Preços negativos da energia dão alívio temporário à crise do custo de vida, mas acabam por travar o investimento em energias renováveis.
O forte crescimento da energia solar e eólica tem sido associado ao disparar de preços negativos da eletricidade em toda a Europa.
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Segundo a empresa de análise Montel, os preços negativos da eletricidade na Península Ibérica atingiram um novo máximo histórico no primeiro trimestre de 2026. Isto acontece quando o preço no mercado grossista de eletricidade cai abaixo de zero porque a oferta ultrapassa a procura.
Espanha foi a mais afetada, com 397 horas de preços negativos entre janeiro e março, um aumento significativo face às 48 horas registadas no mesmo período de 2025, enquanto Portugal somou 222 horas de preços abaixo de zero no mesmo intervalo.
Uma análise distinta da Bloomberg, com dados da Epex Spot SE, concluiu que, em França, o número de horas com preços abaixo de zero quase duplicou este ano face a 2025, enquanto a Alemanha registou também um aumento de 50 por cento.
A maioria destes episódios de preços negativos foi registada em abril, associada a um forte aumento da produção solar graças a dias mais longos. As condições de vento forte que varreram a Europa reforçaram igualmente a produção eólica, fazendo com que se gerasse mais energia do que a necessária.
A consultora espanhola AleaSoft Energy Forecasting apurou que a Alemanha registou o preço médio diário da eletricidade mais baixo, de -16,34 €/MWh, em 5 de abril. No mesmo dia, o mercado francês apresentou um preço médio diário negativo de -3,56 €/MWh, enquanto a Bélgica registou uma média de 0,05 €/MWh.
Os mercados britânico, nórdico e neerlandês registaram os seus preços médios diários mais baixos desde outubro de 2025, de 6,85, 7,61 e 14,46 €/MWh, respetivamente.
Apesar de os preços negativos da eletricidade poderem parecer um alívio numa altura de custos energéticos em alta, este fenómeno crescente não se traduz em faturas mais baixas para os consumidores.
Porque é que há preços negativos da eletricidade?
Os preços da eletricidade ficam negativos quando a oferta excede a procura. No mercado diário europeu, os produtores de energia apresentam ofertas indicando quanta eletricidade vendem e a que preço. Normalmente, esse preço é positivo.
Mas, com a chegada da primavera e dias mais longos, as condições meteorológicas ideais podem aumentar drasticamente a produção de solar e eólica, o que leva a que se produza mais energia do que a necessária. Isto acontece muitas vezes em feriados, quando as pessoas tendem a consumir menos energia do que o habitual.
Os produtores podem ir baixando as ofertas uns dos outros, em função dos custos de operação e de arranque, para evitarem ser desligados (curtailment). Em muitos casos, continuam a ganhar dinheiro graças a subsídios ou contratos, ou então perderiam ainda mais se fossem obrigados a parar a produção.
No ano passado, por exemplo, o Reino Unido desperdiçou cerca de 1,47 mil milhões de libras (cerca de 1,67 mil milhões de euros) ao mandar parar turbinas eólicas e pagar a centrais a gás para entrarem em funcionamento.
Como pode a Europa travar os preços negativos da eletricidade?
Resolver o problema dos preços negativos da eletricidade não é tarefa fácil. A rede energética europeia, envelhecida, nunca foi pensada para o boom das renováveis e está dimensionada para centrais localizadas de forma centralizada. Isto significa que a energia eólica e solar, muitas vezes instalada em zonas remotas, nem sempre consegue chegar a tempo e horas aos locais onde é necessária, como casas e escritórios.
Apesar de o investimento na rede na Europa ter aumentado 47 por cento nos últimos cinco anos, para cerca de 70 mil milhões de euros por ano, os especialistas alertam que continua aquém do necessário.
Um relatório recente do think tank energético Ember alerta que mais de 120 GW de novas capacidades renováveis previstas estão em risco devido à “capacidade insuficiente da rede” na Europa. Entre estes projetos contam‑se 16 GW de instalações solares em telhados, que poderão afetar mais de 1,5 milhões de agregados familiares em todo o continente.
Oferecer energia gratuita ou com desconto é outra forma de lidar com os preços negativos, um incentivo já em estudo no Reino Unido. Greg Jackson, diretor executivo da Octopus Energy, que há muito defende reformas para fornecer energia mais barata em vez de cortar na produção eólica, considera que estas iniciativas devem tornar‑se permanentes para convencer os consumidores a apostar na eletrificação.
Será o armazenamento em baterias a solução?
O principal problema associado aos preços negativos é a dificuldade em armazenar o excedente de eletricidade. Daí os apelos para reforçar os sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) na Europa.
No ano passado, a UE instalou 27,1 GWh de nova capacidade de BESS, completando 12 anos consecutivos de crescimento recorde.
Segundo um relatório de 2026 da Solar Power Europe, apesar de a capacidade de baterias na UE ter multiplicado por dez desde 2021, ultrapassando hoje os 77 GWh, a Europa continua “muito aquém do nível necessário”.
Para cumprir as metas para 2030, a UE terá de repetir esse crescimento de dez vezes, aumentando o armazenamento em baterias para cerca de 750 GWh nos próximos cinco anos.
Cinco mercados da UE concentraram mais de 60 por cento de toda a nova capacidade de BESS em 2025, com a Alemanha e a Itália a liderarem. A Bulgária tornou‑se o mercado que mais cresce, subindo ao terceiro lugar, seguida pelos Países Baixos e por Espanha.