AleaSoft Energy Forecasting, 20 de outubro de 2026. A média mensal do spread intradiário de uma hora em Espanha atingiu 215,37 €/MWh em setembro, face aos 195,29 €/MWh de agosto. Estas diferenças de preços reforçam o interesse pelo armazenamento de bateria, mas levantam uma questão de financiamento: como evoluirão as receitas à medida que a capacidade instalada aumentar. A bancabilidade dos projetos BESS dependerá de receitas suficientes em cenários prudentes a longo prazo.
Os spreads de 2026 reforçam o interesse pelo armazenamento
O mercado de eletricidade espanhol está a enviar sinais favoráveis ao desenvolvimento das baterias. A média mensal do spread intradiário de uma hora passou de 61,90 €/MWh em janeiro de 2026 para 195,29 €/MWh em agosto e atingiu 215,37 €/MWh em setembro, uma subida de 10% face ao mês anterior.
Fonte: Elaborado pela Alea Energy DataBase com dados do OMIE.A evolução deste indicador reflete as oportunidades oferecidas pelas diferenças entre os preços horários da eletricidade. A crescente penetração da fotovoltaica faz descer os preços durante as horas centrais do dia, enquanto à tarde e à noite, quando a produção solar diminui, os preços podem atingir níveis muito mais elevados. Esta estrutura de preços permite às baterias armazenar eletricidade nas horas de preços mais baixos e deslocar a sua venda para as horas de preços mais elevados.
No entanto, o spread intradiário representa uma oportunidade teórica de arbitragem, e não uma receita garantida. A energia efetivamente deslocada, juntamente com a duração, a eficiência, a degradação e as restrições de operação da bateria, determina quanto valor cada instalação pode capturar. Além disso, existe um fator que será cada vez mais importante nas previsões de receitas: as próprias baterias contribuirão para estreitar os diferenciais de preços de que depende a sua rentabilidade.
A canibalização transformará os spreads do futuro
A incorporação de novas baterias no sistema elétrico irá alterar progressivamente a estrutura horária dos preços. Quando as baterias carregam durante as horas de preços mais baixos, aumentam a procura de eletricidade nesses períodos. Quando descarregam durante as horas de preços mais elevados, aumentam a oferta disponível. Ambos os comportamentos tendem a reduzir a diferença entre os preços máximos e mínimos. Este processo, conhecido como canibalização do armazenamento, pode intensificar-se à medida que a capacidade instalada de BESS aumentar.
O desenvolvimento do armazenamento em Espanha já mostra sinais de aceleração. A 30 de dezembro de 2025, o Ministério para a Transição Ecológica e o Desafio Demográfico anunciou os resultados da convocatória de apoios a projetos de investimento em armazenamento, cofinanciada com fundos FEDER 2021‑2027, que levou à seleção de 126 projetos de armazenamento que, uma vez construídos, irão proporcionar 2,2 GW de potência e 9,4 GWh de capacidade. Estes números abrangem diferentes tecnologias e refletem a dimensão do desenvolvimento previsto, embora não representem capacidade já instalada.
À medida que estes e outros projetos entrarem em funcionamento, as oportunidades de arbitragem irão evoluir. A dimensão dessa mudança dependerá da potência e da duração das baterias, da sua estratégia de operação e da evolução simultânea da produção renovável, da procura e de outras fontes de flexibilidade.
Por isso, é necessário analisar diferentes cenários de penetração do armazenamento. Cenários hipotéticos de 10, 20 ou 30 GWh de baterias, combinados com pressupostos coerentes sobre a potência instalada e a operação, permitem estudar como poderão mudar os preços horários e as receitas disponíveis.
A canibalização não significa necessariamente que os spreads vão desaparecer. A crescente quota das renováveis, a eletrificação da procura e a evolução do mix de produção podem continuar a criar volatilidade e novas oportunidades para o armazenamento. A questão relevante é que parte dos spreads continuará disponível depois de se ter em conta o efeito do próprio armazenamento sobre o mercado. O spread que torna uma bateria atrativa em 2026 não será necessariamente aquele que determinará a sua rentabilidade em 2035.
O cenário prudente será decisivo para o financiamento
Esta transformação tem consequências diretas para o financiamento de projetos BESS. Um projeto pode apresentar uma rentabilidade atrativa com base nas diferenças de preços observadas em 2026 e, ainda assim, apresentar receitas esperadas muito inferiores quando se incorporam cenários com maior penetração do armazenamento.
Para as entidades financeiras, a questão fundamental não é quanto uma bateria pode ganhar num ano particularmente favorável, mas que receitas poderá gerar durante o período de reembolso da dívida, incluindo em condições de mercado adversas. Isto exige ir além das estimativas baseadas em spreads históricos ou na extrapolação das receitas atuais.
As análises de financiamento precisam de previsões horárias de preços do mercado de eletricidade a longo prazo, coerentes com diferentes cenários de evolução do sistema. Estas previsões têm de incorporar o crescimento das renováveis e do armazenamento, bem como as alterações esperadas na procura, nas interligações e nas tecnologias de produção. Com base nestas curvas, é possível simular a operação das baterias e estimar as receitas ano a ano, tendo em conta as características técnicas das baterias e as diferentes oportunidades de mercado.
A análise tem depois de ser transposta para o modelo financeiro, para avaliar a capacidade do projeto de gerar fluxos de caixa suficientes para assegurar o serviço da dívida e cumprir os rácios de cobertura exigidos pelos financiadores.
O risco é particularmente relevante para projetos com elevada exposição a receitas merchant. Os contratos de tolling ou os acordos que asseguram parte das receitas podem reduzir essa exposição, mas a valorização das receitas não contratadas continua a exigir cenários de mercado robustos.
É também necessário considerar a evolução das receitas dos serviços de balanço e de outros mecanismos de flexibilidade. Estas fontes podem complementar a arbitragem, mas estão sujeitas às suas próprias dinâmicas competitivas.
Neste contexto, a bancabilidade não depende de demonstrar que uma bateria será rentável no cenário mais favorável, mas de provar que consegue cumprir os seus compromissos financeiros em cenários prudentes.
A hibridização fotovoltaica exige uma análise específica
A canibalização do armazenamento afetará também os projetos com baterias hibridizadas com centrais fotovoltaicas, embora a sua exposição aos preços seja diferente da de uma bateria stand‑alone.
Numa central fotovoltaica, a bateria pode armazenar parte da energia produzida durante as horas de preços baixos e deslocar a sua venda para períodos de maior valor. Desta forma, pode melhorar o preço capturado da instalação no seu conjunto e reduzir o curtailment em determinadas condições. No entanto, as oportunidades de receitas dependem do perfil horário da produção renovável, das características do ponto de ligação e das possibilidades de carga e descarga.
Uma bateria hibridizada pode estar condicionada pela disponibilidade de energia fotovoltaica e pelas restrições de evacuação partilhada para a rede, enquanto uma bateria stand‑alone pode dispor de uma flexibilidade operacional diferente para aproveitar as oportunidades de mercado. Estas diferenças tornam necessário avaliar conjuntamente a produção renovável, os preços horários futuros e a operação do armazenamento.
Do mesmo modo, o dimensionamento ótimo da bateria, tanto em potência como em capacidade energética, deve basear-se numa perspetiva de longo prazo. Uma configuração que maximize as receitas com os spreads atuais não será necessariamente a mais rentável quando a estrutura de preços mudar.
Por isso, a valorização económica da hibridização não deve limitar-se a quantificar as receitas adicionais que o armazenamento proporciona nas condições atuais, devendo considerar como evoluirá o seu contributo para o valor do projeto ao longo de toda a sua vida útil.
Os spreads de 2035 serão decisivos para o financiamento
Os spreads de 2026 estão a impulsionar o interesse pelo armazenamento, mas os spreads de 2035 serão decisivos para o financiamento de muitos dos projetos que estão hoje a ser desenvolvidos. A diferença entre uma bateria rentável no papel e um projeto capaz de obter financiamento dependerá cada vez mais da capacidade de demonstrar que receitas continuarão disponíveis quando o armazenamento atingir uma penetração muito mais elevada.
O mercado de eletricidade precisa de mais baterias, mas financiá-las exige compreender como funcionará o mercado quando essas baterias estiverem em operação. As curvas horárias de preços de longo prazo para os mercados de eletricidade desempenham, por isso, um papel fundamental. Permitem analisar a evolução dos spreads, estudar diferentes cenários de penetração do armazenamento e avaliar a resiliência dos projetos perante condições de mercado menos favoráveis.
No entanto, dispor de uma previsão central não é suficiente. Avaliar adequadamente os riscos exige cenários alternativos, metodologias coerentes e pressupostos rastreáveis que permitam compreender a origem das receitas previstas e a sua sensibilidade aos principais fatores do mercado.
Esta abordagem é especialmente importante quando os resultados se destinam a ser utilizados em processos de investimento e financiamento, nos quais promotores, assessores técnicos, investidores e entidades financeiras precisam de trabalhar sobre uma base de previsões coerente e verificável.
As curvas horárias de longo prazo permitirão identificar os projetos financiáveis
O crescimento do armazenamento introduz um novo desafio para promotores, investidores e financiadores: antecipar como evoluirá um mercado em que as próprias baterias irão transformar as oportunidades de receitas.
Neste domínio, a AleaGreen, a divisão da AleaSoft Energy Forecasting especializada em previsões de longo prazo, fornece curvas de preços dos mercados de eletricidade com granularidade horária e horizontes de até 40 anos, que permitem analisar diferentes cenários de evolução dos mercados.
Por sua vez, a AleaStorage utiliza estas previsões para avaliar as receitas de projetos de baterias, tanto stand‑alone como hibridizadas com renováveis, otimizar o seu dimensionamento e analisar diferentes estratégias de operação ao longo da vida útil das instalações.
A combinação de previsões de mercado, análise de cenários e simulações de operação permite construir estimativas de receitas coerentes e avaliar a sua evolução, proporcionando uma base técnica para as decisões de investimento e financiamento.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting