AleaSoft Energy Forecasting, 31 de outubro de 2025. Entrevista da EnergyNews com Antonio Delgado Rigal, Doutor em Inteligência Artificial, fundador e CEO da AleaSoft Energy Forecasting.
A evolução do mercado elétrico espanhol durante os primeiros nove meses de 2025
O mercado elétrico espanhol manteve em 2025 uma dinâmica marcada pela elevada penetração das energias renováveis, pela estabilidade do gás natural e pela elevada volatilidade horária. Durante os primeiros dez meses, o preço médio do mercado grossista OMIE situou-se em torno dos 65 €/MWh, o que representa um aumento de cerca de 20% em relação ao mesmo período de 2024.
O inverno começou com preços relativamente altos, impulsionados pela tensão nos mercados internacionais de gás e pelas condições meteorológicas frias. A partir de março, o aumento da produção solar fotovoltaica, juntamente com uma procura de eletricidade moderada, levou a vários dias com preços nulos e até negativos, especialmente em abril e maio.
O episódio mais relevante do ano foi o apagão de 28 de abril, provocado por uma concatenação de eventos técnicos que levaram à desconexão de grande parte do sistema ibérico. Este evento impulsionou medidas posteriores de reforço no controlo da tensão e na operação das energias renováveis. No terceiro trimestre, a recuperação da procura, uma ligeira queda na produção hidráulica e um gás mais estável em torno de 30-35 €/MWh moderaram as quedas nos preços, embora sem eliminar a volatilidade estrutural.
Que fatores tiveram maior impacto nos preços este ano?
Os principais fatores foram quatro:
- Preço do gás TTF: continua a ser a principal referência do custo marginal dos ciclos combinados. A sua descida desde os picos de inverno (~58 €/MWh em meados de fevereiro) para níveis ligeiramente acima dos 30 €/MWh no final de agosto reduziu os preços marginais nas horas de maior procura, mas foi parcialmente contrariada pelo aumento dos preços dos direitos de emissão de CO2.
- Geração renovável recorde: a elevada produção solar e hidroelétrica substituiu tecnologias mais caras e gerou mais horas a preço zero. Só no primeiro semestre, foram registadas mais de 600 horas com preços zero ou negativos.
- Condições meteorológicas e hidráulicas: os meses húmidos da primavera favoreceram preços baixos, enquanto o verão seco pressionou ligeiramente os preços nos picos de procura.
- Efeitos regulatórios e técnicos: após o apagão de 28 de abril, o sistema operou sob condições reforçadas que limitaram temporariamente a flexibilidade em alguns nós.
Houve situações inesperadas que tiveram impacto no mercado?
O evento mais inesperado e de maior impacto foi o apagão de 28 de abril de 2025, que provocou a perda temporária de cerca de 15 GW na Península Ibérica. Este acontecimento destacou a vulnerabilidade do sistema face a grandes penetrações de energias renováveis sem serviços suficientes de controlo de tensão.
Após o incidente, a Red Eléctrica e a CNMC implementaram medidas preventivas e corretivas: revisão do controlo de tensão, serviços de inércia sintética e capacidade de arranque em escuro, e novos testes de resistência operacional para geradores e comercializadores.
Cenários de preços e procura previstos para o inverno de 2025–2026
De acordo com as previsões da AleaSoft Energy Forecasting, o inverno de 2025-2026 será marcado por preços moderados, com uma variação média esperada entre 60 e 80 €/MWh, dependendo do comportamento do gás e das condições meteorológicas.
No cenário base, com o gás TTF em torno de 30-35 €/MWh e preços de CO₂ estáveis (~70 €/t), espera-se uma evolução dos preços mais baixa do que no inverno anterior.
Num cenário de alta (onda de frio na Europa e baixa produção eólica), os preços podem ultrapassar os 100 €/MWh.
Num cenário pessimista (vento abundante e energia hidráulica), poderiam ser registados médios mensais inferiores a 20 €/MWh.
A procura aumentará ligeiramente devido à eletrificação residencial e industrial.
O papel do gás nos preços durante o inverno
O gás natural continua a ser a tecnologia marginal que fixa o preço em muitas horas. Durante o inverno, o equilíbrio entre a oferta de GNL e o armazenamento europeu será determinante. Se o TTF se mantiver em 30-40 €/MWh, o impacto será moderado. Qualquer perturbação geopolítica poderá tensionar o mercado e elevar os preços dos mercados elétricos. A médio prazo, a sua influência diminuirá graças ao armazenamento de energia e à gestão da procura.
Impacto da penetração das energias renováveis e do armazenamento nos preços e na estabilidade do sistema
A crescente penetração das energias renováveis está a transformar a estrutura dos preços: maior volatilidade intradiária, aumento das horas a preço zero ou negativo e riscos de desperdício de energia. O desenvolvimento do armazenamento em baterias (BESS) será fundamental para corrigir esses desequilíbrios. Embora a potência instalada ainda seja modesta, o pipeline ultrapassa os 20 GW. As baterias permitirão absorver excedentes e proporcionar estabilidade de frequência e tensão.
Previsões a médio prazo para o mercado elétrico espanhol e europeu
A AleaSoft prevê que os preços europeus continuem numa tendência descendente estrutural, com maior dispersão horária. Em Espanha, o crescimento das energias renováveis reduzirá os preços médios anuais, embora aumentem as horas a zero. A nível europeu, a convergência dos preços aumentará com interconexões e mecanismos de capacidade e flexibilidade. Os ativos flexíveis — baterias, bombeamento, hidrogénio verde — ganharão valor estratégico.
Episódios de preços zero: irão repetir-se em 2025 e 2026?
Sim, é muito provável que se repitam, sobretudo na primavera e no outono, com elevada produção fotovoltaica e baixa procura. O importante não é evitá-los, mas sim geri-los e aproveitar as oportunidades que oferecem para a arbitragem, o armazenamento e a indústria eletrointensiva.
Como lidar com episódios de preços zero?
As empresas devem adotar estratégias de gestão ativa: deslocar consumos, usar armazenamento, projetar PPAs e coberturas adaptadas e incorporar flexibilidade operacional. Em nível macro, o objetivo deve ser transformar a abundância renovável em valor económico, evitando desperdícios e perdas.
Adaptação regulatória e de mercado diante dos preços zero
A regulamentação deve incentivar a flexibilidade por meio de mecanismos de capacidade, serviços de tensão e resposta à demanda. É necessário simplificar a conexão de projetos híbridos, revisar as tarifas e reforçar a rede elétrica. Só assim será possível garantir a estabilidade técnica e econômica do sistema.
O panorama geral do mercado elétrico
O mercado elétrico espanhol de 2025 está passando por uma transformação estrutural. A volatilidade é um reflexo natural da transição para um sistema mais renovável e flexível. Os próximos anos serão decisivos: o desenvolvimento do armazenamento, os mercados de capacidade e a gestão da demanda configurarão um sistema mais estável, resiliente e competitivo. A Espanha pode se tornar uma referência europeia se mantiver a estabilidade regulatória e uma visão de longo prazo.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
