A continuidade da operação de Almaraz até junho de 2030 introduz uma nova variável no futuro mercado de capacidade elétrico espanhol. A usina fornecerá geração firme por um período mais longo do que o previsto e alterará os requisitos de cobertura que definirão os primeiros leilões.
José Luis Bernal Albendín , especialista e comunicador na área de energia, e chefe do Gabinete de Energia da Câmara de Comércio e Indústria , explica em diálogo com a Energía Estratégica :
“A extensão da operação de Almaraz não elimina a necessidade de um mercado de capacidade, mas modifica temporariamente a disponibilidade de energia e a utilização esperada das centrais de ciclo combinado. Isso sugere a atualização das análises de hedge e, sobretudo, o dimensionamento correto do volume dos primeiros leilões.”
O mecanismo já foi autorizado pela Comissão Europeia em 29 de maio, com um orçamento estimado em 9 mil milhões de euros ao longo de dez anos. No entanto, a Espanha ainda precisa de aprovar a portaria ministerial que estabelecerá a sua regulamentação nacional.
A análise publicada no Diário Oficial do Estado (BOE) estima que a geração de eletricidade a partir do gás poderá ser 7% menor em 2030 em comparação com o cenário considerado no Plano Nacional Integrado de Energia e Clima (PNIEC ). A nova projeção modifica as condições inicialmente consideradas e pressiona um cronograma que permanece indefinido.
Quanto à possibilidade de a ordem ser emitida em breve, Bernal expressa cautela:
“Setembro pode ser o alvo político, mas ainda não pode ser dado como certo.”
A expansão da central nuclear também poderá intensificar a competição pelo acesso efetivo à rede elétrica. A Aurora Energy Research prevê que a redução da produção de energia eólica e solar será 40% maior em 2030 em comparação com um cenário sem a expansão de Almaraz, especialmente na Extremadura, onde já existem restrições significativas.
Esse excedente reforça o papel do armazenamento, embora não garanta, por si só, sua rentabilidade. Para mobilizar capital, os futuros editais de licitação devem reconhecer adequadamente a contribuição de cada tecnologia, evitar o excesso de oferta e limitar o impacto sobre os consumidores.
A distribuição terá velocidades diferentes : os ciclos combinados começam com uma vantagem inicial; as baterias competirão pelo sinal de investimento a longo prazo; a gestão da procura poderá conter custos; e as energias renováveis melhorarão a sua posição através da hibridização.
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A ordem ministerial continua a ditar o ritmo.
Bruxelas já autorizou o regime do mercado de capacidade como auxílio estatal, mas a Espanha ainda precisa publicar a portaria que o cria e regulamenta em nível nacional . No final de junho, o Ministério da Transição Ecológica declarou que o processo estava praticamente concluído e aguardava assinatura.
O verão transcorreu sem nenhuma atualização no Diário Oficial do Estado (BOE). Além disso, relatórios do setor indicam que a Comissão Delegada do Governo para Assuntos Econômicos decidiu analisar com mais detalhes o impacto da medida nas contas dos consumidores . Até o momento, não há confirmação oficial de uma nova data.
Mesmo com a aprovação prevista para setembro ou o último trimestre de 2026, Bernal considera viável realizar o primeiro leilão em 2027. A janela, no entanto, será curta e exigirá que a Red Eléctrica, a Secretaria de Estado de Energia e a CNMC agilizem os desenvolvimentos técnicos.
A publicação da norma será apenas o primeiro passo. Posteriormente, deverão ser definidos a potência requerida, o ano de entrega, a duração do contrato, os coeficientes de firmeza, as horas de estresse, as garantias, o sistema de penalidades e o cronograma de pré-qualificação.
“A ordem pode causar atrasos políticos, mas as regras e a implementação podem causar atrasos operacionais”, resume o especialista.
Uma forma de acelerar o início das operações seria utilizar um concurso público temporário ou de ajuste para instalações existentes , enquanto um leilão principal ofereceria contratos de longo prazo para novos ativos. Essa combinação permitiria que os recursos contratados estivessem disponíveis antes da conclusão total da implantação do modelo.
Gasolina na partida, baterias para o próximo ciclo.
As centrais elétricas de ciclo combinado têm uma vantagem inicial na conquista de uma grande parte dos contratos iniciais. Elas já estão construídas, podem manter sua produção por longos períodos e não dependem da conclusão de novas construções para fornecer energia despachável.
Por outro lado, as baterias parecem ser as principais candidatas a receber o sinal para futuros investimentos. Contratos de até quinze anos, previstos para certos projetos, poderiam proporcionar previsibilidade e facilitar o financiamento, mas seu valor dependerá do projeto final.
A duração dos sistemas será um dos fatores críticos. Uma instalação com duração de duas horas não oferece a mesma cobertura que uma com duração de quatro ou oito horas durante períodos prolongados de escassez de energia. O coeficiente atribuído a cada configuração determinará quanta energia ela pode fornecer e, consequentemente, qual receita estará disponível.
A decisão surge num momento de intensa atividade administrativa. Só em agosto, foram publicados nove projetos, num total de 327,6 MW, no Diário Oficial do Estado (BOE), enquanto a One Hub Energy estima que a Espanha poderá terminar 2026 com quase 650 MW de capacidade instalada. Apesar disso, a obtenção das licenças ainda não garante a construção.
Os pagamentos por disponibilidade não substituirão o restante do modelo econômico. Os desenvolvedores precisarão combiná-los com arbitragem, serviços de balanceamento, gerenciamento de restrições e acordos de otimização privada.