AleaSoft Energy Forecasting, 18 de agosto de 2026. A prorrogação da central nuclear de Almaraz até junho de 2030 reduz, no curto prazo, a exposição do sistema elétrico ao gás e aos seus preços. Ao mesmo tempo, aumenta a pressão para integrar uma capacidade renovável crescente e pode elevar o risco de curtailment, enquanto altera os pressupostos utilizados para dimensionar o futuro mercado de capacidade.
Uma decisão com consequências mensuráveis
Através da portaria TED/864/2026, o Ministério para a Transição Ecológica e o Desafio Demográfico renovou a licença de exploração das duas unidades da central nuclear de Almaraz, que poderão operar até 8 de junho de 2030, na sequência do parecer favorável emitido a 16 de julho pelo Conselho de Segurança Nuclear. A nova data substitui o calendário anterior, que fixava o encerramento de Almaraz I a 1 de novembro de 2027 e o de Almaraz II a 31 de outubro de 2028. A prorrogação representa cerca de 31 meses adicionais para a primeira unidade e 19 meses para a segunda.
Os dois reatores totalizam 2094 MW de potência elétrica bruta. Em 2025 produziram 15 369 GWh brutos, o equivalente a aproximadamente 7% da procura de eletricidade espanhola, e 14 752 GWh líquidos: 7649 GWh em Almaraz I e 7103 GWh em Almaraz II. Para estimar a quantidade de gás necessária para substituir essa produção, a geração líquida é o valor mais adequado, uma vez que representa a eletricidade entregue pela central.
Manter esta produção durante mais tempo tem efeitos na necessidade de geração a gás, nos preços dos mercados elétricos e nas emissões, mas também na integração das renováveis e nos requisitos de capacidade firme do sistema.
Quanto gás seria necessário para substituir Almaraz?
Um cenário de substituição total ajuda a dimensionar a magnitude. Se os 14 752 GWh líquidos que Almaraz produziu em 2025 tivessem de ser gerados integralmente por ciclos combinados, assumindo um rendimento entre 50% e 55%, seriam necessários todos os anos entre 27 e 30 TWh de gás natural.
Este cálculo deve ser entendido como um teto teórico de referência, não como uma previsão do aumento real do consumo de gás após o encerramento. Na prática, essa produção seria substituída por uma combinação de nova geração de energia renovável, armazenamento de energia, energia hidroelétrica, interligações, gestão da procura e ciclos combinados.
A escala do cenário é, ainda assim, significativa. Em 2025, as entregas de gás ao setor elétrico espanhol atingiram 99,7 TWh. Os 27-30 TWh do cenário de substituição total representariam um aumento de aproximadamente 27% a 30% do consumo anual de gás para a geração de eletricidade.
Tomando como referência um preço do gás de 60 €/MWh, a compra desse volume custaria aproximadamente entre 1620 e 1800 milhões de euros por ano. A isto haveria que somar o custo das licenças de emissão de CO2. Como referência de ordem de grandeza, o grupo Centrales Nucleares Almaraz-Trillo (CNAT) estima que os 15 369 GWh de produção bruta de Almaraz em 2025 evitaram 5,5 milhões de toneladas de CO2.
Do consumo de gás ao preço do mercado elétrico
O efeito de Almaraz nos preços não depende apenas do volume de energia que produz. Ao permanecer disponível, reduz a procura residual que as outras tecnologias têm de cobrir e, em determinadas horas, limita a necessidade de recorrer aos ciclos combinados.
A relevância deste efeito aumenta quando o gás e as licenças de emissão são negociados a preços elevados. Na semana de 10 de agosto, os futuros do gás TTF para o FrontMonth no mercado ICE situaram-se entre 58,73 €/MWh e 61,42 €/MWh, e as licenças de emissão de CO2 para dezembro de 2026 entre 81,79 €/t e 82,75 €/t.
Com um preço do gás de referência de 60 €/MWh e o CO2 em torno de 82 €/t, o custo de produzir eletricidade numa central de ciclo combinado situa-se, consoante o rendimento, aproximadamente entre 139 €/MWh e 153 €/MWh apenas em combustível e emissões.
A comparação com o mercado mostra a importância dessa estrutura de custos. Na semana de 10 de agosto, o mercado elétrico espanhol registou um preço médio de 128,92 €/MWh. Quando os ciclos combinados são necessários e fixam o preço marginal, as cotações do gás e do CO2 passam a ter uma influência direta no preço de equilíbrio nessas horas.
Manter Almaraz reduz, portanto, a exposição potencial do mercado espanhol a episódios de preços do gás elevados. A própria portaria de renovação assinala que a prorrogação contribui, no curto prazo, para moderar a exposição do sistema e dos consumidores aos picos provenientes dos mercados internacionais de gás natural.
Mais nuclear também exige mais flexibilidade para integrar as renováveis
O outro lado da balança surge nas horas de elevada produção solar fotovoltaica e eólica e de baixa procura de eletricidade. Manter disponível mais geração nuclear reduz a margem que resta para integrar o resto da produção. Se o sistema não dispuser de armazenamento, capacidade de exportação, redes e procura flexível suficientes, o risco de curtailment das fontes de energia não despacháveis, como a eólica e a solar fotovoltaica, pode aumentar.
Do ponto de vista do mercado, a dificuldade de absorver toda a geração disponível em determinadas horas aumenta a pressão para preços nulos ou negativos e acentua a canibalização dos preços capturados das tecnologias renováveis. Acelerar o armazenamento e deslocar o consumo para essas horas permite aproveitar uma maior quota de energia renovável e reduzir este efeito.
2030 concentra mais de 4000 MW de encerramentos nucleares
A prorrogação de Almaraz não altera, para já, o horizonte de 2035 para o encerramento de todo o parque nuclear espanhol, mas concentra uma parte significativa da substituição em 2030.
Almaraz terminaria a sua exploração em junho. O calendário atual coloca também em 2030 o encerramento de Ascó I, em outubro, e de Cofrentes, em novembro. Almaraz contribui com 2094 MW e Ascó I e Cofrentes têm cerca de 1000 MW cada, pelo que mais de 4000 MW de capacidade nuclear sairiam do sistema em menos de seis meses.
Esta concentração faz dos próximos anos um período decisivo. Não se trata de substituir cada megawatt nuclear por um megawatt de uma tecnologia específica, mas de dispor de um sistema capaz de cobrir a procura em todas as horas. Para o conseguir, o crescimento da solar fotovoltaica e da eólica deve avançar a par do armazenamento em baterias e da bombagem hidroelétrica, do reforço das redes, de novas interligações e de uma maior flexibilidade da procura.
Almaraz altera o dimensionamento, não a necessidade de um mercado de capacidade
A nova data de encerramento de Almaraz altera um dos pressupostos relevantes para dimensionar o futuro mercado de capacidade. As análises que justificaram a necessidade do mecanismo assumiam a saída de Almaraz I em 2027 e de Almaraz II em 2028, precisamente num período em que tinham sido identificados riscos de adequação.
Manter aproximadamente 2 GW de capacidade nuclear até junho de 2030 altera esse cenário e pode tornar necessário atualizar os requisitos de capacidade antes de convocar os primeiros leilões. A própria portaria que autoriza a prorrogação da exploração de Almaraz até 2030 estima 7% menos geração dos ciclos combinados em comparação com o cenário do PNIEC, o que confirma que a prorrogação altera os requisitos de geração firme durante esses anos.
Atualizar corretamente o dimensionamento do mecanismo é necessário, mas não deverá atrasar desnecessariamente a sua implementação. O mercado de capacidade continua a ser essencial para dar sinais de investimento ao armazenamento, à gestão da procura e a outros recursos que terão de fornecer firmeza e flexibilidade à medida que a saída do nuclear avança. A prorrogação de Almaraz altera os requisitos de capacidade dos próximos anos, mas não elimina a necessidade de preparar o sistema para quando essa capacidade firme deixar de estar disponível.
Previsões de longo prazo e armazenamento para preparar a substituição
Neste contexto, a AleaGreen, a divisão da AleaSoft Energy Forecasting especializada em previsões de longo prazo, fornece curvas de preços dos mercados de energia com horizontes até 40 anos. Estas previsões permitem analisar cenários de encerramento nuclear, a evolução da capacidade renovável e de armazenamento, a procura, as interligações e os preços do gás e do CO2, e avaliar o seu impacto nos preços futuros.
Por sua vez, a AleaStorage, a divisão especializada em armazenamento de energia, analisa as receitas, a rentabilidade e o dimensionamento de projetos de baterias e de sistemas híbridos. A necessidade de reduzir o curtailment, a volatilidade dos preços e o futuro mercado de capacidade alargam as potenciais fontes de valor do armazenamento e reforçam o seu papel como elemento de flexibilidade para o sistema.
As decisões de investimento que têm de ser tomadas agora determinarão se em 2030 existirá capacidade renovável integrável, armazenamento e flexibilidade suficientes para enfrentar a concentração de encerramentos nucleares sem aumentar a dependência do gás.
Construir o novo sistema antes de retirar o anterior
A prorrogação de Almaraz não resolve por si só os desafios da transição energética. Nos próximos anos, reduz a potencial necessidade de geração a gás e a exposição à sua volatilidade, mas também exige uma melhor gestão da coexistência entre a geração nuclear e uma capacidade renovável crescente, e torna necessário rever os requisitos de capacidade firme que o mercado de capacidade terá de cobrir.
O desafio consiste em aproveitar esta margem para acelerar os investimentos que já são necessários: solar fotovoltaica, eólica, baterias e bombagem hidroelétrica, redes, interligações e gestão da procura, juntamente com a implementação de um mercado de capacidade corretamente dimensionado.
A transição energética será mais segura e mais competitiva se o novo sistema estiver pronto antes de uma parte significativa do anterior ser retirada. A prorrogação de Almaraz alarga a margem para o conseguir. Essa margem tem agora de se transformar em investimento.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.