O retorno ao trabalho em setembro encontra o setor de mobilidade elétrica com diversas tarefas regulatórias já em andamento durante o verão, mas com uma discussão ainda mais profunda começando a tomar forma: o que acontece quando os projetos que desejam ser eletrificados crescem mais rápido do que a capacidade disponível em determinados pontos da rede.
Em apenas algumas semanas, a Espanha deu passos significativos. A CNMC aprovou o novo regime de acesso flexível à demanda, o governo ampliou o escopo para investimentos na rede e também houve avanços em medidas para simplificar os procedimentos administrativos. Para as empresas de compra de energia (CPOs), isso ocorre após anos em que a disponibilidade de energia, as licenças e a energização de subestações se tornaram alguns dos maiores entraves à implantação.
Além disso, o mercado encerrou o primeiro trimestre de 2026 com 55.077 pontos de recarga públicos operacionais e outros 17.073 instalados, mas fora de serviço, de acordo com a ANFAC , enquanto projetos de alta potência multiplicam suas necessidades de conexão e os futuros centros de distribuição para caminhões levam a discussão diretamente para o âmbito dos megawatts.
Mas o retorno do verão levanta outra questão: o que acontece quando esse centro não está sozinho?
“Desde que a liberalização foi estabelecida, tanto a lei na Espanha quanto a Comissão Europeia aplicavam o critério de prioridade temporal: quem chega primeiro, é atendido primeiro. Isso foi quebrado”, afirma Marina Serrano , presidente da Associação das Empresas de Eletricidade (AELEC), durante entrevista exclusiva ao Portal da Mobilidade e à Energía Estratégica .
No mesmo território, um hub ultrarrápido, um parque industrial, um centro logístico e um centro de dados podem coexistir, competindo por capacidade. Agora, a maturidade, a importância estratégica e o impacto econômico de cada projeto também estão se tornando fatores relevantes , à medida que a Europa avança em direção a modelos menos atrelados à ordem de implementação.
“Está começando a ser feita uma distinção entre indústria consolidada, serviços essenciais, como hospitais, polícia ou serviços públicos, e o que chamamos de projetos estratégicos”, explica Serrano.
No que diz respeito ao carregamento, o debate coincide com o salto em direção a hubs de vários megawatts e com a implantação de alta potência que a AFIR exige na rede TEN-T , especialmente para o transporte pesado.
A pressão está aumentando porque esses projetos compartilham capacidade com grandes consumidores, como centros de dados, cujas demandas podem chegar a dezenas ou centenas de megawatts. O desafio, então, passa a ser diferenciar entre iniciativas consolidadas e aquelas que reservam capacidade sem nunca se concretizarem.
Para as empresas de desapropriação, isso pode se traduzir em obstáculos, mesmo com terrenos, investimentos e licenças já obtidas.
“A introdução deste elemento, que nos permite priorizar e abordar projetos não apenas por serem os primeiros a chegar, evitando assim a monopolização, é positiva. É algo que também poderia ser melhorado em relação aos pontos de carregamento”, afirma o presidente da associação.
O verão trouxe mudanças, mas setembro terá que provar se elas chegam à rede.
Em agosto, a CNMC aprovou o novo regime de acesso flexível à demanda , que entra em vigor em 1º de setembro de 2026 e inclui quatro modalidades. Entre elas, a modalidade 2 permite que grandes instalações conectadas a redes de distribuição com mais de 1 MW de capacidade modular combinem capacidade firme e flexível, gerenciadas por meio de software, armazenamento ou corte temporário de carga.
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Para os hubs, isso altera o projeto: não se trata mais apenas de quantos megawatts a rede garante, mas sim de qual parcela do consumo pode ser adaptada. O esquema abre espaço para sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) instalados atrás do medidor e sistemas avançados de gerenciamento, embora não elimine a necessidade de reforçar a infraestrutura.
“É um elemento importante, oferecerá muitas possibilidades, mas precisa ser complementado com investimentos”, alerta Serrano.
Essa foi mais uma das novidades do verão. O governo aumentou o limite de investimento para redes elétricas , uma medida solicitada pelas distribuidoras para adequar seus planos ao Plano Nacional Integrado de Energia e Clima (PNIEC) e à nova demanda. A mudança permitirá a revisão dos programas já apresentados para 2027 e possibilitará a antecipação de compras, contratos e obras.
Ao mesmo tempo, a Espanha está tentando reduzir outro gargalo: as licenças . O guia prático para municípios reiterou que as autarquias locais não podem exigir licenciamento prévio quando uma autodeclaração for suficiente. Também quantificou os atrasos: entre 24 e 36 meses para instalações de média tensão e entre 18 e 24 meses para instalações de baixa tensão.
Ao mesmo tempo, a Espanha está tentando reduzir outro gargalo: as licenças . O guia prático para municípios reiterou que as autarquias locais não podem exigir licenciamento prévio quando uma autodeclaração for suficiente. Também quantificou os atrasos: entre 24 e 36 meses para instalações de média tensão e entre 18 e 24 meses para instalações de baixa tensão.
Mas a AELEC acredita que a simplificação não pode se limitar aos conselhos locais. A associação participa do grupo de trabalho sobre infraestrutura de carregamento e, pouco antes do verão, apresentou novas propostas focadas em licenciamento e energização.
Entre suas prioridades está agilizar a parte da instalação elétrica que depende da distribuidora, especialmente quando o carregador já está instalado, mas ainda não pode entrar em operação.
“Não faz sentido ter pontos de carregamento já instalados que permaneçam sem energia ou que demorem muito para serem energizados”, argumenta Serrano.
Olhando para os próximos meses, a AELEC também pede maior uniformidade nos procedimentos entre as administrações.
“Essencialmente, precisamos trabalhar no processamento da parte elétrica da instalação e na coordenação com os municípios e as comunidades autônomas, porque não há uma aplicação homogênea em todo o território”, afirma o presidente da associação.
Para os CPOs (Organizadores de Compras Públicas), o planejamento de hubs adiciona, portanto, variáveis que antes tinham menos peso: maturidade, natureza estratégica, nível de tensão, acesso firme ou flexível, armazenamento e concorrência com outros grandes consumidores.
A disputa pelas melhores localizações agora se mistura com outra igualmente decisiva: a dos megawatts .