O Diário Oficial do Estado publicou em 17 de setembro a Portaria TED/966/2026 , que cria formalmente o mercado de capacidade peninsular e estabelece como a geração, o armazenamento e a demanda podem competir pela remuneração associada à disponibilidade de energia firme.
A mudança é especialmente relevante para o armazenamento, uma vez que os novos investimentos em geração e sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) poderão acessar períodos de serviço definidos de acordo com a vida útil de cada tecnologia, com um máximo de 15 anos .
As instalações existentes concorrerão a contratos de doze meses, enquanto a demanda poderá escolher períodos entre um e dez anos.
Contudo, a publicação da Portaria resolve a questão do quadro legal, mas ainda não permite calcular quanto uma bateria específica pode render.
O mercado remunerará a potência em MW firme, e não a potência em MW instalada . Cada tecnologia terá um coeficiente de firmeza entre zero e um, que será multiplicado pela capacidade instalada para determinar a capacidade reconhecida para os fins do mecanismo. Em instalações híbridas, o cálculo será realizado módulo por módulo.
Portanto, um sistema de armazenamento de energia em baterias (BESS) de 100 MW não será necessariamente capaz de oferecer 100 MW de capacidade firme. O coeficiente de armazenamento aplicável ainda não foi determinado e será divulgado juntamente com outros parâmetros em cada licitação.
Até 15 anos de receita, mas ainda faltam números importantes.
A Ordem estrutura o mercado em torno de três modalidades de leilão.
O leilão principal definirá os requisitos de estabilidade estrutural do sistema. Geralmente, podem decorrer até cinco anos entre a adjudicação e o início da prestação de serviços, permitindo que novos projetos sejam construídos antes de assumirem suas obrigações.
Além disso, o edital de propostas poderá, excepcionalmente, reservar uma cota para determinados novos investimentos com um horizonte de até nove anos a partir da data de adjudicação até o início da prestação de serviços. Os promotores poderão antecipar essa data caso seus projetos sejam concluídos antes desse prazo.
Para instalações de armazenamento e geração de energia de nova geração, o período de serviço deve ser aproximadamente metade da vida útil da tecnologia de referência, com um limite máximo de quinze anos.
A reação inicial do setor combina alívio por finalmente haver um quadro regulatório com cautela em relação às variáveis ainda não resolvidas. Eloy J. Márquez, diretor da MARS Renewable Iberia , focou precisamente nesse ponto: a possibilidade de os novos projetos de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) oferecerem financiamento a longo prazo proporciona maior segurança, mas resta saber quanto valor econômico cada projeto será capaz de gerar.
“ O coeficiente do BESS ainda não está definido ”, alertou Márquez, que resumiu a equação da nova receita como sendo a potência instalada multiplicada pelo coeficiente de firmeza e pelo preço concedido em €/MW por empresa/ano.
Ele também apontou outra incógnita deixada pela publicação da Ordem: " ainda não temos data" para o primeiro leilão.
A resolução que rege cada processo deve especificar a curva de potência requerida, os coeficientes de firmeza, o limite de flexibilidade, os períodos de serviço por tecnologia, os valores unitários de investimento e, entre outros elementos, os limites econômicos aplicáveis.
Esse projeto também levanta outra questão para os sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS): quanto custará para que estejam disponíveis ?
A remuneração não dependerá exclusivamente do preço obtido no leilão. Uma bateria vencedora deve manter capacidade suficiente para responder durante períodos de sobrecarga do sistema, o que pode afetar seu estado de carga e sua participação simultânea em mercados de arbitragem ou balanceamento.
Portanto, o valor econômico do mecanismo deve ser medido em relação ao custo de oportunidade potencial de reservar energia para cumprir a obrigação de capacidade.
Entretanto, diversas vozes no mercado continuam a prever os primeiros leilões durante o primeiro semestre de 2027 , com algumas expectativas apontando inclusive para o primeiro trimestre.
No entanto, não há data oficial divulgada e tanto os leilões temporários quanto os principais precisam ser convocados com antecedência.
Pagamento por licitação, demanda agregada e novas usinas térmicas fora do programa.
O produto a ser negociado será a potência firme expressa em MW e as ofertas econômicas serão formuladas em €/MW firme por ano .
O prêmio será concedido por meio de envelope lacrado, sob um sistema de pagamento conforme a proposta , de modo que cada participante selecionado receberá o valor incluído em sua própria proposta.
O concurso pode incluir um preço máximo para a curva de potência firme e, para instalações de geração e armazenamento existentes, um preço de reserva inferior . Este último visa limitar potenciais rendas excessivas, embora certas instalações que realizem novos investimentos possam solicitar isenção. É também estabelecido um tratamento específico para sistemas híbridos quando o novo investimento ultrapassar um limite predeterminado.
O projeto também estabelece uma delimitação clara para a nova capacidade de geração de energia fóssil.
Seguir leyendo
No que diz respeito a novos investimentos que participem nos leilões principais, apenas serão permitidas energias renováveis, armazenamento ou gestão da procura .
As centrais termoelétricas existentes poderão participar, mas deverão respeitar um limite máximo de 550 gramas de CO₂ provenientes de combustíveis fósseis por kWh de eletricidade e cumprir o limiar de flexibilidade determinado para cada tecnologia. Este indicador será calculado com base no seu desempenho histórico nos mercados de balanceamento por ativação manual.
O edital de licitação também pode incluir um limite geral de emissões equivalentes de CO₂ para todos os licitantes vencedores. Caso esse limite seja ultrapassado, as propostas para tecnologias emissoras de maior custo poderão ser rejeitadas até que o nível estabelecido seja restabelecido.
O mecanismo não se restringe apenas a plantas de grande porte.
Produtores, proprietários de sistemas de armazenamento, consumidores finais, agregadores de demanda e agregadores de geração e armazenamento poderão participar.
As instalações individuais devem ter uma capacidade firme de pelo menos 1 MW , enquanto recursos menores podem ser agrupados. Nesses casos, cada módulo deve ter menos de 1 MW de capacidade firme e a capacidade combinada deve exceder o requisito mínimo.
A inclusão de agregadores de produção e armazenamento amplia, portanto, o escopo em comparação com esquemas focados exclusivamente na resposta à demanda e abre caminho para que ativos distribuídos menores acessem o mercado de capacidade.
Três leilões e penalidades caso a capacidade não seja atingida.
Além do leilão principal, o projeto incorpora um leilão de ajuste destinado a corrigir desvios de cobertura ou a cobrir capacidade que ainda não se materializou.
O projeto terá duração de doze meses, devendo iniciar-se no prazo máximo de um ano a partir da data de adjudicação, e somente instalações que já estejam em funcionamento antes da abertura do edital poderão participar.
Até que a provisão correspondente ao primeiro leilão principal entre em vigor, haverá também leilões transitórios anuais . Estes poderão inclusive ser realizados simultaneamente em diferentes exercícios fiscais, a fim de abranger o período interino.
Mas a compensação será contrabalançada por uma obrigação efetiva de disponibilidade.
A Red Eléctrica poderá realizar testes pelo menos uma vez por ano para verificar se a potência contratada consegue responder quando o sistema necessita.
A primeira infração poderá resultar em multa equivalente a um mês de salário acrescido de 20%; a segunda, em pagamento trimestral mais esse acréscimo; e a terceira infração poderá resultar na perda da remuneração anual, também acrescida de 20%, além da inabilitação para a prestação do serviço e da execução das garantias correspondentes .
Márquez também enfatizou esse ponto ao alertar que a nova renda “não será gratuita”: a disponibilidade garantida precisa ser comprovada e as falhas terão consequências econômicas.
Também é habilitado um mercado secundário que permitirá a transferência ou cessão de direitos e obrigações concedidos entre instalações autorizadas, sempre com o consentimento do operador do sistema e sem redução da potência firme contratada.
O custo do mecanismo recairá sobre os comerciantes e os consumidores diretos por meio de preços unitários diferenciados por segmentos tarifários e períodos de tempo.
A metodologia levará em consideração o nível de cobertura do sistema a cada hora. Quando a relação entre a potência disponível da empresa e a demanda for menor, esse período suportará uma parcela maior do custo, enviando também um sinal econômico para deslocar o consumo para horários de maior disponibilidade.
A encomenda surge após vários anos de tramitação e num sistema elétrico que se transformou rapidamente. A energia eólica já ultrapassa os 33 GW , enquanto a capacidade fotovoltaica cresceu de cerca de 9 GW no início de 2019 para mais de 41 GW em 2025. Em 2024, as energias renováveis atingiram 56,8% da geração nacional.
Este desenvolvimento explica parte do problema que o novo mercado visa resolver. O próprio texto reconhece que o mercado de energia pura , apesar do aumento da volatilidade e das oportunidades de arbitragem, ainda não gera sinais suficientes para mobilizar todo o investimento necessário em tecnologias firmes e flexíveis. A Portaria utiliza explicitamente o conceito de “dinheiro faltante” para descrever essa lacuna.
As interconexões com a Europa também fazem parte da estratégia para reduzir os riscos de cobertura cambial, mas o Governo admite que elas exigem horizontes mais longos e não oferecem uma solução suficiente para o curto e médio prazo.
Com a publicação da TED/966/2026, a Espanha agora possui as regras gerais para o seu mercado de capacidade. O próximo passo é determinar o seu real impacto econômico.
Para os sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESSs), a questão não é mais simplesmente se eles poderão cobrar pela disponibilidade. A incógnita passa a ser quantos MW de cada projeto serão reconhecidos como firmes, qual remuneração receberão por eles e quanto valor terão que agregar em outros mercados para garantir essa disponibilidade .
Os próximos editais de seleção vão quantificar essa equação.