Em agosto, o preço médio no mercado grossista foi de €118,25/MWh , mas durante as horas de pico diurnas caiu para €26,37/MWh , em comparação com os €164,19/MWh registados fora dessas horas. Esta diferença evidencia um dos principais desequilíbrios que começa a afetar a rentabilidade da nova capacidade de energia renovável em Espanha.
A pressão também afetou os contratos de longo prazo. Em julho, enquanto o índice europeu de PPAs da Pexapark subiu, o da Espanha caiu 3,9% . No início de setembro, a OMIP posicionou os contratos futuros de PPAs solares em torno de € 29,70/MWh para cinco anos e € 25,63/MWh para dez anos .
Entretanto, o armazenamento de energia está ganhando destaque nos relatórios energéticos publicados no Diário Oficial do Estado (BOE) , enquanto novas regras sobre acesso flexível e agregação começam a expandir as ferramentas disponíveis para a gestão do sistema. A continuidade da operação da usina nuclear de Almaraz até junho de 2030 adiciona mais uma variável a um equilíbrio tecnológico que já vinha se alterando.
Mas o verdadeiro desafio surge mais tarde. A AleaSoft identifica atualmente as redes como o gargalo mais imediato e aponta a demanda por eletricidade como uma das variáveis decisivas para 2030.
Neste momento crucial entre a pressão sobre a energia fotovoltaica, a viabilidade financeira dos sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) e o crescimento do consumo, Antonio Delgado Rigal , CEO da empresa, falou com exclusividade à Energía Estratégica sobre os equilíbrios que definirão o mercado de eletricidade espanhol.
Energia fotovoltaica: do crescimento ao risco de canibalização
A Espanha mantém um extenso portfólio de projetos de energia renovável: uma seleção de projetos com atividade administrativa publicada no Diário Oficial do Estado (BOE) já ultrapassa 5 GW em 2026. Em que medida essa expansão poderá continuar a pressionar os preços para baixo durante os horários de pico de geração solar? E, olhando para 2030, qual a evolução esperada para o preço da energia fotovoltaica?
A pressão atmosférica descendente durante o dia vai continuar. É praticamente inevitável.
A energia fotovoltaica tem uma característica muito específica: quando instalamos mais usinas, todas tendem a produzir eletricidade durante as mesmas horas. Quanto maior a capacidade instalada, maior a oferta durante esses horários e menor tende a ser o preço.
Por isso, é cada vez mais importante diferenciar entre o preço médio de mercado e o preço obtido pela energia fotovoltaica. Uma usina solar não vende sua eletricidade ao preço médio anual, mas sim aos preços praticados durante as horas em que está produzindo energia.
O Plano Nacional Integrado de Energia e Clima (PNIEC) prevê cerca de 76 GW de capacidade fotovoltaica até 2030, incluindo o autoconsumo. O que será necessário para acompanhar essa implantação e evitar que a diferença entre o preço médio e o preço recebido pela energia solar aumente ainda mais?
Se essa expansão não for acompanhada por armazenamento e um aumento significativo na demanda durante o dia, a diferença continuará a aumentar.
Isso não significa que a energia fotovoltaica deixará de ser lucrativa, mas sim que o modelo de negócio está mudando. Localização, perfil de produção, contratos de compra de energia (PPAs), estrutura financeira e, principalmente, a possibilidade de incorporar armazenamento de energia se tornarão cada vez mais importantes.
Quando é que a canibalização deixa de ser um problema pontual de preços e passa a ameaçar verdadeiramente o financiamento de novos projetos?
Começa a ficar realmente preocupante quando deixa de ser um fenômeno que dura algumas horas e se torna algo estrutural.
A Espanha já está entrando nessa fase. Observamos cada vez mais horas, principalmente na primavera, no verão e nos fins de semana, em que a alta produção fotovoltaica coincide com uma demanda relativamente baixa. O resultado são preços muito baixos e até negativos.
Para um projeto comercial , o efeito imediato é uma redução na receita esperada. Para um projeto financiado, há também outra consequência: aumento da incerteza em relação aos fluxos de caixa.
E os bancos financiam fluxos de caixa.
Então, qual é a diferença entre um projeto ser lucrativo e um projeto ser viável para financiamento bancário?
Enfatizamos fortemente a diferença entre rentabilidade e viabilidade financeira. Um projeto pode apresentar uma Taxa Interna de Retorno (TIR) atrativa no cenário central e, ainda assim, não ser robusto o suficiente para garantir financiamento. É necessário analisar o que acontece com o preço captado em cenários desfavoráveis e se o projeto continua capaz de honrar seus compromissos financeiros.
A canibalização deixou de ser apenas uma questão de preço. Está se tornando também uma questão de viabilidade financeira.
A essa pressão somam-se os efeitos indiretos das energias renováveis. Até que ponto eles podem crescer se as redes elétricas, o armazenamento de energia e a flexibilidade da demanda não avançarem no mesmo ritmo?
Se continuarmos a instalar energias renováveis a um ritmo mais acelerado do que o crescimento das redes elétricas, do armazenamento de energia e da flexibilidade da procura, as restrições de produção irão aumentar.
É importante distinguir entre vazamentos técnicos, associados a restrições de rede ou operação do sistema, e vazamentos econômicos, quando a produção deixa de ser viável devido a preços muito baixos ou negativos.
Sua evolução até 2030 dependerá do progresso da eletrificação, das baterias e das redes elétricas. Se esses investimentos forem adiados enquanto a energia fotovoltaica continuar a crescer, o fenômeno poderá se intensificar significativamente.
E existe um paradoxo importante: ter energia excedente não significa necessariamente ter excedente de energias renováveis. Muitas vezes, significa que falta capacidade para transferir essa eletricidade ao longo do tempo, por meio de armazenamento, ou através do espaço, por meio de redes e interconexões.
BESS: do gasoduto ao teste de financiamento
A Espanha possui mais de 40 GW em projetos de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) com licenças de acesso e conexão concedidas ou pendentes. Qual a sua opinião sobre a quantidade desses projetos que serão efetivamente construídos?
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Nem toda a infraestrutura atualmente em desenvolvimento será construída. Isso é normal para qualquer tecnologia que entre em uma fase de rápida expansão.
Em agosto de 2026, a Espanha possuía aproximadamente 260 MW de capacidade instalada e operacional de armazenamento eletroquímico de energia em baterias , em comparação com um volume muito maior de projetos em desenvolvimento. Essa discrepância ilustra perfeitamente o estado atual do mercado.
A partir de agora, a questão será quais delas são realmente viáveis. As que avançarem serão aquelas com boa conectividade à rede elétrica, localização adequada, licenças sólidas, custos competitivos e, acima de tudo, um modelo de receita sólido. Também haverá diferenças entre baterias autônomas e híbridas, especialmente quando puderem aproveitar as conexões de rede existentes.
Nos próximos dois ou três anos, deixaremos de medir o mercado de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) pelos gigawatts em projetos em desenvolvimento e passaremos a medi-lo pelos projetos que recebem financiamento e são efetivamente construídos.
Com os spreads atualmente registrados no mercado, a arbitragem por si só consegue sustentar a viabilidade comercial de uma bateria?
Pode gerar uma renda muito significativa, mas eu não proporia um projeto financiado unicamente com base nessa fonte de renda.
Na Espanha, o spread intradiário de uma hora teve uma média de aproximadamente € 114/MWh em 2026 , subindo para cerca de € 148/MWh em julho e oscilando em torno de € 193/MWh em agosto. Esses são níveis muito atraentes, mas não podemos presumir que permanecerão assim por quinze ou vinte anos.
O desafio não é provar que uma bateria pode gerar lucro, mas sim que ela pode gerar receita suficiente em diferentes cenários ao longo de sua vida útil.
Será que o mercado de capacidade pode se tornar o elemento que finalmente desbloqueará a viabilidade financeira do armazenamento?
Pode ser uma peça muito importante porque introduz uma fonte de renda diferente, menos correlacionada com a arbitragem.
Um dos elementos decisivos será a redução da capacidade nominal : qual a percentagem da potência nominal de uma bateria que será reconhecida como capacidade firme. As condições e o calendário dos primeiros leilões também precisarão ser definidos.
O mercado de capacidade pode melhorar significativamente a viabilidade financeira, mas não substituirá outras fontes de receita.
O mercado rumo a 2030: a demanda entra em cena.
Olhando para o futuro, em 2030, como você imagina o funcionamento do mercado de eletricidade espanhol?
Provavelmente, será ainda mais difícil falar sobre um "dia típico". A energia solar e eólica desempenharão um papel cada vez mais importante durante os horários de pico de energia renovável, muitas vezes levando os preços a níveis muito baixos ou até mesmo negativos.
Quando essa produção diminuir, a energia hidrelétrica, o armazenamento e as turbinas a gás de ciclo combinado desempenharão um papel decisivo. O gás continuará a influenciar os períodos de preços altos, embora provavelmente determine os preços por menos horas do que atualmente.
Em um dia ensolarado, as baterias carregarão durante os horários de pico e descarregarão quando a produção fotovoltaica diminuir. Essa diferença de valor entre os diferentes horários do dia se tornará cada vez mais significativa.
Portanto, o mercado em 2030 terá mais períodos de preços muito baixos e, ao mesmo tempo, períodos de preços altos. As baterias serão um dos principais agentes de arbitragem do sistema: elas absorverão eletricidade quando houver abundância e a liberarão quando houver escassez.
Se a Espanha conseguir continuar instalando energias renováveis e sistemas de armazenamento, o que será necessário para evitar a multiplicação de horas com preços baixos ou negativos?
Hoje, o gargalo mais imediato são as redes. A médio e longo prazo, o maior desafio será a demanda.
Precisamos fortalecer o transporte e a distribuição, acelerar as conexões e reduzir os tempos de processamento. Sem uma rede, nem a nova geração nem a nova demanda conseguem se conectar no ritmo necessário.
Mas, olhando para 2030, o fator decisivo será o crescimento do consumo de eletricidade. Nos primeiros sete meses de 2026, houve um aumento de 2,6% em relação ao ano anterior . Este é um sinal positivo, embora a eletrificação precise ser acelerada nos próximos anos.
Considerando que Almaraz continuará operando até 2030, como essa decisão altera o equilíbrio entre energia nuclear, energias renováveis, gás e armazenamento?
A energia nuclear proporciona geração praticamente contínua a um baixo custo variável. Manter Almaraz em operação por mais tempo reduz a necessidade de geração a gás e exerce alguma pressão para baixo sobre os preços.
Ao mesmo tempo, durante os horários de pico de produção de energia renovável, isso adiciona mais geração de carga base e pode aumentar a competição entre tecnologias e excedentes.
A análise incluída na portaria ministerial estima que a sua continuação até 2030 reduziria a geração de energia renovável prevista para esse ano em aproximadamente 1,4% e a de ciclos combinados em cerca de 7%, em comparação com o cenário do PNIEC.
Isso tem um impacto, mas não altera a trajetória estrutural. Continuaremos precisando de redes, armazenamento, flexibilidade e crescimento da demanda.