\u00e1lia e Espanha, a produ\u00e7\u00e3o semanal desta tecnologia diminuiu 8,7% e 7,3% em cada caso.<\/p>\n

Durante a semana, os mercados alem\u00e3o, italiano, portugu\u00eas e franc\u00eas registaram os valores mais elevados de sempre de produ\u00e7\u00e3o fotovoltaica para um \u00fanico dia do m\u00eas de julho. Na Alemanha e em It\u00e1lia, este recorde foi atingido no dia 1 de julho, com 438 GWh e 145 GWh, respetivamente. Em Portugal, a produ\u00e7\u00e3o de 3 de julho, perto de 29 GWh, foi o valor di\u00e1rio mais elevado para um m\u00eas de julho na sua hist\u00f3ria, enquanto em Fran\u00e7a o recorde foi batido a 4 de julho, com 165 GWh produzidos.<\/p>\n

De acordo com as previs\u00f5es de produ\u00e7\u00e3o solar<\/a> da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, na semana de 7 de julho, espera-se que a produ\u00e7\u00e3o solar aumente em Espanha, enquanto se espera que diminua na Alemanha e em It\u00e1lia, em compara\u00e7\u00e3o com a semana anterior.<\/p>\n

Solar pho- tovoltaic thermosolar energy production electricity Europe<\/a>Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica e TERNA.<\/span><\/div>\n
Solar pho- tovoltaic production profile Europe<\/a>Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica e TERNA.<\/span><\/div>\n

Na semana de 30 de junho, a produ\u00e7\u00e3o de energia e\u00f3lica<\/strong> aumentou 29% em Espanha, 26% em Portugal e 5,4% em Fran\u00e7a, face \u00e0 semana anterior. No entanto, nos mercados italiano e alem\u00e3o, a produ\u00e7\u00e3o com esta tecnologia diminuiu, 49% e 46%, respetivamente.<\/p>\n

De acordo com as previs\u00f5es de produ\u00e7\u00e3o e\u00f3lica<\/a> da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, durante a segunda semana de julho, a produ\u00e7\u00e3o e\u00f3lica aumentar\u00e1 na maioria dos principais mercados el\u00e9ctricos europeus, embora em Espanha se preveja uma diminui\u00e7\u00e3o em rela\u00e7\u00e3o \u00e0 semana anterior.<\/p>\n

Wind ener- gy production electricity Europe<\/a>Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica e TERNA.<\/span><\/div>\nSubscri\u00e7\u00e3o do resumo semanal da AleaSoft<\/a>\n

Demanda de eletricidade<\/h2>\n

Na primeira semana de julho, a demanda de eletricidade<\/strong> aumentou nos principais mercados europeus em compara\u00e7\u00e3o com a semana anterior. Os aumentos variaram entre 0,8% na Alemanha e 6,6% em Espanha. Tamb\u00e9m se registaram aumentos em Portugal, B\u00e9lgica e It\u00e1lia, com aumentos de 6,1%, 3,9% e 3,8%, respetivamente.<\/p>\n

Em termos de valores di\u00e1rios, a Espanha peninsular atingiu a maior demanda de eletricidade at\u00e9 agora em 2025 no dia 2 de julho, com 806 GWh. Em It\u00e1lia, o valor anual mais elevado at\u00e9 \u00e0 data foi registado a 4 de julho, com 1137 GWh.<\/p>\n

A onda de calor que afectou a Europa durante a primeira semana de julho foi a principal causa do aumento da demanda, uma vez que as temperaturas m\u00e9dias<\/strong> subiram na maioria dos mercados analisados. Os aumentos variaram entre 0,5\u00b0C em Fran\u00e7a e 1,0\u00b0C na B\u00e9lgica. Em contrapartida, as temperaturas m\u00e9dias na Gr\u00e3-Bretanha registaram uma descida de 0,4\u00b0C em rela\u00e7\u00e3o \u00e0 semana anterior.<\/p>\n

Para a semana de 7 de julho, as previs\u00f5es de demanda<\/a> da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> apontam para um decl\u00ednio da demanda na maioria dos principais mercados europeus, impulsionado pela queda esperada das temperaturas.
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Electrici- ty demand European countries<\/a>Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica, TERNA, National Grid e ELIA.<\/span><\/div><\/p>\n

Mercados europeus de eletricidade<\/h2>\n

Na primeira semana de julho, os pre\u00e7os m\u00e9dios nos principais mercados europeus de eletricidade aumentaram em rela\u00e7\u00e3o \u00e0 semana anterior. O mercado MIBEL<\/strong>, em Portugal e Espanha, e o mercado IPEX <\/strong>, em It\u00e1lia, registaram os menores aumentos de pre\u00e7os, de 4,4%, 4,5% e 4,7%, respetivamente. Em contrapartida, o mercado <\/strong> na Alemanha e na B\u00e9lgica registou a maior percentagem de aumento de pre\u00e7os, 43% em ambos os casos. Nos outros mercados analisados no AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, os pre\u00e7os subiram entre 23% no mercado em Fran\u00e7a e no mercado N2EX <\/strong>no Reino Unido e 37% no mercado nos Pa\u00edses Baixos.<\/p>\n

Na semana de 30 de junho, as m\u00e9dias semanais foram superiores a 75 euros\/MWh na maioria dos mercados europeus da eletricidade. A exce\u00e7\u00e3o foi o mercado n\u00f3rdico Nord Pool<\/strong>, que registou uma m\u00e9dia de 20,04 \u20ac\/MWh. O mercado italiano atingiu a m\u00e9dia semanal mais elevada de 122,82 \u20ac\/MWh. Nos restantes mercados analisados no AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, os pre\u00e7os variaram entre 75,50 \u20ac\/MWh no mercado franc\u00eas e 94,03 \u20ac\/MWh no mercado belga.<\/p>\n

Em termos de pre\u00e7os di\u00e1rios, na quinta-feira, 3 de julho, o mercado n\u00f3rdico atingiu a m\u00e9dia mais baixa da semana entre os mercados analisados, com 9,98 \u20ac\/MWh. Em contrapartida, a maioria dos principais mercados europeus de eletricidade atingiu pre\u00e7os di\u00e1rios superiores a 100 \u20ac\/MWh em v\u00e1rias ocasi\u00f5es durante a primeira semana de julho. Na ter\u00e7a-feira, 1 de julho, os pre\u00e7os di\u00e1rios ultrapassaram os 110 euros\/MWh nos principais mercados europeus da eletricidade, com exce\u00e7\u00e3o do mercado n\u00f3rdico. Nesse dia, o mercado belga atingiu a m\u00e9dia di\u00e1ria mais elevada da semana, com 151,71 euros\/MWh. Este foi o pre\u00e7o di\u00e1rio mais elevado desde 15 de fevereiro.<\/p>\n

Em termos de pre\u00e7os hor\u00e1rios, os mercados alem\u00e3o, belga e neerland\u00eas registaram pre\u00e7os hor\u00e1rios superiores a 450 euros\/MWh na ter\u00e7a-feira, 1 de julho. Nesse dia, das 20:00 \u00e0s 21:00 horas, os mercados belga e neerland\u00eas atingiram o pre\u00e7o hor\u00e1rio mais elevado da semana, com 517,57 euros\/MWh. No caso do mercado neerland\u00eas, este foi o seu pre\u00e7o mais elevado desde 21 de janeiro, enquanto no caso do mercado belga, este foi o seu pre\u00e7o mais elevado desde 13 de dezembro de 2024.<\/p>\n

Na semana de 30 de junho, o aumento da demanda, bem como a queda da produ\u00e7\u00e3o de energia e\u00f3lica em mercados como a Alemanha e a It\u00e1lia, conduziram a pre\u00e7os mais elevados nos mercados europeus de eletricidade. Al\u00e9m disso, a produ\u00e7\u00e3o solar caiu em Espanha e It\u00e1lia.<\/p>\n

electrici- ty sunset<\/a><\/div>\n

As previs\u00f5es de pre\u00e7os<\/a> da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> indicam que, na segunda semana de julho, os pre\u00e7os cair\u00e3o na maioria dos principais mercados europeus de eletricidade, influenciados pela diminui\u00e7\u00e3o da demanda e pelo aumento da produ\u00e7\u00e3o de energia e\u00f3lica na maioria dos mercados.
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European - electricity market prices<\/a>Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados do OMIE, , Nord Pool e GME.<\/span><\/div><\/p>\n

Brent, combust\u00edveis e CO2<\/sub><\/h2>\n

Os futuros do petr\u00f3leo bruto Brent<\/strong> para o Front-Month no mercado ICE<\/strong> iniciaram a primeira semana de julho com descidas de pre\u00e7os. Na ter\u00e7a-feira, dia 1 de julho, estes futuros registaram o seu m\u00ednimo semanal de fecho de $67,11\/bbl. No entanto, ap\u00f3s uma subida de 3,0% em rela\u00e7\u00e3o ao dia anterior, no dia 2 de julho, atingiram o seu m\u00e1ximo semanal de fecho de $69,11\/bbl. Posteriormente, os pre\u00e7os voltaram a descer. Assim, na sexta-feira, 4 de julho, o pre\u00e7o de fecho foi de $68,30\/bbl. De acordo com os dados analisados no AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, este pre\u00e7o era ainda 0,8% superior ao da sexta-feira anterior.<\/p>\n

As expectativas de um novo aumento da produ\u00e7\u00e3o da OPEP+ influenciaram em baixa os pre\u00e7os dos futuros do petr\u00f3leo Brent durante a primeira semana de julho. Em 2 de julho, os pre\u00e7os subiram na sequ\u00eancia da suspens\u00e3o da coopera\u00e7\u00e3o do Ir\u00e3o com a Ag\u00eancia Internacional da Energia At\u00f3mica. No entanto, o aumento das exist\u00eancias de petr\u00f3leo nos EUA contribuiu para uma nova descida dos pre\u00e7os. Finalmente, no s\u00e1bado, 5 de julho, a OPEP+ decidiu um aumento da produ\u00e7\u00e3o de 548 000 bpd a partir de agosto.<\/p>\n

Quanto aos futuros do g\u00e1s TTF<\/strong> no mercado ICE Front-Month, na segunda-feira, 30 de junho, registaram o seu m\u00ednimo semanal de fecho de 33,18 \u20ac\/MWh. Ap\u00f3s uma subida de 2,3% no dia anterior, na ter\u00e7a-feira, 1 de julho, estes futuros atingiram o seu m\u00e1ximo semanal de fecho de 33,95 \u20ac\/MWh. Nas restantes sess\u00f5es da primeira semana de julho, os pre\u00e7os de fecho foram ligeiramente inferiores, mas mantiveram-se acima dos 33 \u20ac\/MWh. Na sexta-feira, 4 de julho, o pre\u00e7o de fecho foi de 33,47 \u20ac\/MWh. De acordo com os dados analisados no AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, este pre\u00e7o era 1,2% superior ao da sexta-feira anterior.<\/p>\n

A oferta abundante e as perspectivas de menor consumo para a produ\u00e7\u00e3o de eletricidade na segunda semana de julho, devido \u00e0 descida prevista das temperaturas e ao aumento da produ\u00e7\u00e3o de energia e\u00f3lica, contribu\u00edram para manter os pre\u00e7os dos futuros do g\u00e1s TTF abaixo dos 34 \u20ac\/MWh durante a primeira semana de julho.<\/p>\n

Quanto aos futuros de CO2<\/sub><\/strong> no mercado EEX<\/strong> para o contrato de refer\u00eancia de dezembro de 2025, registaram o seu pre\u00e7o semanal de fecho mais baixo, de 68,97 \u20ac\/t, na segunda-feira, 30 de junho. De acordo com os dados analisados no AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, este pre\u00e7o foi o mais baixo desde 6 de maio. Posteriormente, os pre\u00e7os aumentaram e mantiveram-se acima dos 70 \u20ac\/t durante o resto da semana. Na quinta-feira, 3 de julho, estes futuros atingiram o seu pre\u00e7o de fecho semanal mais elevado de 72,08 euros\/t. Na sexta-feira, 4 de julho, registou-se uma ligeira descida de pre\u00e7os e o pre\u00e7o de fecho foi de 71,67 \u20ac\/t. No entanto, este pre\u00e7o era ainda 1,0% superior ao da sexta-feira anterior.<\/p>\n

Prices ga- s coal Brent oil CO2<\/a>Fonte: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ICE e EEX.<\/span><\/div>\n

An\u00e1lise da AleaSoft Energy Forecasting sobre as perspectivas dos mercados europeus de energia, armazenamento e financiamento de projectos<\/h2>\n

Na quinta-feira, 10 de julho, AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> realizar\u00e1 o 57\u00ba webinar<\/a> da sua s\u00e9rie mensal de webinars<\/a>. Nesta ocasi\u00e3o, o webinar analisar\u00e1 a evolu\u00e7\u00e3o e as perspectivas dos mercados energ\u00e9ticos europeus, bem como a situa\u00e7\u00e3o atual e as perspectivas dos CAE<\/strong>, centrando-se na vis\u00e3o dos grandes consumidores. Abordar\u00e1 tamb\u00e9m as perspectivas do armazenamento de energia<\/strong> e o pedido de ajuda do IDAE para o armazenamento de energia.<\/p>\n

Na mesa redonda de an\u00e1lise, os oradores convidados ser\u00e3o Pedro Gonz\u00e1lez, Diretor-Geral da AEGE<\/strong>, e Roger Font, Diretor-Geral de Project Finance Energy do Banco Sabadell<\/strong>. Pedro Gonz\u00e1lez apresentar\u00e1 a perspetiva dos grandes consumidores de eletricidade intensiva, enquanto Roger Font abordar\u00e1 os desafios e as oportunidades do financiamento de projectos de energias renov\u00e1veis<\/strong> e de armazenamento no atual contexto do mercado.<\/p>\n

Fonte: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.
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