AleaSoft Energy Forecasting, 31 de outubro de 2025. Entrevista de Milena Giorgi, da Strategic Energy Europe, a Antonio Delgado Rigal, Doutor em Inteligência Artificial, fundador e CEO da AleaSoft Energy Forecasting.
Os preços baixos estão a pressionar a rentabilidade do setor. Por quanto tempo o mercado das energias renováveis poderá resistir a esta situação e quais são as possíveis soluções?
O setor pode perdurar por um período limitado, cerca de dois ou três anos, desde que mantenha o acesso a financiamento competitivo, otimize os custos e invista em projetos híbridos com sistemas de armazenamento de energia para diversificar as fontes de receita através da acumulação de receitas (arbitragem, serviços de equilíbrio, capacidade, etc.).
Num sistema com alta penetração solar e limitações de rede, o risco de preços nulos ou negativos foi subestimado. Os sinais da sua persistência são evidentes: aumento das restrições de geração e saturação ao meio-dia. Para mitigar isso, surgirão mais projetos híbridos com armazenamento. Além disso, é necessário impulsionar o mecanismo de capacidade, novas interconexões internacionais e uma maior capacidade de resposta à demanda. O mercado evoluirá para um novo equilíbrio, no qual a flexibilidade se tornará o principal fator determinante da rentabilidade.
Que sinais marcam o fim da era da «energia solar a qualquer preço» e que modelos de negócio sobreviverão a esta nova etapa?
Os sintomas são a queda sustentada dos preços da energia fotovoltaica capturada, a saturação dos nós e o aumento dos custos de conexão. Mesmo assim, o ritmo de instalação não parece diminuir. A nova fase deve ser mais seletiva. Os modelos de negócio bem-sucedidos combinarão acordos de compra de energia (PPA) com preços mínimos garantidos (pisos), uma exposição parcial bem gerida à demanda e projetos híbridos que otimizam os perfis horários.
Estratégias de sobreconstrução moderada, repotenciação e localização conjunta de ativos renováveis com baterias serão essenciais para manter as margens e estabilizar as receitas.
Paralelamente, a Espanha avança no sentido do abandono gradual da energia nuclear. Que consequências isso poderia ter se não se acelerar a implantação de sistemas de armazenamento de energia?
Pode haver o risco de perda de capacidade firme se a implantação de sistemas de armazenamento não avançar com rapidez suficiente. O não cumprimento dos prazos acarretaria maior volatilidade, dependência das importações e possíveis picos de preços durante as horas de baixa geração renovável. Isto pode ser evitado promovendo a hibridização da energia eólica, solar e de armazenamento para obter perfis mais estáveis; implementando sistemas de armazenamento com durações de 4 a 8 horas em nós críticos; e incentivando a demanda flexível — especialmente na indústria e na mobilidade elétrica — para que modifiquem o consumo e participem nos serviços de equilíbrio. Somente por meio dessa coordenação será possível manter a segurança do abastecimento e a estabilidade dos preços.
Que transformações estruturais são necessárias na rede elétrica para que ela se torne um verdadeiro facilitador do crescimento das energias renováveis?
A prioridade absoluta deve ser modernizar e fortalecer as redes de transmissão e distribuição. É fundamental incorporar a classificação dinâmica das linhas, o controlo da formação da rede e acelerar a implementação do novo Plano de Rede 2025-2030.
Os novos concursos públicos de acesso representam uma oportunidade para otimizar o uso da rede, priorizando projetos híbridos, sólidos e consolidados. No entanto, os riscos regulatórios continuam elevados: falta de transparência nos critérios, prazos incertos e possíveis revisões retroativas. Um quadro estável e previsível será fundamental para atrair investimentos.
Em termos de flexibilidade, que mecanismo falta e qual seria o impacto da sua implementação?
A peça-chave que falta continua a ser o mecanismo de capacidade. A sua aprovação permitiria uma remuneração adequada para as tecnologias que proporcionam firmeza e estabilidade, desde baterias até à gestão flexível da demanda. O seu impacto seria imediato: maior viabilidade financeira para projetos de armazenamento, menor volatilidade extrema e um ambiente de investimento a longo prazo mais previsível.
O excesso de capacidade renovável poderia desencorajar novos investimentos?
O risco existe e já se manifesta em certos nós com congestionamento estrutural. O excesso de capacidade sem o apoio suficiente da rede ou do armazenamento poderia provocar restrições persistentes, o que diminuiria a atratividade de novos projetos. O segredo será direcionar o investimento para áreas com capacidade real de evacuação e priorizar projetos híbridos ou com armazenamento.
Que erros atuais poderiam prejudicar a eficiência do sistema nos próximos anos?
Atrasar a implementação do mercado de capacidade e dos serviços de flexibilidade da demanda constitui um grave erro regulatório. Igualmente problemático é promover centrais elétricas sem capacidade de armazenamento nem controlo da taxa de variação da capacidade. Do ponto de vista da comunicação, gerar expectativas pouco realistas em relação aos prazos de conexão ou à estabilidade regulatória também é prejudicial. Se isso não for corrigido, em cinco anos veremos uma rede elétrica mais sobrecarregada e um mercado menos eficiente do que poderia ter sido.
Que decisões políticas poderiam consolidar a posição da Espanha como líder em energias renováveis na Europa?
Em primeiro lugar, aprovar e implementar o mecanismo de capacidade e o mercado de flexibilidade da demanda com regras estáveis e previsíveis. Em segundo lugar, executar o Plano de Rede 2025-2030 sem demoras, garantindo a transparência e priorizando os projetos híbridos e firmes. Por último, implementar medidas para atingir a meta de armazenamento de 22,5 GW até 2030 por meio de leilões ou contratos-quadro que garantam certeza a longo prazo. Com essas três decisões, a Espanha poderia se tornar o mercado de energias renováveis mais competitivo, estável e atraente da Europa.
