Publicado em: 2026-08-13
O aperto está concentrado no horário de pico noturno: os preços intradiários na França e na Alemanha superaram os €300 por megawatt-hora na janela das 20h às 21h de quarta-feira.
Níveis recordes de baixa nos rios Loire, Pó, Reno e Danúbio estão reduzindo simultaneamente a geração hidrelétrica, o resfriamento de reatores e o transporte de carvão por barcaças.
As águas-vivas na usina de Gravelines respondem por mais de 3 GW do déficit francês, o que significa que parte da perda não será revertida quando o calor passar.
A curva futura precifica o gás, não o clima: o contrato de carga base alemão para 2027 apresentava, no fim de julho, um prêmio de cerca de €40 em relação ao francês.
Bruxelas não vê risco de suficiência de oferta no curto prazo, o que deixa os compradores industriais com contratos de preço flutuante absorvendo o custo marginal mais alto.
Na terça-feira, o preço da eletricidade francesa no mercado do dia seguinte (day-ahead) saltou 21,8%, para €142,50 por megawatt-hora, enquanto o contrato alemão avançou 22,8%, para €138,50, à medida que a quinta onda de calor do verão europeu colidiu com uma base de oferta cada vez mais reduzida.
O que diferencia esta onda de calor das quatro anteriores é o lado da oferta. Na quarta-feira, a França registrou um recorde de 20,4% da capacidade nuclear indisponível por motivos ambientais, e, na quinta-feira, a Romênia desligou seu último reator em operação.
Trata-se, portanto, de uma questão de custo, não de escassez. A oferta se mantém firme em todo o mercado interconectado. O que mudou de preço é o custo do último megawatt-hora no horário de pico, e quem terá de pagar por ele.
O pregão intradiário de quarta-feira foi ainda mais firme. Nos dois mercados, os preços na janela das 20h às 21h negociaram acima de €300 por megawatt-hora no intradiário, superando o preço fixado no leilão do dia anterior para o mesmo horário.
O prêmio mostrou que as condições se apertaram após o fechamento do leilão, à medida que as expectativas de geração e demanda foram revisadas.
O pico noturno está no centro do movimento. A geração solar perde força após as 19h, enquanto a demanda por ar-condicionado se mantém, deixando para as usinas despacháveis a tarefa de cobrir a lacuna justamente no momento em que sua disponibilidade é menor.
Quarta-feira trouxe uma complicação rara. Um eclipse solar no norte da Espanha e na Europa Ocidental retirou cerca de 9,7 GW de geração fotovoltaica em seu ponto máximo, o equivalente a cerca de 3,7% da capacidade instalada na UE.
Os operadores já haviam planejado o evento, e a oferta se manteve estável. O sudeste europeu registrou as maiores altas: os preços no mercado day-ahead em sete bolsas regionais subiram, em média, de 50% a 100% na semana até 6 de agosto.
Os quatro maiores rios da Europa, Loire, Pó, Reno e Danúbio, atingiram níveis mínimos históricos no início de agosto, informou na quarta-feira o Centro Comum de Pesquisa da Comissão Europeia.
Em julho, a vazão do Reno em Lobith ficou em média em 37% da referência histórica registrada entre 2019 e 2025. O Garonne, em Tonneins, operou a 5% do fluxo normal de julho, e o Loire, em Saumur, a 13%.
O nível baixo dos rios prejudica o sistema de três formas simultâneas: reduz a geração hidrelétrica, tira a capacidade de resfriamento de que dependem usinas termelétricas e nucleares e, no caso do Reno, restringe as barcaças que transportam carvão para usinas alemãs.
| Fator de restrição | Efeito no mercado |
|---|---|
| Paradas nucleares na França | Menor geração no horário de pico e margem de exportação mais estreita para os mercados vizinhos |
| Baixa vazão dos rios | Geração hidrelétrica mais fraca, da bacia do Reno até o baixo Danúbio |
| Temperaturas elevadas dos rios | Limites de descarga térmica podem forçar reatores nucleares a reduzir a produção |
| Vento fraco na Alemanha | Maior dependência de usinas a gás e a carvão para definir o preço marginal da eletricidade |
| Demanda por refrigeração | Aumento da demanda noturna após o declínio da geração solar |
A Romênia deu o exemplo mais claro na quinta-feira. A Nuclearelectrica começou a desligar a Unidade 2 da usina de Cernavodă às 8h e a desconectou três horas depois, deixando o sistema nacional sem geração nuclear.
A Unidade 1 está fora de operação desde 28 de julho, e os dois reatores normalmente respondem por cerca de um quinto da produção elétrica da Romênia. A vazão do Danúbio no ponto de entrada no país caiu para aproximadamente 1.370 metros cúbicos por segundo, contra uma média histórica de agosto de cerca de 3.900.
Dragagens, detonações no leito do rio e barcaças carregadas de pedras afundadas não foram suficientes para manter o abastecimento das bombas de resfriamento. A operadora declarou força maior em seus contratos de venda, sem data prevista para a retomada.
Na quarta-feira, 20,4% da capacidade de geração nuclear francesa estava indisponível por restrições ambientais ou causas ambientais externas, um recorde nos dados da EDF desde 2015, segundo cálculos da AFP.
Treze dos 57 reatores da frota foram afetados: oito ficaram totalmente fora de operação e cinco funcionaram com potência reduzida. No início da semana, dados da EDF indicavam cerca de 7,3 GW de restrições no horário de pico do meio-dia.
Nem toda a perda de geração é causada pelo calor. Cinco das seis unidades de Gravelines foram desligadas ou tiveram a produção reduzida depois que um enxame de águas-vivas entupiu as bombas de resfriamento com água do mar, retirando mais de 3 GW do sistema.
Como cerca de 70% da eletricidade francesa vem da energia nuclear, a disponibilidade da frota afeta diretamente os preços na Alemanha, na Itália, na Espanha, na Bélgica e no Reino Unido. O número que interessa aos vizinhos já não é o superávit anual de exportação da França, e sim quanto o país consegue entregar em uma noite sob estresse térmico.
Os preços no mercado spot se movem com a disponibilidade dos reatores franceses, enquanto a curva futura é definida pelo custo dos combustíveis. No fim de julho, o contrato de carga base alemão para o ano-calendário de 2027 estava avaliado em €104,24 por megawatt-hora, contra €64,73 na França.
O diferencial de quase €40 reflete um prêmio de gás. Nas horas de pico na Alemanha, são as usinas a gás que definem o preço, enquanto a curva francesa acompanha a disponibilidade dos reatores, que o mercado ainda espera que se normalize.
O contrato holandês TTF foi negociado perto de €60 por megawatt-hora na quinta-feira, alta de cerca de 13% no mês e de quase 87% em relação a um ano antes, com o fechamento do Estreito de Ormuz atrasando cargas de gás do Catar.
As usinas a gás consomem entre 1,7 e 1,8 unidade de combustível para cada unidade de eletricidade gerada, de modo que uma variação de €10 no TTF adiciona entre €17 e €18 ao custo marginal de geração. O carbono da UE fechou a €82,36 por tonelada, 16% acima do nível de um ano atrás.
Estresse de preços e escassez de oferta são situações distintas, e as evidências apontam claramente para a primeira.
O Grupo de Coordenação de Eletricidade, que reúne a Comissão Europeia, os Estados-membros, a Ucrânia, a Moldávia e a ENTSO-E, se reuniu nesta semana e não identificou riscos de suficiência de oferta no curto prazo, embora tenha alertado que as condições devem continuar apertadas na próxima semana.
Usinas tiveram a produção reduzida na França, na Itália, na Hungria, na Romênia, na Eslovênia e na Polônia. O operador de transmissão da França afirmou que a capacidade nacional continua suficiente mesmo considerando as paradas.
Nicolas Goldberg, especialista em energia da Colombus Consulting, afirmou haver "margem suficiente para que isso não represente problemas de abastecimento no curto prazo". A rede continua equilibrada. O custo para mantê-la assim, porém, subiu consideravelmente.
Disponibilidade nuclear na França. A retomada das unidades de Gravelines e o fim das restrições ligadas à temperatura dos rios recuperariam vários gigawatts e reconstruiriam a margem de exportação mais rápido do que qualquer outro fator.
Temperaturas e níveis dos rios. O episódio deve atingir o pico entre quarta e sexta-feira, antes da chegada de condições mais frias e chuvosas no fim de semana de 15 de agosto. A Météo-France estima em 60% a probabilidade de temperaturas acima da média até outubro.
Vento na Alemanha. A geração fraca tem forçado uma dependência maior das usinas termelétricas, e a volta de ventos mais fortes reduziria rapidamente o preço marginal.
Gás. O TTF define o piso dos preços no horário de pico noturno. Uma oferta mais folgada de GNL reduziria esse piso, enquanto a persistência do aperto o manteria elevado.
Compradores industriais com contratos de preço flutuante carregam o custo imediato, com margem limitada para hedge nesses níveis de preço. O sistema absorveu uma semana difícil sem falha de abastecimento. O que mudou foi o preço pelo qual ele absorve uma.
