O mercado espanhol de energias renováveis está a começar a sofrer uma das suas mais significativas reconfigurações financeiras desde o boom da energia solar dos últimos anos. Um número crescente de projetos corre o risco de não atingir a data de entrada em funcionamento comercial (COD) nas condições económicas para as quais foram concebidos. A combinação de preços negativos, receitas historicamente baixas e restrições à produção está a obrigar os promotores, os produtores independentes de energia (PIE) e os investidores a repensarem as suas estratégias em busca de viabilidade financeira.
Durante o primeiro trimestre de 2026 , foram registadas 397 horas de preços negativos no mercado espanhol de eletricidade, enquanto em alguns dos nós mais afetados, as reduções efetivas atingiram entre 30% e 37% , de acordo com dados recolhidos pelos participantes do mercado.
“ O modelo financeiro tradicional para energia solar pura está esgotado. A hibridização com sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) e novos instrumentos de hedge, como contratos de fornecimento de energia com duração de 12 anos ou contratos de compra de energia híbridos (PPAs), são agora a forma realista de tornar os projetos financiáveis novamente”, alertou Álvaro de Simón , fundador e consultor estratégico e de apoio a transações da ASB Renewables Consulting, em entrevista à Energía Estratégica.
O impacto já está sendo sentido diretamente nos projetos em desenvolvimento. Segundo o executivo, um número crescente de projetos provavelmente não atingirá a data de início das operações comerciais (COD) nas condições originalmente planejadas.
“Muitos projetos não chegarão ao COD (Call of Duty) com os resultados esperados”, afirmou De Simón. Ele acrescentou que grande parte desses ativos está atualmente buscando duas opções: refinanciamento para reduzir a exposição ao risco ou processos acelerados de hibridização com armazenamento.
Vale destacar que, nos últimos três meses, o país processou mais de 3.700 MW em projetos de energia solar, segundo dados do Diário Oficial do Estado (BOE) analisados por esta publicação . Essa atividade de mercado é impulsionada por um grupo seleto de desenvolvedores , incluindo Iberdrola, Ignis, Statkraft, Cobra, Verbund, Jinko Solar, X-ELIO e Solaria , entre outros.
A situação atual está começando a mudar o comportamento de bancos e instituições financeiras. "Estamos vendo muitas instituições financeiras bastante relutantes em financiar projetos que não possuem cobertura associada", explicou o executivo, acrescentando que as instituições financeiras continuam priorizando estruturas tradicionais de longo prazo com exposição muito limitada ao comércio.
Especificamente, o consultor explicou que o mercado continua a demonstrar uma preferência por PPAs com vencimentos em torno de dez anos e exposição comercial limitada a um máximo de 20% ou 30%. No entanto, mesmo essas proteções estão começando a mostrar fragilidades.
“O problema é que os preços dessas operações de hedge estão em níveis tão baixos que o projeto não é lucrativo”, argumentou ele.
Nesse contexto, a incorporação de baterias não surge mais como uma vantagem competitiva, mas como uma necessidade estrutural para manter a viabilidade econômica. "Ninguém cogita entrar no mercado sem baterias", afirmou De Simón.
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PPAs híbridos e pedágio: as estruturas que estão começando a desbloquear o financiamento.
Os PPAs híbridos e os contratos de pedágio de longo prazo estão surgindo como alternativas para restabelecer a viabilidade financeira em um ambiente cada vez mais complexo.
Segundo o especialista, os financiadores continuam a priorizar ativos solares lastreados por hedges tradicionais de longo prazo. No entanto, no segmento de armazenamento, os modelos de pedágio estão começando a ganhar aceitação, pois permitem garantir uma renda previsível por uma parte significativa da vida útil do ativo.
“Os bancos estão abertos ao financiamento de projetos com foco em energia solar, por um lado, e ao financiamento de projetos com foco em sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) de baixo custo, por outro”, explicou o executivo.
Essa tendência já começa a se refletir em transações concretas. Um dos exemplos mais significativos foi o acordo recentemente anunciado entre a Nadara e a Trafigura para um portfólio híbrido de 434 MW na Espanha , considerado um dos maiores contratos desse tipo já assinados na Europa. O acordo combina geração eólica e solar com armazenamento de energia em uma estrutura projetada para proporcionar maior estabilidade de receita diante da crescente volatilidade do mercado de eletricidade.
Em paralelo, a Grenergy também avançou em acordos relacionados a projetos híbridos, reforçando uma tendência que está ganhando destaque entre as grandes empresas de desenvolvimento europeias em um momento em que a exposição ao mercado individual começa a perder seu atrativo para financiadores e investidores.
A diferença econômica em comparação com os contratos solares tradicionais está se tornando significativa. Enquanto inúmeros PPAs fotovoltaicos independentes estão sendo negociados atualmente em uma faixa próxima a 27 ou 30 euros por MWh, as estruturas híbridas conseguem capturar um prêmio adicional graças à flexibilidade operacional proporcionada pelo armazenamento.
“Em PPAs híbridos, estamos falando de um preço acima de 40 euros por MWh”, afirmou De Simón.
No entanto, o mercado ainda está em fase inicial de desenvolvimento. A falta de dados históricos dificulta o estabelecimento de parâmetros padronizados para financiadores e compradores de energia.
O armazenamento de energia também não está isento de riscos. De Simón alertou que muitos dos projetos que atualmente buscam incorporar baterias podem entrar em operação simultaneamente entre o segundo e o terceiro trimestre de 2027, o que pode levar a uma nova saturação do mercado.
“Se todas as baterias entrarem em operação ao mesmo tempo, a diferença de preço será significativamente reduzida, o que diminuiria o incentivo para a própria bateria”, concluiu ele.