AleaSoft Energy Forecasting, 26 de agosto de 2026. Com o primeiro leilão do mecanismo de capacidade no horizonte, há uma discussão com impacto direto nas receitas do armazenamento: o coeficiente de derating das baterias. A prorrogação de Almaraz até 2030 exige também uma revisão das análises que sustentam o mecanismo. Os dados da procura residual do sistema peninsular espanhol de 2021 a 2025 mostram que os episódios de tensão são cada vez mais curtos.
Um intervalo que pode mais do que duplicar a capacidade firme de um mesmo projeto
O mecanismo de capacidade em Espanha remunerará a capacidade firme que cada tecnologia pode fornecer nas horas de maior tensão do sistema. No caso das baterias, esse contributo é ajustado através de um coeficiente conhecido como derating, um coeficiente de redução que converte os MW instalados em MW firmes. Segundo as estimativas atuais, o coeficiente para as baterias situar-se-ia entre 0,27 e 0,70. Este intervalo significa que a capacidade firme reconhecida a um determinado projeto, e com ela as receitas do mecanismo dentro da estrutura de receitas do ativo (revenue stack), podem mais do que duplicar consoante o valor finalmente adotado.
A referência europeia confirma a dimensão do que está em jogo. Nos mercados de capacidade europeus, os coeficientes aplicados a uma bateria de duas horas variam entre 0,14 e 0,44, enquanto para uma bateria de quatro horas se situam entre 0,28 e 0,67. Em Espanha, a discussão decorre sobretudo ao nível dos princípios. A AleaSoft Energy Forecasting fornece os dados.
A prorrogação de Almaraz desloca o ponto de partida do mecanismo
A 14 de agosto de 2026, o Boletim Oficial do Estado espanhol (BOE) publicou a ordem que renova a licença de exploração das duas unidades da central nuclear de Almaraz até 8 de junho de 2030. As análises de adequação que justificam o mecanismo de capacidade perante a Comissão Europeia foram elaboradas com base no calendário de encerramento nuclear então em vigor, com Almaraz fora do sistema em 2027 e 2028.
Manter cerca de 2 GW de capacidade nuclear firme no sistema até 2030 altera esse cenário de partida. Em consequência, o primeiro leilão poderá não estar tão próximo como se previa, e alguns parâmetros de desenho, incluindo os coeficientes de derating e o volume de capacidade a contratar, poderão ser revistos. Esta revisão torna mais necessário, e não menos, que a discussão sobre o derating das baterias assente em dados sobre o comportamento real do sistema, porque os parâmetros agora fixados condicionarão as decisões de investimento em armazenamento de energia nos próximos anos.
Os episódios de tensão do sistema estão a tornar-se mais curtos
Com base na procura residual horária do sistema elétrico peninsular espanhol, ou seja, a procura menos a produção eólica e solar, a AleaSoft Energy Forecasting analisou o período de 2021 a 2025, selecionando em cada ano as 10% de horas de maior tensão, o limiar que o mecanismo fixa para as horas de tensão, 876 horas por ano. Nessa base, a análise mede a duração dos episódios, isto é, quantas horas consecutivas o sistema permanece sob tensão.
O resultado é que a duração dos episódios de tensão está a encurtar. Em 2021, um episódio durava em média 3,8 horas e, em 2025, menos de 3,1 horas. Os episódios resolvidos em duas horas ou menos passaram de 38% para 49% do total. Como o número de horas de tensão é fixo por construção, o que aconteceu é que há mais episódios e são mais curtos, de 229 para 286 por ano.
A cobertura que uma bateria pode oferecer, consoante a duração
Para o coeficiente de derating, o que importa é a percentagem de horas de tensão que uma bateria consegue cobrir consoante a sua duração. Uma bateria de duas horas podia cobrir 48% das horas de tensão em 2021 e 59% em 2025. Uma bateria de quatro horas passou de 74% para 86% e uma bateria de seis horas de 85% para 95%.
A causa é a energia solar fotovoltaica. Ao deslocar a tensão da tarde para a rampa do pôr do sol, divide um problema longo em vários problemas curtos. A hora mediana de início dos episódios situa-se na hora 19, e dois em cada três começam entre as 18:00 e as 22:00. Uma cobertura anual de 86% para uma duração de quatro horas está bem acima dos coeficientes de derating mais conservadores atualmente em discussão, e a tendência dos últimos cinco anos favorece o armazenamento de curta duração. O padrão dos episódios de tensão difere entre o verão e o inverno, uma nuance que merece uma análise própria.
Um coeficiente que evoluirá a cada leilão
O que determina o valor de uma dada duração de armazenamento é a duração do episódio de tensão que tem de cobrir. Em Espanha, esse episódio é a rampa que se segue ao pôr do sol, com várias horas de duração, e não um pico de uma hora. Nestas condições, uma bateria de duas horas fornece uma capacidade firme muito inferior à de uma bateria de quatro horas, como refletem os intervalos europeus citados, 0,14 a 0,44 contra 0,28 a 0,67.
Importa também recordar que a própria implantação do armazenamento altera o problema que este tem de resolver. À medida que se instalam mais MW de baterias, o pico da procura residual achata-se e os episódios de tensão alongam-se, pelo que o coeficiente de derating para as durações curtas tende a diminuir ao longo do tempo. Um coeficiente de derating não é um dado de entrada constante ao longo de 15 anos. Evoluirá em cada um dos leilões de capacidade, e os modelos de receitas e as decisões de investimento têm de incorporar essa evolução desde a fase de desenho do projeto.
Os dados como base das decisões regulatórias
A evidência da procura residual peninsular mostra que os episódios de tensão são cada vez mais curtos e que o armazenamento de quatro horas cobre já a grande maioria das horas de tensão. Quantificar esse contributo em cada leilão, e antecipar a sua evolução, será decisivo para o investimento em armazenamento em Espanha.
Análise das receitas do armazenamento: o papel da AleaStorage
A AleaStorage, a divisão da AleaSoft Energy Forecasting especializada em armazenamento de energia, centra-se na análise estratégica de baterias e de projetos de hibridização, fornecendo estimativas de receitas para baterias autónomas (standalone) nos mercados de energia e de balanço, análises de hibridização com renováveis, tanto solar fotovoltaica como eólica, avaliação de receitas nos mercados de capacidade e modelização de cenários de preços e volatilidade a longo prazo. As séries de dados reais de procura, produção renovável e preços horários para Espanha e o resto da Europa utilizadas nesta análise estão disponíveis na Alea Energy DataBase, a plataforma de dados online da AleaSoft.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting