A atualização mensal publicada pela Red Eléctrica em 1º de julho de 2026 reorganizou o mapa de capacidade de acesso na rede de transporte e abriu uma nova janela para projetos relacionados à demanda, armazenamento, centros de dados, hidrogênio e grandes indústrias.
De acordo com a análise da publicação oficial da REE, os aumentos nacionais em comparação com o encerramento de 3 de junho são relevantes em todas as categorias reguladas: 12.405 MW adicionais em capacidade de evacuação, 20.882 MW em demanda NO-CEP e 32.424 MW em armazenamento , tanto na modalidade MPE quanto na MGES.
Os dados não surgem do nada. Eles vêm após semanas marcadas por mudanças regulatórias, isenções de licenças de acesso e conexão, abandono de projetos e novos critérios técnicos relacionados à robustez das instalações contra quedas de tensão.
A rede elétrica espanhola vinha apresentando uma saturação significativa no lado da demanda . O problema não se devia apenas ao crescimento do novo consumo, mas também ao impacto de grandes consumidores e geradores baseados em eletrônica de potência.
A chave para a mudança reside na nova interpretação técnica dessa restrição.
Em fevereiro, foi aprovada na Espanha uma portaria exigindo que as instalações elétricas fossem mais robustas contra quedas de tensão . A regulamentação previa um prazo de três meses para sua entrada em vigor, que finalmente ocorreu em 12 de maio.
A partir desse momento, a Red Eléctrica começou a recalcular a capacidade disponível sob uma nova hipótese, o que se refletiu no ciclo de publicação de capacidade seguinte, correspondente a junho, quando surgiu uma quantidade muito relevante de energia disponível para a demanda.
A magnitude não era insignificante. Inicialmente, falava-se em cerca de 10 GW , um valor equivalente a um quarto da demanda de eletricidade da Espanha, considerando um consumo de cerca de 40 GW como ponto de referência.
O mercado reagiu imediatamente. Mas , alguns dias depois, a Red Eléctrica corrigiu essa informação inicial, explicando que a capacidade estava reservada nos termos de um artigo incluído no Decreto-Lei Real 7/2026.
A novidade mais recente vem com o Real Decreto-Lei 18/2026 , que inclui uma disposição revogatória relativa à secção que bloqueava essa competência. Especificamente, elimina a secção 6 do artigo 13.º do Real Decreto-Lei 7/2026, que reservava parte desse poder.
A consequência prática é que o recálculo técnico que a Red Eléctrica já vinha realizando, baseado em instalações mais robustas contra quedas de tensão, está começando a se traduzir em capacidade disponível para novas solicitações de demanda.
Outro fator que contribuiu para esse efeito foi a possibilidade de certos consumidores renunciarem às suas autorizações de acesso e conexão reservadas . O prazo para formalizar essas renúncias era 22 de junho e, uma vez submetidas, a capacidade correspondente voltou a ficar disponível nos mapas da Red Eléctrica.
Para desenvolvedores industriais, centros de dados, projetos de hidrogênio, armazenamento e grandes consumidores , o sinal é claro: a oportunidade não reside mais apenas em detectar onde a capacidade existe, mas em entender por que ela aparece, quanto tempo pode durar e sob quais condições técnicas será realmente utilizável.
O armazenamento também está entrando no radar.
A atualização da REE também revela um aumento substancial no armazenamento . A capacidade nacional nessa categoria subiu de 100.108 MW para 132.532 MW , com um salto de 32.424 MW tanto para a MPE quanto para a MGES .
Na prática, isso coloca novamente em análise subestações que, até a última publicação, pareciam não ter margem ou apresentar disponibilidade muito limitada.
Entre os nós com os maiores aumentos absolutos de armazenamento de MPE estão Villanueva del Rey , em Sevilha, com 828 MW liberados; Vitória, em Álava, com 886 MW; Fuente de Cantos, em Badajoz, com 926 MW; Fuentebuena , em Burgos, com 905 MW; e San Serván , também em Badajoz , com 901 MW.
Seguir leyendo
O ranking também inclui Aizpeitia , em Guipúzcoa, com 863 MW; Cotorros , em Burgos, com 797 MW; Penagos, na Cantábria, com 687 MW; Trives , em Ourense, com 785 MW; e El Palo, nas Astúrias, com 661 MW.
Essa distribuição geográfica mostra que a mudança não está concentrada em um único corredor, mas sim atravessa diferentes pontos da rede de transporte.
Uma ótima oportunidade, mas não é garantida.
Após a liberação da capacidade, a Red Eléctrica terá que receber novamente solicitações referentes a esses nós e avaliar quais instalações terão prioridade para acessar a margem disponível.
O movimento desperta interesse em iniciativas ligadas ao armazenamento, à demanda flexível, à eletrificação industrial, aos centros de dados e ao hidrogênio, setores que veem cada aumento de capacidade como uma oportunidade para acelerar sua entrada na rede elétrica.
Agora, a reorganização da capacidade coincide com outra medida regulatória fundamental: a aprovação do Procedimento Operacional 7.6 para o serviço de partida autônoma, conhecido como partida a frio.
A CNMC aprovou a nova PO 7.6 com o objetivo de modernizar e fornecer um quadro de remuneração para as instalações que prestam esse serviço no âmbito dos Planos de Substituição do sistema elétrico peninsular.
O procedimento define o escopo, os requisitos técnicos, a alocação, a autorização, os testes, a disponibilidade, a remuneração, as penalidades e a duração do serviço.
A função "black start" (partida a frio) é a capacidade de uma instalação iniciar a recuperação do sistema elétrico após uma queda de energia, sem a necessidade de receber tensão externa da rede.
Até então, esse serviço existia no âmbito do processo de substituição, mas carecia de um quadro de remuneração específico. Os Planos de Substituição já identificavam as instalações capazes de iniciar o isolamento elétrico, mas o serviço não tinha uma remuneração regulamentada específica.
A novidade não deve ser interpretada como uma porta aberta imediata para qualquer ativo.
O procedimento estabelece uma implementação em duas fases. A primeira fase dará continuidade ao processo atual e estará vinculada às instalações que já participam dos Planos de Substituição existentes como iniciadoras insulares.
Portanto, durante esta primeira etapa, a oportunidade econômica estará concentrada nos ativos já previstos nesses planos, principalmente usinas hidrelétricas com capacidade de partida autônoma.
A Fase 2 permitirá a incorporação de outras instalações e tecnologias, mas não automaticamente. Aproximadamente cinco anos após o início da Fase 1, o operador do sistema precisará avaliar a necessidade de incorporar novos fornecedores.
Essa segunda etapa também poderia ser ativada mais cedo caso houvesse demissões por parte dos fornecedores atuais durante o processo de implementação.
É aí que entra o interesse em soluções de armazenamento.
O próprio procedimento estipula que, na Fase 2, o operador do sistema avaliará alternativas como a alocação parcial do serviço a vários módulos de geração ou armazenamento, desde que os requisitos necessários para a prestação do serviço sejam garantidos.
Na prática, isso significa que a PO 7.6 não torna atualmente as baterias fornecedoras remuneradas de serviços de partida a frio, mas incorpora um sinal regulatório relevante: o sistema está começando a ordenar serviços não relacionados à frequência, o que pode abrir novas vias de monetização para ativos capazes de fornecer resiliência, flexibilidade e capacidade técnica além da arbitragem de energia.