{"id":164559,"date":"2026-02-16T16:26:19","date_gmt":"2026-02-16T15:26:19","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=164559"},"modified":"2026-02-20T05:10:04","modified_gmt":"2026-02-20T04:10:04","slug":"precos-mercados-europeus-caem-iberico-desacoplado-nordico-maximo","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/pt\/precos-mercados-europeus-caem-iberico-desacoplado-nordico-maximo\/","title":{"rendered":"Os pre\u00e7os nos mercados europeus caem na segunda semana de fevereiro, o ib\u00e9rico continua desacoplado e o n\u00f3rdico atinge os pre\u00e7os mais altos"},"content":{"rendered":"

AleaSoft<\/strong> Energy Forecasting, 16 de fevereiro de 2026. Na segunda semana de fevereiro, os pre\u00e7os da maioria dos principais mercados el\u00e9tricos europeus mantiveram uma tend\u00eancia descendente, embora em muitos casos a m\u00e9dia semanal tenha ficado acima de 90 \u20ac\/MWh. O mercado n\u00f3rdico registou a m\u00e9dia semanal mais elevada, algo in\u00e9dito pelo menos desde 2018, e a 10 de fevereiro atingiu o seu pre\u00e7o mais alto desde 2022. O mercado ib\u00e9rico continuou desacoplado do resto da Europa, com pre\u00e7os di\u00e1rios inferiores a 5 \u20ac\/MWh na maioria das sess\u00f5es. Em termos de produ\u00e7\u00e3o renov\u00e1vel, o mercado italiano registou o maior valor fotovoltaico para um dia de fevereiro e o franc\u00eas o maior registo e\u00f3lico para um dia de fevereiro. Por seu lado, os futuros de CO2<\/sub> atingiram o seu n\u00edvel mais baixo desde maio de 2025.<\/strong><\/p>\n

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

Na semana de 9 de fevereiro, a produ\u00e7\u00e3o solar fotovoltaica<\/strong> aumentou em grande parte dos principais mercados el\u00e9tricos europeus em compara\u00e7\u00e3o com a semana anterior. O mercado espanhol registou o maior aumento, de 16%, e continuou a tend\u00eancia ascendente da semana anterior. O mercado alem\u00e3o continuou com os aumentos pela segunda semana consecutiva, desta vez com 13%. No mercado portugu\u00eas, a gera\u00e7\u00e3o fotovoltaica tamb\u00e9m subiu pela segunda semana, neste caso 5,0%. O mercado italiano registou o menor aumento, de 0,4%, e continuou a tend\u00eancia positiva das \u00faltimas duas semanas. Em contrapartida, no mercado franc\u00eas, a produ\u00e7\u00e3o com esta tecnologia caiu 27% ap\u00f3s tr\u00eas semanas de aumentos.<\/p>\n

O mercado italiano registou um novo recorde hist\u00f3rico de produ\u00e7\u00e3o fotovoltaica para um dia de fevereiro, ao gerar 89 GWh na sexta-feira, 13 de fevereiro.<\/p>\n

Durante a semana de 16 de fevereiro, de acordo com as previs\u00f5es de produ\u00e7\u00e3o solar<\/a> da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, a produ\u00e7\u00e3o aumentar\u00e1 nos mercados alem\u00e3o, italiano e espanhol.<\/p>\n

AleaSoft - Photovoltaic energy production electricity Europe<\/a>Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica e TERNA.<\/span><\/div>\n
AleaSoft - Solar photovoltaic production profile Europe<\/a>Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica e TERNA.<\/span><\/div>\n

Durante a semana de 9 de fevereiro, o mercado franc\u00eas voltou a registar o maior aumento da produ\u00e7\u00e3o e\u00f3lica<\/strong> em rela\u00e7\u00e3o \u00e0 semana anterior, pela segunda semana consecutiva, com um aumento de 38%. Os mercados espanhol e portugu\u00eas reverteram a tend\u00eancia de queda da semana anterior, com aumentos de 8,6% e 6,0%, respetivamente. Em contrapartida, os mercados alem\u00e3o e italiano apresentaram a tend\u00eancia oposta. Na Alemanha, a produ\u00e7\u00e3o e\u00f3lica caiu 17% e continuou a tend\u00eancia de queda da semana anterior, enquanto na It\u00e1lia diminuiu 15% ap\u00f3s tr\u00eas semanas consecutivas de alta.<\/p>\n

O mercado franc\u00eas registou um novo recorde hist\u00f3rico de produ\u00e7\u00e3o e\u00f3lica para um dia de fevereiro, no dia 11, quando gerou 380 GWh com energia e\u00f3lica.<\/p>\n

Na semana de 16 de fevereiro, de acordo com as previs\u00f5es de produ\u00e7\u00e3o e\u00f3lica<\/a> da AleaSoft Energy Forecasting,<\/strong> a gera\u00e7\u00e3o com esta tecnologia aumentar\u00e1 nos mercados italiano e alem\u00e3o, enquanto diminuir\u00e1 nos mercados portugu\u00eas, espanhol e franc\u00eas.<\/p>\n

AleaSoft - Wind energy production electricity Europe<\/a>Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica e TERNA.<\/span><\/div>\n

Demanda el\u00e9ctrica<\/h2>\n

Na semana de 9 de fevereiro, a demanda\u00a0de eletricidade<\/strong> diminuiu na maioria dos principais mercados europeus em compara\u00e7\u00e3o com a semana anterior. O mercado espanhol registou a maior queda, de 5,2%, e continuou a tend\u00eancia de descida pela terceira semana consecutiva. Nos mercados alem\u00e3o, italiano e brit\u00e2nico, a demanda caiu pela segunda semana consecutiva, desta vez 3,4%, 2,4% e 0,9%, respetivamente. O mercado portugu\u00eas inverteu a tend\u00eancia positiva da semana anterior, com uma descida de 1,6%. No mercado belga, a demanda foi semelhante \u00e0 da semana anterior, enquanto no mercado franc\u00eas a demanda aumentou 0,5%, invertendo a tend\u00eancia descendente da semana anterior.<\/p>\n

A diminui\u00e7\u00e3o da demanda esteve relacionada com temperaturas m\u00e9dias<\/strong> menos frias do que na semana anterior na maioria dos mercados analisados. Os aumentos variaram entre 0,5 \u00b0C na Fran\u00e7a e 2,5 \u00b0C na Alemanha. No entanto, as temperaturas m\u00e9dias diminu\u00edram 0,1 \u00b0C na Gr\u00e3-Bretanha e 1,6 \u00b0C na B\u00e9lgica.<\/p>\n

Para a semana de 16 de fevereiro, de acordo com as previs\u00f5es de demanda<\/a> da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, a demanda aumentar\u00e1 na Alemanha, Fran\u00e7a, Espanha, Gr\u00e3-Bretanha e B\u00e9lgica, enquanto diminuir\u00e1 em Portugal e It\u00e1lia.<\/p>\n

AleaSoft - Electricity demand European countries<\/a>Fonte: Preparado pela AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica, TERNA, National Grid e ELIA.<\/span><\/div>\n

Mercados el\u00e9tricos europeus<\/h2>\n

Durante a segunda semana de fevereiro, os pre\u00e7os da maioria dos principais mercados el\u00e9tricos europeus registaram uma tend\u00eancia descendente. Como resultado, os pre\u00e7os m\u00e9dios semanais da maioria dos mercados baixaram em rela\u00e7\u00e3o \u00e0 semana anterior. As exce\u00e7\u00f5es foram o mercado EPEX\u00a0SPOT<\/strong> da Alemanha e o mercado Nord\u00a0Pool<\/strong> dos pa\u00edses n\u00f3rdicos, com aumentos de 1,9% e 13%, respetivamente. O mercado EPEX\u00a0SPOT dos Pa\u00edses Baixos registou a menor descida, de 0,9%. Em contrapartida, o mercado EPEX\u00a0SPOT da Fran\u00e7a e o mercado MIBEL<\/strong> de Portugal e Espanha registraram as maiores quedas percentuais nos pre\u00e7os, de 51%, 52% e 53%, respectivamente. Nos restantes mercados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, os pre\u00e7os ca\u00edram entre 4,6% no mercado N2EX<\/strong> do Reino Unido e 9,3% no mercado IPEX <\/strong>da It\u00e1lia.<\/p>\n

Na semana de 9 de fevereiro, apesar das quedas nos pre\u00e7os, as m\u00e9dias semanais ficaram acima de 90 \u20ac\/MWh na maioria dos mercados el\u00e9tricos europeus. As exce\u00e7\u00f5es foram os mercados portugu\u00eas, espanhol e franc\u00eas, cujas m\u00e9dias foram de 2,18 \u20ac\/MWh, 6,24 \u20ac\/MWh e 39,60 \u20ac\/MWh, respetivamente. Em contrapartida, o mercado n\u00f3rdico registou a maior m\u00e9dia semanal, de 125,08 \u20ac\/MWh. Nos restantes mercados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, os pre\u00e7os situaram-se entre os 93,62 \u20ac\/MWh do mercado belga e os 116,21 \u20ac\/MWh do mercado italiano.<\/p>\n

No que diz respeito aos pre\u00e7os di\u00e1rios, os mercados espanhol e portugu\u00eas registaram pre\u00e7os inferiores a 5 \u20ac\/MWh na maioria das sess\u00f5es da segunda semana de fevereiro. A 11 de fevereiro, o mercado portugu\u00eas atingiu a m\u00e9dia mais baixa da semana entre os mercados analisados, de 0,34 \u20ac\/MWh. Este foi o seu pre\u00e7o di\u00e1rio mais baixo desde 6 de abril de 2024. A 15 de fevereiro, o mercado espanhol atingiu o seu pre\u00e7o mais baixo desde 17 de abril de 2024, de 1,55 \u20ac\/MWh. No caso do mercado franc\u00eas, os pre\u00e7os foram inferiores a 20 \u20ac\/MWh em algumas sess\u00f5es da segunda semana de fevereiro. No dia 11 de fevereiro, o pre\u00e7o foi de 13,61 \u20ac\/MWh, o mais baixo deste mercado desde 24 de outubro de 2025. J\u00e1 na terceira semana de fevereiro, na segunda-feira, dia 16, o pre\u00e7o foi ainda mais baixo, de 12,13 \u20ac\/MWh, embora se mantendo acima do registado em 23 de outubro de 2025.<\/p>\n

Por outro lado, os mercados alem\u00e3o, belga, brit\u00e2nico, italiano, neerland\u00eas e n\u00f3rdico registaram pre\u00e7os di\u00e1rios superiores a 100 \u20ac\/MWh em algumas sess\u00f5es da segunda semana de fevereiro. Nos mercados italiano e n\u00f3rdico, os pre\u00e7os di\u00e1rios ultrapassaram os 120 \u20ac\/MWh nos tr\u00eas primeiros dias da semana. O mercado n\u00f3rdico atingiu a m\u00e9dia di\u00e1ria mais elevada da semana entre os mercados analisados, de 158,53 \u20ac\/MWh, na ter\u00e7a-feira, 10 de fevereiro. Este foi o seu pre\u00e7o di\u00e1rio mais elevado desde 23 de dezembro de 2022.<\/p>\n

Na semana de 9 de fevereiro, a queda nos pre\u00e7os do g\u00e1s e dos direitos de emiss\u00e3o de CO2<\/sub>, o aumento da produ\u00e7\u00e3o solar e a diminui\u00e7\u00e3o da demanda na maioria dos mercados contribu\u00edram para a queda dos pre\u00e7os nos mercados el\u00e9tricos europeus. Na Pen\u00ednsula Ib\u00e9rica, a elevada produ\u00e7\u00e3o hidroel\u00e9trica tamb\u00e9m pressionou os pre\u00e7os para baixo, enquanto em Espanha, Fran\u00e7a e Portugal o aumento da produ\u00e7\u00e3o e\u00f3lica favoreceu adicionalmente a descida dos pre\u00e7os.<\/p>\n

Molinos- <\/a><\/div>\n

As previs\u00f5es de pre\u00e7os<\/a> da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> indicam que, na terceira semana de fevereiro, os pre\u00e7os cair\u00e3o na maioria dos principais mercados el\u00e9tricos europeus. O aumento significativo da produ\u00e7\u00e3o e\u00f3lica e solar em mercados como o alem\u00e3o ou o italiano ir\u00e1 favorecer este comportamento. No entanto, o aumento da demanda e a queda da produ\u00e7\u00e3o e\u00f3lica na Pen\u00ednsula Ib\u00e9rica ir\u00e3o favorecer o aumento dos pre\u00e7os no mercado MIBEL.<\/p>\n

AleaSoft - European electricity market prices<\/a>Fonte: Elaborado pela AleaSoft Energy Forecasting com dados da OMIE, , Nord Pool e GME.<\/span><\/div>\n

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

Durante a segunda semana de fevereiro, os pre\u00e7os de fecho dos futuros do petr\u00f3leo Brent<\/strong> para o Front\u2011Month no mercado ICE<\/strong> mantiveram-se abaixo dos 70 $\/bbl. No dia 11 de fevereiro, esses futuros atingiram o seu pre\u00e7o de fecho m\u00e1ximo semanal, de 69,40 $\/bbl. No entanto, ap\u00f3s uma queda de 2,7% em rela\u00e7\u00e3o ao dia anterior, na quinta-feira, 12 de fevereiro, registaram o seu pre\u00e7o de fecho m\u00ednimo semanal, de 67,52 $\/bbl. Na sexta-feira, 13 de fevereiro, o pre\u00e7o de fecho foi ligeiramente superior, de 67,75 $\/bbl. De acordo com os dados analisados na AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, este pre\u00e7o ainda foi 0,4% inferior ao da sexta-feira anterior.<\/p>\n

A tens\u00e3o no M\u00e9dio Oriente contribuiu para que os pre\u00e7os dos futuros do petr\u00f3leo Brent se mantivessem acima dos 68,75 d\u00f3lares por barril nas primeiras sess\u00f5es da semana. No entanto, a preocupa\u00e7\u00e3o com a demanda limitou os pre\u00e7os. A Ag\u00eancia Internacional de Energia publicou o seu relat\u00f3rio mensal na quinta-feira, insistindo num poss\u00edvel excesso de oferta para 2026 e reduzindo as suas previs\u00f5es para a demanda de petr\u00f3leo. Por outro lado, o presidente dos EUA afirmou que as negocia\u00e7\u00f5es com o Ir\u00e3o poderiam prolongar-se por um m\u00eas, reduzindo o receio de problemas de abastecimento, o que tamb\u00e9m exerceu uma influ\u00eancia negativa sobre os pre\u00e7os.<\/p>\n

Quanto aos pre\u00e7os de fecho dos futuros de g\u00e1s TTF<\/strong> no mercado ICE para o Front\u2011Month, durante a segunda semana de fevereiro mantiveram-se est\u00e1veis, abaixo dos 34 \u20ac\/MWh. Na segunda-feira, 9 de fevereiro, estes futuros atingiram o seu pre\u00e7o de fecho m\u00e1ximo semanal, de 33,50 \u20ac\/MWh. Este pre\u00e7o j\u00e1 era 6,2% inferior ao da sexta-feira da semana anterior. Na ter\u00e7a-feira, 10 de fevereiro, registaram o seu pre\u00e7o de fecho m\u00ednimo semanal, de 31,85 \u20ac\/MWh. Nas restantes sess\u00f5es da semana, os pre\u00e7os de fecho ultrapassaram os 32 \u20ac\/MWh. Na sexta-feira, 13 de fevereiro, o pre\u00e7o de fecho foi de 32,50 \u20ac\/MWh. De acordo com os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, este pre\u00e7o foi 8,9% inferior ao da sexta-feira anterior.<\/p>\n

As previs\u00f5es de temperaturas mais amenas exerceram uma influ\u00eancia descendente sobre os pre\u00e7os dos futuros do g\u00e1s TTF na segunda semana de fevereiro. Al\u00e9m disso, o aumento da disponibilidade de g\u00e1s natural liquefeito proveniente dos Estados Unidos, associado a previs\u00f5es de temperaturas mais elevadas tamb\u00e9m nesse pa\u00eds, contribuiu para que os pre\u00e7os se mantivessem abaixo dos 34 \u20ac\/MWh durante a segunda semana de fevereiro.<\/p>\n

No que diz respeito aos futuros de direitos de emiss\u00e3o de CO2<\/sub><\/strong> no mercado EEX<\/strong> para o contrato de refer\u00eancia de dezembro de 2026, na segunda-feira, 9 de fevereiro, atingiram o seu pre\u00e7o de fecho m\u00e1ximo semanal, de 81,33 \u20ac\/t. Posteriormente, os pre\u00e7os iniciaram uma tend\u00eancia descendente. Como consequ\u00eancia, na sexta-feira, 13 de fevereiro, esses futuros registraram o seu pre\u00e7o de fechamento m\u00ednimo semanal, de 70,70 \u20ac\/t. De acordo com os dados analisados pela AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, esse pre\u00e7o foi 10% menor do que o da sexta-feira anterior e o mais baixo desde 6 de maio de 2025.<\/p>\n

AleaSoft - Prices gas coal Brent oil CO2<\/a>Fonte: Preparado pela AleaSoft Energy Forecasting utilizando dados da ICE e da EEX.<\/span><\/div>\n

An\u00e1lise da AleaSoft Energy Forecasting sobre as perspetivas dos mercados de energia na Europa e o armazenamento em baterias<\/h2>\n

Na quinta-feira, 12 de fevereiro, a AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> realizou o seu 63.\u00ba webinar mensal<\/a>. O orador convidado foi Tom\u00e1s Garc\u00eda, Diretor S\u00e9nior, Energy & Infrastructure Advisory na JLL<\/strong>, que participou pela quinta vez na s\u00e9rie de webinars mensais<\/a> da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>. O webinar de fevereiro analisou temas relevantes para o setor energ\u00e9tico, tais como a evolu\u00e7\u00e3o e as perspetivas dos mercados energ\u00e9ticos<\/strong> europeus, insights sobre as recentes transa\u00e7\u00f5es de BESS<\/strong> em Espanha e os principais fatores para a avalia\u00e7\u00e3o de projetos BESS stand-alone em Espanha.<\/p>\n

Fonte: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\n\n\n

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AleaSoft Energy Forecasting, 16 de fevereiro de 2026. Na segunda semana de fevereiro, os pre\u00e7os da maioria dos principais mercados el\u00e9tricos europeus mantiveram uma tend\u00eancia descendente, embora em muitos casos a m\u00e9dia semanal tenha ficado acima de 90 \u20ac\/MWh. 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