Preços negativos da eletricidade atingem mínimos históricos na Europa em abril de 2026

Na sexta-feira, 1 de maio de 2026 — Dia do Trabalhador, feriado em quase toda a Europa — os preços grossistas de eletricidade em oito zonas de mercado europeias caíram simultaneamente para −500 € por megawatt-hora, o piso regulatório fixado pelas bolsas elétricas da UE. Chéquia, Alemanha/Luxemburgo, Hungria, Eslováquia, Países Baixos, Bélgica, Áustria e França — todos viram leilões individuais de quarto de hora fechar exatamente a esse preço. Na Alemanha/Luxemburgo, 30 dos 96 quartos de hora do dia — cerca de 7,5 horas do dia — liquidaram a preços negativos.

Isto não foi uma falha. Foi a consequência previsível de três forças em colisão: um feriado solarengo com procura industrial drasticamente reduzida, uma capacidade solar instalada que produziu mais de 45 gigawatts só na Alemanha ao meio-dia, e um parque de centrais convencionais — nuclear, lenhite, biomassa — que não podem desligar-se ao longo de uma tarde e que, em vez disso, têm de pagar à rede para continuar a funcionar.

O recorde de 1 de maio não foi isolado. Ao longo de todo abril de 2026, os preços negativos tornaram-se rotina. Espanha registou 200 horas de preços grossistas negativos só em abril. A França viu 175 dessas horas, com preços a descerem até −478,80 €/MWh num único intervalo de quarto de hora. A Alemanha/Luxemburgo registou 143 horas, os Países Baixos 134, a Bélgica 131. De acordo com o relatório da Bloomberg de 30 de abril, o mercado day-ahead francês marcou nessa semana a sua média diária mais baixa de sempre, em −41,40 €/MWh — o preço diário agregado mais baixo alguma vez registado em qualquer grande mercado europeu.

Para consumidores em tarifas dinâmicas de eletricidade — ainda uma minoria mas em rápido crescimento no Norte da Europa — foram dias extraordinários. Na Suécia, Dinamarca, Estónia e Países Baixos, os agregados com tarifas que repassam preços grossistas viram tarifas efetivas cair brevemente abaixo de zero, antes de adicionadas tarifas de rede e impostos. Nos países com contratos de retalho a preço fixo (a maioria dos agregados da UE), o impacto foi invisível — mas os dados contam uma história clara sobre para onde se dirigem os mercados elétricos europeus.

A eletricidade é única entre as commodities: tem de ser consumida no instante exato em que é gerada. Ao contrário do cereal, do petróleo ou do gás natural, não pode ser armazenada economicamente em grande escala. As tecnologias de armazenamento — bombagem hidroelétrica, baterias, hidrogénio — existem, mas cobrem apenas uma pequena fração da procura total. O mercado grossista deve, portanto, fazer market clearing continuamente, a cada quinze minutos, entre oferta e procura.

As centrais oferecem no leilão day-ahead ao seu custo marginal — o custo de produzir uma megawatt-hora adicional. Para centrais a carvão e a gás, é sobretudo combustível e licenças de CO₂. Para a nuclear, é essencialmente zero (o combustível é uma fração mínima do custo total e a central funciona em contínuo). Para eólica e solar, o custo marginal também é praticamente zero — uma vez construídas, o vento sopra de graça e o sol brilha de graça.

Quando a produção renovável dispara e a procura é baixa, a curva de merit order achata-se: cada megawatt-hora de solar e eólica desloca geração térmica mais cara. Quando as renováveis sozinhas excedem a procura total, as centrais convencionais enfrentam uma escolha: parar de produzir (caro — reiniciar uma unidade nuclear ou a carvão pode levar 12-48 horas e queima milhões de euros em combustível) ou aceitar um preço negativo para continuar a funcionar. Os operadores escolhem normalmente o segundo, sobretudo se o período negativo for curto.

Além disso, muitas instalações renováveis na Europa recebem subsídios ao abrigo de regimes de tarifa garantida (como o EEG alemão, o tarif d'achat francês ou os incentivos GSE italianos). Na maior parte destes regimes, o operador recebe a mesma remuneração fixa independentemente do preço grossista. Tem todo o incentivo para injetar energia na rede mesmo a preços grossistas negativos — continua a receber o subsídio. Esta arquitetura estrutural contribui diretamente para o aprofundamento dos episódios de preços negativos.

O piso regulatório de preço de −500 €/MWh foi introduzido precisamente para limitar até onde pode ir esta dinâmica. Quando o teto é atingido, o market clearing essencialmente quebra — o mercado sinaliza que a oferta excede fundamentalmente a procura e que as centrais convencionais devem ser objeto de curtailment.

Os dados grossistas do EnergyTracker, obtidos diretamente da Plataforma de Transparência da ENTSO-E para 30 zonas de mercado europeias, pintam um quadro claro de quais mercados absorveram mais preços negativos em abril de 2026.

Top 10 zonas por horas de preço negativo em abril de 2026:

• Espanha (ES): 200 horas — A Espanha lidera a Europa por larga margem. A combinação de vasta capacidade solar (agora superior a 30 GW), procura fraca de meia estação primaveril e interligação limitada com a França cria uma tempestade perfeita. Preço mais baixo de abril: −27,50 €/MWh.
• França (FR): 175 horas — Preço mais baixo num único quarto de hora: −478,80 €/MWh. O parque nuclear francês, tradicionalmente formador de preço, vê-se cada vez mais subofertado pela solar ao meio-dia.
• Noruega NO4 (Nordland): 144 horas — Causa diferente: o degelo primaveril inunda os reservatórios hidroelétricos noruegueses, forçando os operadores a verter água (ou vender a preços negativos) quando os reservatórios estão cheios.
• Alemanha/Luxemburgo: 143 horas — Mais baixo: −480,01 €/MWh. O mercado alemão clear:a com o resto da Europa Central, e a 1 de maio atingiu o piso.
• Países Baixos: 134 horas — Mais baixo: −479,59 €/MWh.
• Bélgica: 131 horas — Mais baixo: −479,27 €/MWh.
• Chéquia: 120 horas — Mais baixo: −489,28 €/MWh.
• Polónia: 115 horas — Mais baixo: −439,22 €/MWh.
• Eslováquia: 115 horas — Mais baixo: atingiu exatamente o piso de −500 €/MWh a 1 de maio.
• Eslovénia: 110 horas — Mais baixo: −465,05 €/MWh.

O padrão: zonas continentais com elevada penetração solar e mercados day-ahead estreitamente acoplados (o Single Day-Ahead Coupling, SDAC, que liga a maioria dos mercados da UE) agrupam-se. Quando uma zona importante — geralmente França ou Alemanha — atinge o piso, as zonas vizinhas tendem a segui-la em minutos, à medida que os fluxos transfronteiriços redistribuem o desequilíbrio.

Notavelmente ausentes do topo: as Ilhas Britânicas (o mercado all-island da Irlanda viu bastante menos episódios), as zonas ibéricas isoladas (Portugal teve 220 horas desde 9 de março, mas mais impulsionadas por abril do que por maio) e o núcleo escandinavo (SE3, SE4) que beneficia da flexibilidade hidráulica nórdica.

A 1 de maio de 2026 às 11:00 UTC — quando o preço grossista da Alemanha/Luxemburgo se aproximava do piso de −500 €/MWh — o que estava efetivamente a gerar eletricidade?

Os dados de mix de geração da ENTSO-E contam a história de forma inequívoca:

• Solar: 45.202 MW (79,6 % da geração total)
• Biomassa: 3.972 MW (7,0 %)
• Lenhite: 1.857 MW (3,3 %)
• Eólica onshore: 1.526 MW (2,7 %)
• Gás natural: 1.419 MW (2,5 %)
• Hídrica fio de água: 1.023 MW (1,8 %)
• Hulha + resíduos + eólica offshore + outros: ~2,7 %

A frota solar alemã, sozinha, gerou nesse instante único mais eletricidade do que a produção combinada total de todas as outras centrais térmicas, eólicas, hídricas e a biomassa do país. Com o feriado a achatar a procura industrial para uma fração do nível de dia útil, e as exportações para países vizinhos já saturando as interligações (que estavam, por sua vez, inundadas com o seu próprio excedente solar), o mercado Alemanha/Luxemburgo simplesmente não conseguiu absorver a oferta.

A quota de renováveis variáveis — solar mais eólica — no mix de geração da Europa Continental ultrapassou já limiares que o desenho do mercado grossista não previa. Quando o mercado elétrico da UE foi reformado no final dos anos 90 e início dos anos 2000, a hipótese era que eólica e solar permaneceriam um nicho. Já não são nicho: em dias soalheiros e ventosos são dominantes.

O paradoxo: mais capacidade renovável → mais episódios de preços negativos → preços grossistas médios mais baixos → sinais de investimento mais fracos para o próximo gigawatt de solar. Sem armazenamento, demand-response ou eletrólise de hidrogénio para absorver o excedente, esta autocanibalização só se intensificará.

Um preço grossista negativo soa como uma bênção para os consumidores. A realidade é mais matizada.

Beneficiários: os agregados e empresas com tarifas dinâmicas de eletricidade — em que o preço de retalho acompanha o preço grossista horário mais uma tarifa de rede fixa e impostos — beneficiam diretamente nos dias de preços negativos. Em alguns mercados nórdicos, os fornecedores de tarifa dinâmica anunciam explicitamente as horas de preço negativo via notificações de aplicação, encorajando os consumidores a colocar máquinas de lavar loiça, ciclos boost de bombas de calor ou carregamento de veículos elétricos durante essas janelas. Segundo o recente lançamento, pela Comissão Europeia, da oferta obrigatória de tarifas dinâmicas (em vigor desde 2024 em todos os Estados-Membros), a adesão duplicou aproximadamente em termos homólogos, embora a penetração absoluta permaneça abaixo de 5 % dos agregados da UE.

Perdedores: produtores renováveis sem proteção por subsídio. Instalações solares e eólicas mais recentes que ofertam no mercado grossista sem tarifa garantida (os chamados projetos «merchant», cada vez mais comuns à medida que os governos eliminam o apoio fixo) sofrem real compressão de receitas. Uma central solar merchant a ganhar 0 €/MWh em horas de pico de produção tem um business case fundamentalmente diferente de uma a ganhar 40 €/MWh. O financiamento de investimento para novos projetos merchant fica mais caro, abrandando o pipeline.

Produtores convencionais: os operadores nucleares e de carvão confrontados com períodos de preços negativos podem perder dinheiro mesmo a funcionar. Alguns respondem participando no mercado de balanço (pagos para reduzir a pedido) ou aplicando curtailment apesar do custo técnico e económico. A EDF, operadora nuclear francesa, declarou publicamente que gere agora a produção de forma mais flexível do que em qualquer outro momento da história do parque.

Armazenamento: as baterias são as vencedoras estruturais. Comprar eletricidade a −100 €/MWh e vendê-la a 120 €/MWh no pico noturno é um spread de arbitragem de 220 €/MWh. O mercado europeu de armazenamento por baterias acelerou dramaticamente em 2025-2026 em resposta.

Autoridades fiscais: um efeito subtil — quando os preços grossistas são negativos, tanto a base de IVA sobre custos de combustível como a procura de licenças de carbono caem. Os orçamentos nacionais que dependem da fiscalidade energética sentem uma pressão pequena mas cumulativa.

O recorde de abril de 2026 não é um fenómeno temporário. É a nova baseline. As recentes comunicações estratégicas da Comissão Europeia, incluindo a declaração do Gas Coordination Group de 9 de abril de 2026, reconhecem explicitamente que os mercados grossistas de eletricidade necessitam de uma reestruturação estrutural — não porque estejam a falhar, mas porque estão a ser bem-sucedidos demais a integrar renováveis.

Estão a emergir três respostas concretas:

1. Escalonamento do armazenamento. O plano industrial net-zero da UE trata agora o armazenamento por baterias à escala da rede como tecnologia estratégica, ao mesmo nível da eletrólise e da nuclear. Espanha, França e Alemanha anunciaram cada uma novos concursos de armazenamento no Q1 2026, totalizando mais de 8 gigawatts de nova capacidade de baterias a entrar em serviço até 2028.

2. Flexibilidade da procura. Bombas de calor, veículos elétricos e termoacumuladores elétricos são cada vez mais equipados com firmware de smart-charging que responde a sinais de preço grossista. A diretiva revista da UE sobre o desempenho energético dos edifícios (EPBD), em vigor desde 2025, impõe compatibilidade com contadores inteligentes a todas as novas bombas de calor a partir de 2027.

3. Tarifas dinâmicas. Bélgica, Países Baixos e Suécia exigem agora a todos os comercializadores acima de uma certa dimensão que ofereçam contratos de preço dinâmico. O regulador alemão, BNetzA, publicou orientações segundo as quais os comercializadores devem oferecer pelo menos uma opção dinâmica a partir de 1 de janeiro de 2025.

A pergunta mais profunda é quanto vão valer em média os preços grossistas de eletricidade na próxima década. Com cada gigawatt adicional de solar, a quota de geração com custo marginal zero cresce, e o preço grossista médio derruba-se. Isso é excelente para os consumidores — mas só se o resto da fatura (tarifas de rede, impostos, taxas) for reestruturado para refletir a nova realidade. Tal como está na maioria dos países da UE, a componente grossista representa 30-40 % de uma fatura doméstica. Os outros 60-70 % são custos de rede, impostos e taxas de renováveis, que não caem quando os preços grossistas caem.

Os preços grossistas negativos em 2026 são, portanto, simultaneamente um triunfo — prova de que a expansão renovável da Europa está a funcionar — e um aviso: os mecanismos de mercado que financiaram essa expansão estão agora a ser testados pelo próprio sucesso da expansão. A forma como a Europa responder moldará a segunda década da transição energética.

Para preços grossistas em direto em todas as 30 zonas de mercado europeias, incluindo gráficos horários e detalhes do mix de geração, ver o nosso painel de eletricidade grossista.