Em setembro, a Espanha registrou pelo menos 334,8 MW de armazenamento de energia em dez processos publicados no Diário Oficial do Estado (BOE), em paralelo com a aprovação da Portaria TED/966/2026, que criou o mercado de capacidade e abriu a possibilidade de acesso a contratos de remuneração de até 15 anos para novos investimentos.
Em entrevista à Energía Estratégica, Carlos Simón Cabo, advogado especialista e sócio da Ambar, identificou quatro fatores que as instituições financeiras devem avaliar antes de incorporar contratos de capacidade nas estruturas de financiamento de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) : a ausência de indexação dos preços concedidos, penalidades por descumprimento, garantias econômicas e a falta de regulamentação expressa sobre a cessão de direitos de recebimento.
A distinção é relevante porque o mecanismo estabelece uma remuneração mensal fixa pela prestação de serviços de capacidade , mas essa previsibilidade não elimina os riscos associados à disponibilidade técnica das instalações ou às obrigações contratuais que os seus operadores devem assumir.
“Um fluxo de renda mensal fixo é uma fonte atraente de receita estável e recorrente”, observou o entrevistado, embora tenha alertado que os financiadores devem examinar os termos específicos dessa renda e seu potencial de inadimplência.
O primeiro problema foi a falta de indexação do preço do contrato . Conforme explicado, o valor não era atualizado automaticamente, uma característica particularmente relevante para contratos de longo prazo, nos quais os custos de operação e manutenção podem variar ao longo da vigência do contrato.
O segundo risco está ligado às penalidades por não cumprir a capacidade firme contratada . O cálculo dessas penalidades dependerá da capacidade firme não entregue e do preço médio da concessão, o que significa que a disponibilidade real de armazenamento e a degradação da bateria terão um impacto direto na avaliação financeira. Essa condição impõe uma exigência adicional aos desenvolvedores: não bastará garantir a capacidade técnica inicial do sistema; eles também precisarão considerar seu desempenho ao longo de todo o período de prestação do serviço.
O terceiro aspecto diz respeito às garantias financeiras exigidas pelo mecanismo , cujo desenvolvimento regulamentar ainda estava pendente. Essas obrigações devem ser consideradas tanto durante o período de pré-comissionamento, quando aplicável, quanto durante a efetiva prestação dos serviços de capacidade.
Por fim, Simón Cabo destacou a incerteza em torno da penhora de direitos de cobrança , um instrumento pelo qual os financiadores podem receber esses direitos como garantia das obrigações de reembolso de empréstimos.
A Portaria não proíbe expressamente essa possibilidade, mas também não estabelece regulamentações específicas para sua aplicação. Essa falta de desenvolvimento regulatório acrescenta uma questão jurídica que as entidades terão de analisar antes de considerar essas receitas em suas estruturas de financiamento.
O especialista também especificou que os contratos de capacidade podem coexistir com acordos bilaterais de compra de energia (PPAs) ou contratos de operação e remuneração de baterias ( pedágio ) , desde que as obrigações assumidas não sejam incompatíveis com os compromissos de disponibilidade exigidos pelo mecanismo.
Dessa forma, a nova remuneração poderia complementar outras fontes de receita provenientes do armazenamento, embora sua contribuição efetiva para o fechamento financeiro dependa das condições regulatórias finais e da distribuição de riscos entre promotores, operadores e financiadores.
Uma diferença de até 14 anos que poderia alterar o cronograma do sistema de armazenamento de energia em baterias (BESS).
Além das condições bancárias, o especialista identificou outra variável capaz de modificar a rentabilidade e o financiamento dos projetos: a data em que obtêm a autorização de funcionamento no âmbito do concurso público .
A partir desse marco administrativo, o regulamento distingue entre instalações existentes e novos investimentos. Projetos que já possuam licença de operação antes da abertura da licitação serão considerados instalações existentes e, nos leilões principais, poderão concorrer a contratos de prestação de serviços com duração de 12 meses .
Em contrapartida, as instalações que ainda não possuem essa autorização podem ser classificadas como novos investimentos, desde que atendam aos demais requisitos, e podem optar por períodos contratuais definidos pela tecnologia, com um máximo de 15 anos .
A diferença entre os dois extremos chegou a 14 anos e gerou uma consequência particularmente relevante para os sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESSs) que estavam em construção ou próximos de atingir a fase de Pronto para Construir (RTB).
"A questão fundamental é sempre a mesma: se chegam a tempo e em que categoria", explicou o entrevistado em relação às perguntas recebidas de promotores imobiliários que procuram definir o seu posicionamento relativamente aos futuros leilões.
Conforme explicou, os novos investimentos também poderão ter um prazo de até cinco anos entre a adjudicação e a sua entrada em funcionamento, enquanto as instalações existentes terão de participar novamente nos respetivos concursos públicos para manter essa fonte de financiamento.
Essa diferença afeta a estabilidade dos fluxos de caixa e a capacidade dos projetos de honrar suas dívidas. Compromissos de longo prazo ofereceriam maior segurança às instituições financeiras, enquanto a necessidade de competir anualmente introduziria um risco adicional à continuidade da receita.
No entanto, o acesso à nova categoria de investimento não garante automaticamente um contrato de 15 anos, cuja duração efetiva dependerá das condições aplicáveis a cada tecnologia.
Isso não significa necessariamente que adiar o início das operações seja economicamente vantajoso. A decisão deve levar em consideração o cronograma administrativo, as obrigações associadas às licenças, a receita que poderia ser gerada durante esse período e os termos dos editais de licitação.
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Por essa razão, Simón Cabo recomendou a revisão da fase de desenvolvimento de cada instalação, das previsões de autorização de funcionamento e da validade das licenças de acesso e conexão.
A análise adquiriu especial relevância dada a expectativa de que os primeiros leilões se realizassem em 2027 , embora a Ordem não tenha definido uma data específica para a sua convocação.
A hibridização adicionou mais uma variável econômica em comparação com os sistemas BESS independentes.
O novo quadro regulamentar também introduziu diferenças no tratamento de sistemas de armazenamento independentes e daqueles integrados a instalações de energias renováveis já existentes.
Essa questão ganhou importância no âmbito do setor energético espanhol. O levantamento da Strategic Energy, com base em publicações do Diário Oficial do Estado (BOE) de setembro, mostrou que alguns empreendedores priorizaram a incorporação de baterias em detrimento de ativos que já possuíam capacidade de geração, licenças ou infraestrutura elétrica desenvolvida.
Entre os projetos identificados estão o BESS FV La Puebla 3, com 150,8 MW de armazenamento em Huelva; Pegaso, com 31 MW em Valladolid; e BESS Hibridación Virgen de Areños III, com 35 MW em Palência .
O crescimento dessas configurações tornou um acordo de mercado de capacidade particularmente relevante: o chamado novo limiar de investimento em hibridização .
A este respeito, Carlos Simón Cabo explicou que este parâmetro estabelecerá uma relação mínima entre o valor do novo investimento e o da instalação existente, a partir da qual o preço de reserva mais baixo deixará de se aplicar a toda a instalação híbrida.
Caso esse limite seja ultrapassado, o projeto poderá ter acesso a condições diferentes daquelas que se aplicariam quando o novo investimento não atingisse o limite estabelecido.
Em termos de competitividade, o entrevistado salientou que um sistema híbrido poderia estar em desvantagem em relação a um novo sistema BESS independente, caso não ultrapassasse esse limite , devido à aplicação do preço de reserva mais baixo a toda a instalação.
Por outro lado, ultrapassar esse limite eliminaria essa restrição e abriria a possibilidade de obter uma remuneração maior, sempre sujeita ao resultado do leilão.
Outra característica do regime era que os operadores de instalações híbridas podiam decidir como distribuir os blocos de capacidade alocados entre os diferentes módulos que compõem o projeto.
No entanto, ele esclareceu que a competitividade final de cada configuração também dependerá dos coeficientes de firmeza atribuídos às tecnologias e das condições específicas de cada concurso público.
Os parâmetros pendentes que definirão os investimentos
Apesar dos avanços regulatórios, a determinação dos coeficientes de firmeza continuou sendo uma das principais incógnitas econômicas do mecanismo .
Esses valores estabelecerão qual proporção da capacidade instalada pode ser reconhecida como capacidade firme e, portanto, quantos megawatts podem ser oferecidos nos leilões.
“Sem ele, não é possível modelar a receita”, alertou o entrevistado, em diálogo com este veículo de comunicação, referindo-se ao coeficiente de firmeza, cuja definição será feita por meio de tecnologia em cada licitação, seguindo uma proposta da Comissão Nacional de Mercados e Concorrência (CNMC).
A falta de especificidade também introduziu riscos associados ao dimensionamento de projetos e potenciais penalidades por descumprimento.
Além disso, outras definições pendentes eram necessárias, como o procedimento operacional, os requisitos de potência firme a serem contratados e o regime final de garantia econômica.
Segundo o entrevistado, os novos projetos de armazenamento, com acesso garantido e autorizações de conexão, sem incompatibilidades de remuneração e com contratos alinhados às obrigações do mercado de capacidade , partiram de uma posição mais favorável para aproveitar o mecanismo.
Assim, o financiamento de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) foi vinculado não apenas à possibilidade de obtenção de uma nova fonte de remuneração, mas também ao seu reconhecimento como receita financiável, à classificação administrativa de cada instalação e às condições técnicas que determinarão a potência efetiva remunerada.
Por Matías Medinilla
Por Emilia Lardizabal
