Setembro começa com a atenção do setor energético espanhol voltada para o mercado de capacidade. O mecanismo recebeu autorização da Comissão Europeia em 29 de maio, com um orçamento estimado em 9 mil milhões de euros ao longo de dez anos , mas ainda aguarda a aprovação da portaria ministerial que permitirá a sua incorporação no quadro regulamentar nacional.
Seu objetivo será garantir que o sistema elétrico tenha energia firme durante os períodos de pico de demanda . Diferentemente do mercado atacadista, que remunera a energia produzida, este sistema reconhecerá a disponibilidade de instalações capazes de responder quando o sistema precisar delas.
Os futuros leilões estarão abertos a uma variedade de tecnologias, incluindo ciclo combinado, baterias, hidrelétricas de bombeamento e resposta à demanda . Essa neutralidade tecnológica levanta uma questão crucial: como garantir a energia de reserva necessária sem alocar a maior parte dos pagamentos às instalações existentes, ao mesmo tempo que se gera um sinal capaz de mobilizar nova capacidade.
Embora as expectativas sejam positivas, o setor alerta que a autorização europeia por si só não garante o lançamento imediato do mercado. Após a emissão da ordem, será necessário definir as regras do leilão, os coeficientes de firmeza, as obrigações de disponibilidade, as penalidades e a duração dos contratos.
O calendário: setembro surge como uma oportunidade, não como uma certeza.
A Associação das Empresas de Eletricidade (AELEC) acredita que ainda há tempo para realizar o primeiro leilão em 2027. Sua presidente, Marina Serrano, explicou que a organização esperava que o mecanismo fosse aprovado antes do período de festas de fim de ano, o que teria permitido mais tempo para preparar o edital de licitação.
Apesar do atraso, a AELEC afirma que setembro é um mês possível para a finalização do regulamento. A associação acredita que o modelo atual está alinhado com os implementados em outros países europeus e entende que quaisquer ajustes necessários poderão ser feitos ao longo da implementação.
“Se for aprovado em setembro, então teremos que aprovar a resolução e as regras do leilão para que possamos convocar o primeiro leilão no próximo ano. Esse é o cronograma com o qual estamos trabalhando e acreditamos que poderemos estar prontos em setembro”, disse Serrano à Energía Estratégica.
José Luis Bernal Albendín, especialista em energia e comunicador que dirige o Gabinete de Energia da Câmara de Comércio e Indústria, adota uma postura mais cautelosa. Embora considere possível a aprovação em setembro, ele distingue três etapas: a publicação da portaria, a realização do leilão e o início da prestação efetiva do serviço.
A primeira licitação em 2027 continua viável, mas exigirá que a Red Eléctrica, a Secretaria de Estado de Energia e a Comissão Nacional de Mercados e Concorrência avancem em paralelo com os procedimentos, sistemas e qualificação dos participantes.
“Setembro ainda é possível, mas eu não diria que é uma certeza. Vale lembrar que o mecanismo, como auxílio estatal, já foi autorizado pela Comissão Europeia em 29 de maio, com um orçamento estimado em 9 bilhões de euros ao longo de dez anos. O que resta aguardar é a aprovação da portaria ministerial que cria e regulamenta o mercado na Espanha”, afirmou Bernal.
Na opinião dele, a portaria ministerial representa atualmente o principal obstáculo político. Uma vez publicada, o risco passará para a implementação: o volume de energia a ser contratado, os prazos de entrega, os preços máximos, as garantias e os testes de disponibilidade ainda precisarão ser definidos. Portanto, ele alerta que a publicação da regulamentação em setembro não garantirá, por si só, que o leilão possa ser realizado em 2027.
A disputa tecnológica: entre os sistemas de backup existentes e as novas baterias.
Um dos pontos mais sensíveis será a distribuição dos pagamentos entre as tecnologias que já oferecem suporte e aquelas que precisam de um sinal para finalizar novos investimentos.
Pedro Fresco , CEO da AVAESEN, valoriza a criação do mecanismo pela sua capacidade de mobilizar projetos de armazenamento, mas alerta para uma possível configuração que concentre recursos em usinas de ciclo combinado já existentes.
“O mecanismo de capacidade que acaba de ser autorizado é mais um instrumento que permitirá a mobilização de um certo número de baterias. É positivo, embora precise ser implementado corretamente. É importante que esse mecanismo de capacidade não seja usado para priorizar turbinas a gás de ciclo combinado, mas sim que seja usado principalmente para introduzir capacidade de baterias.”
A Fresco acredita que o Ministério deve impedir que o programa subsidie apenas as instalações existentes, sem contribuir para a incorporação de tecnologias que o sistema necessitará nos próximos anos.
A AELEC, por outro lado, defende a coexistência de diferentes soluções. Marina Serrano acredita que as centrais de ciclo combinado continuarão sendo necessárias como reserva, mas ressalta que baterias, energias renováveis e gestão da demanda também devem ter acesso aos leilões.
Do ponto de vista deles, o mercado de capacidade não deve ser a única fonte de receita para sistemas de armazenamento. As baterias também precisarão participar de outros mercados operacionais e receber remuneração pelos diversos serviços que podem fornecer à rede elétrica.
Lluís Millet Biosca, consultor principal de armazenamento da One Hub Energy, acredita que a abordagem geral está alinhada com as expectativas do setor. As regras utilizadas para calcular os requisitos de cobertura são padronizadas em toda a Europa, embora o modelo de leilão espanhol possa complicar a preparação das propostas.
“A forma como o poder de negociação das empresas é calculado também será importante. Quanto ao tipo de leilão, o modelo espanhol é um pouco menos comum em comparação com outros mercados europeus e tornará um pouco mais complexo o processo de elaboração de propostas para aqueles que desejam participar.”
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Millet prevê que as centrais elétricas de ciclo combinado e os sistemas de armazenamento de energia serão os principais intervenientes. Ao mesmo tempo, observa que o mercado de capacidade será apenas uma parte do modelo de negócio das baterias, cujo principal motor a longo prazo continuará a ser a arbitragem de energia.
As expectativas dos investidores dependem dos contratos e do poder reconhecido.
Para projetos de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS), um dos elementos decisivos será o chamado fator de redução de potência . Esse coeficiente estabelece qual porcentagem da potência nominal de uma tecnologia pode ser considerada firme e, portanto, gerar pagamentos no mercado de capacidade.
Ana Barillas, diretora-geral para a Península Ibérica e América Latina da Aurora Energy Research, afirma que esse fator determinará o peso real do mecanismo nos modelos financeiros. As baterias terão que competir com tecnologias que já se pagaram ou com custos fixos conhecidos, como as usinas de ciclo combinado, e não necessariamente cobrarão por sua potência nominal total.
A Aurora acredita que os pagamentos por capacidade serão positivos, mas insuficientes se não forem acompanhados de uma remuneração clara por outros serviços, como flexibilidade, controle de frequência, reserva e inércia sintética.
“O que sempre faltou foi uma remuneração clara por todos os serviços que o armazenamento pode fornecer ao sistema”, alertou Barillas.
A duração dos contratos também será um fator determinante. De acordo com a diretiva, os bancos estão dando cada vez menos atenção ao potencial de retornos extraordinários e se concentrando, em vez disso, na proporção da renda que pode ser garantida. Nesse contexto, um contrato muito curto dificilmente permitirá o financiamento de um ativo cuja recuperação exija um prazo mais longo.
Iosu González Albín , chefe de engenharia fotovoltaica e BESS da Kalin Electricity Solution , também considera a estabilidade regulatória uma condição essencial. Sua preocupação é evitar que leilões sucessivos reduzam os preços a ponto de enfraquecer o incentivo para novos projetos.
“É uma enorme oportunidade para a engenharia, mas precisa de um quadro regulamentar estável. Para garantir a segurança do capital, são necessários pagamentos de disponibilidade a longo prazo; se o preço cair em todos os leilões, corremos o risco de repetir a paralisia do investimento que já vivenciamos no setor fotovoltaico.”
Álvaro Simón, fundador da ASB Renewables Consulting , compartilha dessa expectativa, embora alerte que ainda não há informações suficientes para incorporar automaticamente essas receitas aos modelos financeiros.
“A notícia foi recebida com grande otimismo, pois era uma expectativa que vinha sendo aguardada há muito tempo”, disse ele.
Para Simón, o verdadeiro valor do mecanismo reside na sua combinação com o mercado grossista e os serviços de ajustamento. Esta combinação poderá proporcionar maior previsibilidade aos projetos, mas dependerá de a regulação ir além de meros anúncios e estabelecer uma expectativa concreta de retorno.
Andrea Azacon , gerente de projetos da Menapy, vê uma oportunidade particular para os ativos instalados em clientes industriais. Nesses projetos, a combinação de geração fotovoltaica, armazenamento e infraestrutura de carregamento permite a gestão conjunta da produção e do consumo.
“Sim, vemos uma oportunidade significativa no desenvolvimento do mercado de capacidade, especialmente para projetos que integram energia fotovoltaica, armazenamento e infraestrutura de carregamento. É precisamente por isso que entendemos essas tecnologias como um ecossistema energético, e não como ativos independentes: combinadas, elas nos permitem otimizar a geração, gerenciar a demanda e proporcionar maior flexibilidade ao sistema.”
O novo mercado poderá agregar valor complementar a essas instalações, desde que os projetos sejam concebidos desde o início para atender às necessidades do sistema e participar dos diferentes mercados.
O risco de o mecanismo chegar com atraso.
Atrasos regulatórios começam a afetar projetos que precisam tomar decisões de investimento sem ainda conhecer as condições dos futuros leilões.
Raúl García Posada , diretor da ASEALEN , alerta que a Espanha demorou demais para ativar o mecanismo e que cada novo atraso deixa os projetos consolidados sem visibilidade quanto à sua receita. Essa incerteza dificulta o acesso ao financiamento e pode comprometer o alcance das metas nacionais de armazenamento.
“O risco de atraso é real. A Espanha demorou demais para implementar o plano, e muitas decisões de investimento estão sendo tomadas agora”, afirmou.
A ASEALEN acredita que o mercado de capacidade deve proporcionar uma base de receita previsível, mas não substituir a arbitragem ou os mercados de energia, balanceamento e flexibilidade. Sua atratividade para baterias dependerá de coeficientes de firmeza que reconheçam diferentes durações e contratos que reflitam os cronogramas reais de construção e financiamento.
A associação identifica a Bélgica como um exemplo relevante. O país combinou um mecanismo aberto de capacidade de armazenamento com mercados de balanceamento operacionais e adaptou seus editais de licitação aos cronogramas de desenvolvimento de diferentes tecnologias. Segundo García Posada, a Espanha pode aprender com essa experiência, ajustando suas regras para facilitar projetos que combinem diversas fontes de receita.