AleaSoft Energy Forecasting, 27 de outubro de 2025. Entrevista de Ramón Roca, diretor do El Periódico de la Energía, a Antonio Delgado Rigal, Doutor em Inteligência Artificial, fundador e CEO da AleaSoft Energy Forecasting.
Como se não bastasse a volatilidade nos mercados, em abril ocorreu um apagão que voltou a mudar tudo. Como é que a operação reforçada da Red Eléctrica está a alterar o mercado?
O apagão de 28 de abril foi um ponto de inflexão que levou a Red Eléctrica a reforçar os procedimentos operacionais e a priorizar a segurança do sistema. Isso traduziu-se em maiores exigências técnicas para os geradores, especialmente para as centrais renováveis. Desde então, a gestão da rede é mais conservadora, dá-se mais peso às tecnologias gerenciáveis e aumentaram os episódios de curtailment ou descarregamento das renováveis em determinados momentos.
Por outro lado, este novo contexto também pode abrir oportunidades: as centrais renováveis estão a participar em alguns serviços de regulação que agora são mais bem remunerados, o que pode compensar parcialmente a perda de receitas devido às restrições.
Neste cenário, a hibridização das centrais renováveis, especialmente fotovoltaicas, com sistemas de armazenamento através de baterias torna-se fundamental. As baterias permitem gerir melhor a energia vertida na rede, reduzir o curtailment e conferir flexibilidade ao sistema. Além disso, graças à eletrónica de potência, contribuem para reforçar a estabilidade e a segurança do sistema elétrico, atuando de forma mais ativa nos serviços de ajuste e no apoio ao funcionamento da rede. A combinação de geração renovável e armazenamento representa, portanto, uma evolução natural para um sistema mais seguro, eficiente e sustentável.
O operador do sistema solicitou algumas alterações nos procedimentos operacionais. Isso pode alterar os preços da eletricidade em Espanha?
Sim, sem dúvida. Qualquer alteração operacional tem impacto nos preços, especialmente quando afeta a oferta disponível no mercado. Na medida em que forem introduzidas mais restrições técnicas ou maiores requisitos de reserva e controlo, o resultado pode ser um aumento dos preços dos serviços de regulação em determinados períodos, sobretudo nas horas de maior tensão do sistema.
No entanto, o efeito líquido dependerá também do desenvolvimento do armazenamento e da flexibilidade da demanda. A médio prazo, regras operacionais mais exigentes, mas também mais claras, podem favorecer uma operação mais segura, previsível e eficiente.
Além disso, esta nova operação pode acelerar a implementação de sistemas de armazenamento e o desenvolvimento de soluções flexíveis, tanto por parte dos geradores como dos consumidores. As baterias, ao poderem responder rapidamente às necessidades do sistema, tornam-se cada vez mais valiosas para cobrir reservas e serviços de ajuste. Da mesma forma, a demanda flexível e gerenciável — como a indústria eletrointensiva ou os centros de dados — poderá participar ativamente no equilíbrio do sistema, beneficiando de uma maior remuneração pela sua capacidade de resposta. Tudo isso contribuirá para estabilizar o mercado e manter preços mais competitivos a longo prazo.
Como você vê a situação das redes na Espanha? Vocês concordam com o Planejamento para 2030? A remuneração será suficiente para que esses investimentos possam ser realizados?
Consideramos as redes como o principal obstáculo ao desenvolvimento da descarbonização. Atualmente, existem dificuldades significativas para aceder aos nós, tanto por parte de novos projetos de geração renovável como por parte das novas demandas limpas, especialmente a eletrificação da indústria, dos centros de dados e dos sistemas de armazenamento com baterias. A rede de transporte e distribuição encontra-se num ponto de saturação que limita o ritmo de ligação de novas instalações e, por conseguinte, o avanço da transição energética.
A Espanha fez um esforço muito importante no planeamento das redes, mas o grande desafio agora é a execução. O Plano de Desenvolvimento da Rede de Transporte de Energia Elétrica 2025-2030 vai na direção certa, com uma visão mais integrada do sistema elétrico e uma melhor identificação das necessidades de conexão para energias renováveis, armazenamento e nova demanda, como centros de dados ou hidrogénio verde.
A remuneração prevista para as redes foi parcialmente melhorada. A CNMC propôs aumentar a taxa de remuneração financeira de 5,58% para 6,46% para o próximo período regulatório 2026-2031, o que representa um avanço em relação ao quadro anterior. No entanto, as distribuidoras consideram que este nível continua a ser insuficiente para mobilizar o investimento necessário no reforço, digitalização e modernização da rede. Exigem uma maior estabilidade regulatória, uma remuneração mais adequada aos custos reais e um reconhecimento explícito dos investimentos em flexibilidade, armazenamento e resiliência.
Se não houver incentivos adequados para o investimento e a inovação na rede em áreas como monitorização avançada, gestão dinâmica da capacidade e integração de recursos distribuídos, será muito difícil atingir os objetivos do PNIEC e garantir um sistema resiliente e seguro. A rede é o pilar da transição energética, e a sua modernização é tão importante quanto a implantação de nova geração renovável.
O mercado de capacidade parece estar estagnado em Bruxelas. Será tão necessário para as baterias?
É fundamental. As baterias precisam de um quadro que reconheça e remunere o valor da potência firme e da flexibilidade que proporcionam ao sistema elétrico. O mercado de capacidade é o instrumento concebido para retribuir essa disponibilidade, premiando as tecnologias que podem garantir o fornecimento em momentos de escassez ou alta demanda. Sem esse mecanismo, muitos investimentos em armazenamento não seriam economicamente viáveis, uma vez que as receitas provenientes apenas dos mercados grossistas e de ajuste não são suficientes para cobrir os custos de capital e de operação dos sistemas de baterias.
É compreensível que Bruxelas queira garantir que o desenho espanhol do mercado de capacidade seja coerente com as normas europeias de concorrência e não gere distorções no mercado interno. No entanto, a aprovação definitiva é urgente: quanto mais cedo for ativada, mais cedo poderão ser fechados os financiamentos de muitos projetos que hoje estão pendentes de um sinal claro e estável de receitas a longo prazo.
Além disso, o mercado de capacidade não beneficiará apenas as baterias. Também incentivará a participação de tecnologias gerenciáveis, demanda flexível e soluções híbridas renováveis-armazenamento, reforçando a segurança do fornecimento e a estabilidade do sistema elétrico em um contexto de alta penetração renovável.
Nesse sentido, as baterias híbridas com centrais fotovoltaicas terão um papel especialmente relevante. Estas instalações poderão aproveitar a infraestrutura existente e otimizar a ligação à rede, melhorando a rentabilidade global do projeto. Além disso, ao combinar geração e armazenamento, poderão oferecer potência firme e serviços de ajuste que, em alguns casos, podem ser mais competitivos do que os sistemas autónomos, contribuindo de forma decisiva para o equilíbrio e a flexibilidade do sistema elétrico.
Quando veremos um «boom» das baterias em Espanha?
Nos próximos dois anos. Já estamos a assistir a um crescimento exponencial dos pedidos de acesso e dos projetos em fase avançada, mas o verdadeiro «boom» chegará quando o mercado de capacidade estiver plenamente operacional e quando as instituições financeiras começarem a financiar projetos comerciais ou parcialmente comerciais com maior confiança.
Na AleaStorage, estamos a observar um enorme interesse por parte de fundos de investimento, empresas de serviços públicos e IPPs que querem posicionar-se neste segmento porque entendem que o armazenamento será a peça-chave do novo sistema elétrico. As baterias permitirão integrar mais energias renováveis, reduzir os descartes, participar em serviços de ajuste e trazer flexibilidade ao sistema.
Além disso, o desenvolvimento do armazenamento não será apenas em projetos independentes, mas também em usinas híbridas com energia fotovoltaica ou eólica, que aproveitarão melhor a conexão existente e otimizarão as receitas. À medida que a regulamentação avançar, o mercado de capacidade se consolidar e os preços dos equipamentos se estabilizarem, veremos um ponto de inflexão nos investimentos e na construção efetiva de projetos.
Será que acabarão por se canibalizar, como se diz? Em quanto tempo?
É inevitável que, com o tempo, exista um certo grau de canibalização, como acontece com qualquer tecnologia que cresce de forma rápida e concentrada no mercado. No entanto, as baterias têm uma vantagem fundamental em relação a outras tecnologias: a sua capacidade de participar em vários mercados — arbitragem energética, serviços de ajuste, capacidade, gestão de restrições ou mesmo serviços de rede locais —, o que permite diversificar as fontes de receita e mitigar esse efeito.
A curto e médio prazo, de três a cinco anos, dependendo do ritmo de instalação, há margem para muitos projetos rentáveis, especialmente em locais com alta variabilidade de preços ou limitações de rede. A chave estará numa estratégia operacional correta e na combinação de diferentes fontes de receita, dependendo das condições do mercado.
A longo prazo, quando a penetração do armazenamento for muito elevada, a concorrência aumentar e o mercado já estiver em fase de maturidade, a rentabilidade dependerá em grande medida da otimização operacional e da capacidade de antecipar os preços e a volatilidade. Nesse sentido, o uso de modelos de previsão precisos e a integração da inteligência artificial na gestão de ativos serão fatores determinantes para manter a rentabilidade e diferenciar-se num mercado mais maduro.
Na AleaSoft, estamos a analisar vários projetos de baterias e hibridização e continuamos a observar rentabilidades muito interessantes. É preciso ter em conta que o preço das baterias diminuiu significativamente e continuará a baixar nos próximos anos, o que melhorará a viabilidade económica dos projetos. Além disso, o verdadeiro valor a longo prazo reside na disponibilidade de um ponto de ligação, um recurso cada vez mais escasso num sistema elétrico com uma rede finita que, mais cedo ou mais tarde, atingirá níveis de saturação.
Uma das medidas mais importantes para a próxima primavera será o novo Procedimento Operacional 7.4, com o qual as energias renováveis poderão finalmente controlar a tensão. Que impacto terá no preço da eletricidade a redução das restrições?
Será uma melhoria importante. O novo Procedimento Operacional 7.4 permitirá que as centrais renováveis participem ativamente no controlo da tensão e contribuam para a estabilidade da rede. Até agora, esta função recaía principalmente sobre as centrais geríveis, o que limitava a integração renovável em determinadas zonas. Com a nova regulamentação, as instalações fotovoltaicas e eólicas poderão contribuir para a regulação da tensão através de eletrónica de potência, reduzindo assim o número de restrições técnicas e, consequentemente, os descartes.
Isso implicará uma utilização mais eficiente da produção renovável e uma menor dependência das tecnologias convencionais para garantir a estabilidade do sistema. Consequentemente, tenderá a reduzir o preço médio da eletricidade e as emissões de CO2, ao aproveitar melhor a energia renovável disponível.
Além disso, este passo marca uma mudança de paradigma: as energias renováveis deixam de ser consideradas «não gerenciáveis» para se tornarem atores ativos na operação do sistema. A médio prazo, a capacidade de controlar a tensão, a frequência e a potência reativa será um fator determinante na integração massiva das energias renováveis e na segurança do abastecimento.
Por outro lado, o novo P.O. 7.4 impulsionará a hibridização com baterias e a implantação de sistemas de armazenamento. Graças à sua eletrónica de potência, as baterias podem contribuir imediatamente para o controlo da tensão e da frequência, fornecendo serviços de regulação rápida e suporte à rede. Isto permitirá que as centrais híbridas de energia solar fotovoltaica com baterias não só otimizem o seu fornecimento de energia, mas também se integrem como elementos-chave na estabilidade do sistema elétrico do futuro.
O problema da Espanha é a demanda? Isso resolveria grande parte dos problemas?
De facto, a Espanha tem um problema de demanda estrutural. Nos últimos vinte anos, o consumo de eletricidade quase não cresceu, enquanto a capacidade renovável se multiplicou. Este desequilíbrio entre oferta e demanda está na origem de muitos dos desafios atuais do sistema elétrico.
Se a eletrificação da economia — mobilidade, indústria, climatização e novos consumos, como centros de dados ou hidrogénio verde — não for acelerada, será muito difícil aproveitar todo o potencial de geração renovável disponível. Aumentar a demanda de eletricidade é essencial para evitar preços zero ou negativos recorrentes e para garantir um retorno adequado dos investimentos em energias renováveis e armazenamento.
Além disso, uma maior demanda permitiria um funcionamento mais eficiente do sistema e uma utilização mais equilibrada da rede, reduzindo os desperdícios e melhorando a estabilidade. A eletrificação em massa da indústria e dos transportes, juntamente com o desenvolvimento do armazenamento, serão os pilares para consolidar um modelo energético descarbonizado, sustentável e economicamente viável.
Na AleaSoft, analisamos continuamente diferentes cenários de eletrificação e todos apontam para um crescimento muito significativo da demanda de eletricidade nos próximos anos. A expansão dos centros de dados, a produção de hidrogénio renovável, o carregamento de veículos elétricos e a substituição progressiva dos combustíveis fósseis pela eletricidade provocarão um aumento substancial do consumo. Este crescimento será fundamental para absorver a geração renovável, sustentar os preços e garantir a viabilidade económica dos investimentos em armazenamento e geração limpa.
Acha que veremos um aumento na demanda em Espanha nos próximos anos? Ousaria dizer em quanto?
Sim, sem dúvida. A eletrificação está a começar a ganhar força e irá acelerar à medida que os custos das tecnologias diminuírem, a confiança nos preços da eletricidade a longo prazo aumentar e os incentivos regulatórios se consolidarem.
Na AleaSoft, estimamos um crescimento acumulado da demanda de eletricidade entre 15% e 20% até 2030, impulsionado principalmente pelos novos consumos industriais, pela digitalização, pelos centros de dados, pela mobilidade elétrica e pela produção de hidrogénio renovável. Este aumento será progressivo, mas sustentado, e marcará um ponto de inflexão em relação aos últimos vinte anos, em que a demanda se manteve praticamente estagnada.
Na AleaSoft, também propusemos que, quando se alcançar a descarbonização total da economia, a demanda de eletricidade poderá triplicar em relação aos níveis atuais, sem contar a demanda adicional destinada à exportação de energia ou produtos energéticos, como o hidrogénio ou os e-combustíveis. Este crescimento refletirá a eletrificação completa da indústria, dos transportes, da climatização e de outras utilizações energéticas que hoje dependem dos combustíveis fósseis.
Além disso, a combinação de maior demanda e maior flexibilidade, graças ao armazenamento e à gestão inteligente do consumo, permitirá aproveitar melhor a geração renovável, reduzir os desperdícios e melhorar a estabilidade do sistema. Em suma, o crescimento da demanda será um dos pilares que tornarão possível o sucesso da transição energética em Espanha.
Quando vamos deixar de ver preços zero ou negativos? Ou eles vieram para ficar?
Eles continuarão a aparecer, especialmente na primavera e no outono, quando a alta produção solar e eólica coincide com uma demanda moderada. Enquanto houver excesso de geração em determinados horários do dia, os preços zero ou negativos farão parte naturalmente do funcionamento do mercado.
A chave é que, à medida que os sistemas de baterias forem sendo implementados, a capacidade de interligação aumentar e a demanda de eletricidade associada à eletrificação crescer, esses episódios serão menos frequentes e menos intensos. A flexibilidade será a ferramenta que permitirá amortecer a volatilidade e estabilizar os preços, transformando o que hoje é um desafio numa oportunidade para um sistema mais eficiente e sustentável.
Tem-se a sensação de que em Espanha a eletricidade é sempre cara. É verdade? Como se pode ajudar os consumidores intensivos de eletricidade que já estão aqui? E os novos consumidores industriais que estão por vir?
A Espanha não tem uma eletricidade estruturalmente cara; o que acontece é que o preço final ao consumidor inclui uma elevada carga de componentes regulados, fiscais e de portagens que distorcem o sinal do mercado. O custo da geração pura, sobretudo nas horas solares e eólicas, é cada vez mais competitivo, mas os sobrecustos associados ao sistema fazem com que o consumidor perceba uma eletricidade mais cara do que realmente é em termos de energia.
Para os consumidores com elevado consumo de eletricidade, os contratos de longo prazo (PPAs ou CfDs) continuam a ser a melhor ferramenta para estabilizar os custos e garantir a competitividade. Estes instrumentos permitem proteger-se da volatilidade do mercado e garantir preços previsíveis, fundamentais para indústrias com margens ajustadas e consumo contínuo.
Além disso, seria muito positivo incentivar o desenvolvimento de novos pólos industriais perto de zonas com elevada produção de energia renovável. Esta relocalização industrial permitiria aproveitar os preços locais mais baixos, reduzir os custos da rede e minimizar as perdas de transporte, impulsionando simultaneamente o desenvolvimento económico regional.
A indústria pode tornar-se a grande beneficiária da transição energética se as políticas de preços e os incentivos à eletrificação forem adequadamente concebidos. Na AleaSoft, estamos a observar como cada vez mais empresas industriais procuram acordos de fornecimento verde a longo prazo e estratégias de gestão energética que lhes permitam competir num ambiente onde a eletricidade será a principal fonte de energia.
O que acham do governo querer fazer testes de estresse às comercializadoras para saber se elas estão preparadas para crises de preços de energia?
É uma medida prudente e necessária. A experiência de 2021 e 2022, com episódios de extrema volatilidade e preços recordes, demonstrou que nem todas as comercializadoras estavam preparadas para gerir adequadamente o risco de mercado. Alguns intervenientes enfrentaram sérias dificuldades para cobrir as suas posições ou manter os seus compromissos com os clientes, o que gerou tensões no sistema.
A realização de testes de stress permitirá identificar pontos fracos, antecipar possíveis problemas e reforçar a solidez do setor. Trata-se de uma prática habitual noutros domínios financeiros e a sua aplicação ao mercado energético contribuirá para proteger tanto os consumidores como a estabilidade do sistema no seu conjunto.
Na AleaSoft, acreditamos que a transparência, a gestão profissional do risco e as previsões de preços a longo prazo são ferramentas essenciais para fortalecer o setor retalhista. Um conhecimento profundo do mercado e um planeamento adequado permitem que as empresas comercializadoras tomem decisões mais seguras e sustentáveis, evitando situações de vulnerabilidade perante crises energéticas.
Além disso, na AleaSoft dispomos de um conjunto de ferramentas e serviços concebidos especificamente para ajudar as empresas comercializadoras a gerir melhor a sua exposição ao risco, otimizar a sua cobertura e planear estratégias de compra e venda em diferentes horizontes temporais. As nossas previsões de preços, cenários probabilísticos e análises de mercado oferecem as informações necessárias para uma gestão sólida, transparente e orientada para o longo prazo.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
