A Associação de Empresas de Alto Consumo Energético (AEGE) reúne 30 empresas e 98 instalações industriais em setores como siderurgia, química, metalurgia, gases industriais e vidro, representando cerca de 7% da demanda de eletricidade da Espanha continental . Há poucos anos, esse número girava em torno de 10%, uma queda que a própria organização atribui ao declínio da atividade nas indústrias de alto consumo energético.
Nesse contexto, o armazenamento está começando a ganhar espaço como uma ferramenta para melhor aproveitar a geração de energia renovável e reduzir a exposição aos horários de pico.
A AEGE acredita ser aconselhável que as fábricas incorporem conhecimento e parte de sua própria capacidade, embora preveja que a implantação mais rápida virá primeiro da geração, por meio de usinas híbridas de energia renovável com baterias capazes de transferir os excedentes solares para as faixas de preço mais elevadas.
Pedro González, CEO da AEGE, também faz uma ressalva em relação à multiplicidade de receitas atualmente atribuídas a esses ativos: arbitragem, regulação secundária e terciária, controle de tensão, potência reativa, backup em caso de interrupções e outros serviços de sistema.
“Dizem-nos que as baterias servem para tudo. Eu sempre penso: não podem servir para tudo ao mesmo tempo. Vendem o produto com todas as funcionalidades, mas não o concebem a pensar na procura”, salienta numa conversa com a Energía Estratégica .
A associação prevê que o mercado acabará por revelar qual a combinação de serviços que, em última análise, sustenta a rentabilidade de cada projeto. Antes disso, porém, é preciso resolver algumas incógnitas que continuam a atrasar o investimento em Espanha.
González aponta para as enormes solicitações de conexão provenientes de projetos de armazenamento, o congestionamento gerado em determinados pontos e o atraso no mercado de capacidade, do qual muitos desenvolvedores esperavam obter uma fonte adicional de renda.
Ele também está monitorando com cautela a velocidade de implantação. As expectativas apontavam para o fechamento de 2026 com cerca de 1 GW de capacidade instalada de baterias , mas o executivo acredita que a Espanha ficará “muito aquém” dessa meta.
O atraso é particularmente notável, considerando os sinais econômicos que o mercado começa a demonstrar. González destaca que as diferenças de preço por horário de consumo podem variar de €0 a €300/MWh , uma faixa capaz de melhorar significativamente a arbitragem entre as tarifas de eletricidade diurnas e noturnas.
“Você carrega às três da tarde, descarrega às dez da noite, e seu plano de negócios sai perfeito”, exemplifica ele.
Mas transferir essa operação diretamente para uma fábrica abre outro problema: uma empresa siderúrgica, química ou metalúrgica não estrutura seus negócios em torno da otimização das posições elétricas minuto a minuto.
“A indústria não brinca com eletricidade, não vive da compra e venda de eletricidade, vive de outra coisa. Uma bateria exige uma equipe de especialistas, de operadores, para operá-la praticamente em tempo real”, alerta González.
Assim, a AEGE prevê, em primeiro lugar, um esquema no qual os produtores de energia renovável gerenciem esses ativos e a demanda industrial possa aproveitar a energia deslocada sem assumir diretamente toda a complexidade operacional.
Uma indústria que não pode simplesmente escolher quando consumir
O interesse por baterias surge num momento particularmente delicado para os grandes consumidores.
Os membros da AEGE representam atualmente cerca de 7% da demanda de eletricidade da Península Ibérica , em comparação com quase 10% em anos anteriores — uma redução que a organização atribui ao declínio da atividade desde o início da crise energética. A associação é composta por 30 empresas e 98 fábricas em setores como siderurgia, metalurgia, química, gases industriais, vidro e mineração.
A invasão russa da Ucrânia, as subsequentes tensões geopolíticas e a volatilidade das matérias-primas afetaram a Europa de forma particularmente severa. Segundo González, esse contexto internacional explica apenas parte da perda de competitividade: a outra parte reside nas próprias políticas econômicas da Espanha.
As previsões indicam que os preços de mercado para o último trimestre ficarão acima de € 140/MWh , antes de incluir os serviços auxiliares. Para o próximo ano, a expectativa é de preços acima de € 90/MWh , também sem incluir esses custos.
O mais recente Barômetro de Energia da AEGE, atualizado em 6 de setembro de 2026 , acompanha não apenas a evolução dos preços à vista e futuros espanhóis em comparação com os principais mercados europeus, mas também os serviços de ajuste e os pagamentos de capacidade que, em última análise, compõem o custo efetivo suportado pelo consumidor industrial.
Aqui surge uma diferença fundamental em comparação com o comportamento de outras demandas: uma fábrica com uso intensivo de eletricidade geralmente precisa operar de forma contínua e tem pouca margem para transferir grandes lotes de produção para as faixas de preço mais baixas.
Portanto, as frequentes horas sem luz solar ou os preços negativos não resolvem, por si só, a equação energética.
“O que mais importa para nós é o preço médio. Temos pouca flexibilidade e achamos difícil evitar os horários de pico, com os preços mais altos”, explica González.
É precisamente nesse ponto que o armazenamento poderia ganhar relevância: não forçando uma usina a transformar completamente seus processos para atingir os mínimos exigidos pelo mercado, mas sim transferindo parte dessa energia para áreas compatíveis com sua atividade.
O preço da energia renovável não é o preço da conta industrial.
O paradoxo vai além do armazenamento. A Espanha pode oferecer preços de atacado mais baixos do que seus vizinhos durante certos períodos e ainda assim perder essa vantagem ao comparar o custo final suportado por uma indústria.
A energia adquirida no mercado é complementada por serviços auxiliares, tarifas de rede, encargos relacionados com políticas energéticas e impostos. A partir daí, entram em ação mecanismos de compensação, cuja aplicação varia entre os Estados-Membros.
Uma das principais é a compensação pelos custos indiretos do CO₂. As regulamentações europeias permitem o reembolso de parte do impacto que o preço das licenças de emissão introduz na eletricidade consumida pelos setores expostos à concorrência internacional.
Segundo a AEGE, a Espanha não tem utilizado esta ferramenta com a mesma intensidade que outros países.
González estima que, nos últimos três anos, a indústria espanhola de uso intensivo de energia deixou de receber aproximadamente 1,1 bilhão de euros, em comparação com o valor máximo que poderia ter obtido por meio desse mecanismo.
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Embora a Alemanha aplique o nível máximo autorizado há anos, a Espanha tem oscilado entre diferentes níveis de apoio. A Itália, que anteriormente estava abaixo desse nível, também deverá aplicar o máximo permitido este ano.
“Não só não recebemos o valor máximo, como geralmente também não sabemos quanto vamos receber. Isso torna muito difícil planejar atividades produtivas”, argumenta ele.
O impacto é significativo. Num mercado de aproximadamente €100/MWh, González estima que cerca de €30/MWh poderiam corresponder ao efeito das licenças de emissão de CO₂.
A tributação acrescenta outra diferença em comparação com os concorrentes europeus, onde existem isenções mais amplas para atividades expostas aos mercados globais.
Mas é nos serviços de regulação que a AEGE identifica uma das deteriorações mais acentuadas dos últimos anos.
Segundo dados fornecidos pelo CEO da empresa, esses custos adicionais aumentaram seis vezes em cinco anos e ultrapassarão € 20/MWh em 2026. O reforço das operações do sistema após o desligamento em 2025, as restrições técnicas, a congestão e a redução da geração de energia renovável fazem parte de uma despesa que, em última instância, é repassada ao consumidor.
O problema para uma fábrica reside não apenas na sua magnitude, mas também no fato de que parte dele só é conhecida posteriormente . Uma empresa pode programar o consumo durante um horário aparentemente barato e só mais tarde descobrir o custo real dos ajustes.
A AEGE propõe antecipar esses sinais e transferir alguns desses conceitos para estruturas tarifárias mais estáveis.
Portugal já está a trabalhar nessa direção. Segundo González, o regulador português está a ponderar incorporar inicialmente cerca de 40% de certos custos de ajustamento nas portagens , reduzindo assim a volatilidade transmitida diretamente ao consumo industrial.
Eletrificar uma fábrica significa enfrentar uma espera de quatro ou cinco anos.
O desafio começa mesmo antes de decidir como comprar eletricidade.
Muitas das indústrias representadas pela AEGE continuam a utilizar grandes quantidades de gás para processos térmicos e têm espaço para substituir parte desse consumo por meio da eletrificação. O setor vidreiro é um exemplo: empresas que até então não se enquadravam totalmente no perfil de uso intensivo de energia planejam substituir fornos a gás por equipamentos elétricos como parte de suas estratégias de descarbonização.
O acesso à rede pode bloquear essa transição.
“Eu posso querer descarbonizar através da eletrificação e eles podem me dizer: temos que esperar pelo planejamento, temos que esperar por uma nova rede, esperar quatro ou cinco anos”, destaca González.
O resultado é que algumas empresas estão explorando diversas vias tecnológicas. Eletricidade, biometano, captura e armazenamento de carbono e hidrogênio estão todos competindo para se tornarem a solução preferida para substituir os combustíveis fósseis.
A escolha não é trivial. Uma planta industrial pode operar por décadas, portanto, optar por uma fonte de energia que posteriormente se revele estruturalmente mais cara do que a escolhida pelos concorrentes pode afetar sua posição internacional por anos.
Essa mesma perspectiva explica por que a disponibilidade de energias renováveis ainda não transformou a Espanha no grande polo industrial que o país projetou durante anos em torno de seus recursos solares e eólicos.
González reconhece o interesse e os numerosos projetos em estudo, mas acredita que a chegada efetiva de novas indústrias continua a ocorrer "aos poucos", com um peso particularmente elevado de investimentos ligados à indústria automotiva e às fábricas de baterias.
O próximo passo poderá surgir em torno dessas fábricas, caso elas consigam atrair a produção de ânodos, cátodos e outros componentes, além de consolidar as cadeias de suprimentos locais.
Mas o setor energético compete com mais variáveis: logística, fornecedores, clientes, terrenos, ligações ferroviárias ou acesso portuário.
A ligação de um investidor que nunca retornou.
González relata uma experiência que resume o problema sob a perspectiva de alguém que avalia a instalação de nova capacidade industrial.
Uma empresa da Europa Central estava considerando construir uma usina gêmea de uma já existente, com um consumo estimado em torno de 500 GWh por ano e entre 80 e 90 MW de potência . A Espanha foi inicialmente listada como a principal localização.
O investidor já tinha previsões sobre o mercado atacadista. O que ele queria saber era todo o resto.
Ao se informar sobre serviços de ajuste, ele descobriu custos cuja evolução não podia ser facilmente prevista ou coberta. Em relação aos pedágios, constatou um desconto de 80%, mas sem garantia correspondente para toda a duração do investimento. Os valores poderiam variar de acordo com as contribuições públicas de cada ano.
“Depois de uma conversa de duas horas explicando mais ou menos tudo isso, eles desligaram o telefone e eu não tive mais notícias deles desde então”, ele relembra.
A anedota resume a distância entre ter recursos renováveis em abundância e transformá-los em um sinal suficientemente estável para atrair investimentos que se mantenham por 25 ou 30 anos.
O armazenamento de energia pode ajudar a reduzir parte dessa lacuna, especialmente se conseguir transferir o excedente de energia que atualmente reduz os preços da energia solar para o período noturno. Mas as baterias representam apenas uma peça em uma equação muito maior.
A Espanha precisa simultaneamente de capacidade de rede para eletrificar novas cargas, sinais previsíveis sobre os custos do sistema, condições comparáveis às de outros concorrentes europeus e um modelo de armazenamento de energia em baterias (BESS) capaz de demonstrar sua rentabilidade sem obrigar cada fábrica a se tornar também uma operadora do mercado de eletricidade.
Para as grandes indústrias, a oportunidade da energia renovável não é mais medida apenas pelo número de megawatts de energia solar ou eólica injetados na rede. O próximo desafio será garantir que essa energia chegue às fábricas quando elas precisarem, com uma conta que pode ser projetada para as próximas décadas.