A publicação da versão final do mercado de capacidade espanhol ampliou o leque de concorrentes na geração firme de energia e, com regras mais precisas, começou a organizar um cenário em que as usinas existentes, os novos investimentos e o armazenamento passaram a estar sujeitos a lógicas diferentes.
Nesse novo contexto, a agregação ganhou uma posição particularmente relevante por ser capaz de integrar demanda, geração e unidades de bateria em uma única oferta.
A mudança abriu caminho para carteiras capazes de acessar o mecanismo, utilizando ativos cujos investimentos já haviam sido executados e, por essa mesma razão, competindo com custos potencialmente menores do que os de um projeto totalmente novo que ainda precisava justificar uma nova decisão de investimento.
“Anteriormente, a agregação era considerada apenas como um ativo para agregar demanda. Agora, ela pode ser uma entidade que oferece diferentes unidades de demanda, geração e armazenamento”, explicou Roger Pasola Dolader, Diretor de Assuntos Corporativos, Regulação e Estratégia da SSE na Espanha, à Energía Estratégica .
A mudança introduziu uma nova variável na competição que os sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) enfrentariam. Uma bateria totalmente nova não enfrentaria necessariamente apenas outro sistema de armazenamento, uma usina de energia convencional ou uma instalação híbrida de energia renovável, mas também portfólios capazes de combinar diferentes recursos para construir uma oferta conjunta de energia firme.
Segundo o executivo, essa configuração estava alinhada a um dos objetivos centrais do projeto: garantir a disponibilidade do sistema ao menor custo possível. A agregação permitiria maximizar a receita das instalações existentes sem exigir que toda a receita gerada justificasse um novo investimento.
“Se eu fosse o Estado, o que eu gostaria seria de uma garantia de capacidade firme ao menor preço possível. Nesse sentido, o mecanismo está muito bem concebido. Teremos que ver se alguém consegue participar com essa configuração ”, afirmou.
Contudo, o progresso regulatório ainda não havia transformado esse modelo em um sinal econômico quantificável para os investidores. Embora a Portaria tivesse estabelecido as regras gerais, os editais de licitação que determinariam o volume contratado e vários dos parâmetros necessários para traduzir o mecanismo em uma oferta concreta ainda estavam pendentes.
“Não temos como saber qual será o volume contratado ou qual será a remuneração que receberemos pela disponibilidade, de acordo com a tecnologia que apresentarmos, sejam elas renováveis, de armazenamento, de bombeamento ou outras”, disse o executivo.
Entre as modificações incorporadas estava também o padrão de confiabilidade. A expectativa de perda de carga, ou LOLE , foi definida em 1,5 horas , após versões anteriores terem estabelecido o valor de referência em 0,94 horas e várias instituições terem recomendado uma revisão para cima.
O especialista disse a esta publicação que o seu impacto deve ser analisado em conjunto com a futura curva de contratação. Dependendo de como as propostas são combinadas com a necessidade de poder de licitação firme, este parâmetro poderá, em última análise, influenciar o volume adjudicado ou o nível económico em que ocorre o corte.
Em paralelo, o mecanismo introduziu diferenças entre os ativos existentes e os novos investimentos, o que determinou a forma como cada um seria incluído no leilão. As instalações em operação estavam sujeitas a restrições relacionadas tanto às emissões quanto aos preços máximos, enquanto os novos projetos operariam sob uma lógica diferente, exigindo receita para lastrear o capital ainda não comprometido.
Esse contraste poderia impedir que toda a capacidade contratada se concentrasse em ativos existentes e, ao mesmo tempo, abrir espaço para tecnologias que ainda precisavam comprovar sua viabilidade de investimento.
As limitações dos ativos existentes abriram espaço para nova capacidade, mas os ciclos permaneceram dentro da equação.
A capacidade operacional existente apresentava uma clara vantagem: não precisava recuperar o investimento inicial equivalente ao de um projeto totalmente novo. Portanto, o projeto incluiu restrições destinadas a evitar que essa diferença inviabilizasse completamente as novas instalações.
“Você pode participar com diversos ativos existentes que não exigem retornos excessivamente altos para justificar uma decisão de investimento. É um investimento já realizado, e você tentará torná-lo mais rentável oferecendo um serviço ao sistema”, afirmou Pasola Dolader.
Uma das questões centrava-se nas centrais elétricas de ciclo combinado . O limite de emissões fixado em 550 gramas de CO2 equivalente sugeria que uma parte significativa da frota espanhola poderia ser elegível para o mecanismo.
“A questão é quanta potência de ciclo combinado será adicionada ”, alertou ele.
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A Ordem também adicionou restrições com o objetivo de impedir que todo o mercado seja absorvido por essa tecnologia. Essa configuração poderia abrir espaço para novos investimentos, incluindo energias renováveis combinadas com armazenamento, que exigiriam contratos de longo prazo e sinais adicionais para apoiar sua entrada.
Portanto, o equilíbrio não consistiria apenas em escolher a oferta mais barata, mas em articular a capacidade existente com novos recursos que pudessem sustentar as necessidades futuras do sistema, sem transformar o mecanismo em uma remuneração concentrada em ativos já operacionais.
Para investimentos em novas instalações, os pagamentos por capacidade também não se tornaram a única fonte de rentabilidade. Roger Pasola Dolader estimou que eles poderiam contribuir com uma renda mínima de cerca de 10% a 15% , o suficiente para sustentar certas decisões financeiras sem substituir outras fontes de receita.
“Nenhum novo investimento depende 100% do mecanismo de capacidade para ser lucrativo. No final, será como uma margem de receita mínima de cerca de 10 a 15%, mas isso sempre ajuda na tomada de decisão de investimento, porque a decisão de investimento se resume a décimos de ponto percentual”, afirmou ele.
Essa porcentagem posicionou o mecanismo como uma peça complementar dentro de estruturas que continuariam a depender do mercado de eletricidade, contratos bilaterais, arbitragem ou outras fontes de receita. Para um projeto próximo do ponto de equilíbrio, no entanto, esse componente adicional poderia, em última análise, fazer a balança pender para o lado financeiro.
A interação com portfólios agregados adicionou outra camada. Enquanto uma nova instalação precisava construir sua oferta incorporando CAPEX, custos operacionais e retornos esperados, um portfólio composto por recursos existentes podia se concentrar principalmente em maximizar a receita adicional e competir com uma estrutura econômica diferente.
O novo prazo trouxe o bombeamento de volta à competição, da qual ele poderia ter sido praticamente excluído.
Dentre as modificações com maior impacto nos novos investimentos, a Pasola Dolader focou na extensão do prazo disponível para que determinados projetos entrem em operação.
O projeto previa inicialmente um prazo máximo de cinco anos entre a adjudicação e o comissionamento das novas instalações, um período difícil de conciliar com tecnologias que exigiam tempos de desenvolvimento particularmente longos.
A possibilidade de estender essa margem para nove anos alterou particularmente as perspectivas para o armazenamento hidroelétrico por bombeamento.
“Para projetos como o de armazenamento por bombeamento, que levam muito mais tempo para serem processados e para que sejam realizadas as ações necessárias para instalar as turbinas dentro das barragens hidrelétricas, isso oferece muito mais flexibilidade para processar o projeto, tomar a decisão de investimento, iniciar a construção e colocá-lo em operação”, explicou ele.
Com o limite anterior, os prazos administrativos, técnicos e de construção podiam excluir esses empreendimentos do mecanismo antes mesmo de terem uma chance real de competir.
“Em última análise, o que eu estava fazendo era remover o bombeamento desse mecanismo”, observou ele.
A modificação foi ainda mais complicada pelas características econômicas dessa tecnologia. Os projetos exigiam investimentos substanciais e enfrentavam uma recuperação de capital difícil de sustentar apenas por meio de arbitragem no mercado atacadista ou participação em determinados serviços de ajuste.
Para a SSE, o bombeamento exigia precisamente uma maior previsibilidade de receitas para suportar investimentos de capital intensivo com prazos de execução mais longos.
A prorrogação temporária não eliminou esse risco nem tornou o mercado de capacidade uma fonte de remuneração suficiente por si só, mas permitiu que projetos que anteriormente poderiam ter sido excluídos devido ao cronograma tivessem uma maneira realista de se candidatar.
O resultado foi um sistema em que a competição por capacidade firme se estendeu além da comparação tradicional entre geração térmica, energias renováveis e baterias. Usinas de ciclo combinado com restrições específicas, novos investimentos, armazenamento por bombeamento e portfólios agregados de demanda, geração e armazenamento acabariam compartilhando o mesmo cenário, apesar de terem estruturas de custos, cronogramas de desenvolvimento e necessidades de receita muito diferentes.
O edital de seleção definiria, em última instância, a quantidade de espaço que cada um receberia.