AleaSoft Energy Forecasting, 5 de agosto de 2026. Em julho, o spread intradiário médio de uma hora do mercado elétrico espanhol atingiu um valor de €148/MWh, um máximo histórico mesmo acima dos níveis da crise energética de 2022. Portugal também registou um recorde de €142/MWh. Tão relevante como a magnitude é a forma como se gera. Enquanto noutros mercados europeus as oportunidades para as baterias se concentram em poucos episódios extremos, em Espanha aparecem com mais regularidade.
O spread de uma hora
O spread intradiário de uma hora é a diferença entre o preço horário máximo e o mínimo de cada dia no mercado diário. Aproxima o valor que uma bateria pode captar através de arbitragem, comprando na hora de menor preço e vendendo na hora de maior valor, embora a receita real dependa também da eficiência, da degradação, do número de ciclos por dia e dos custos de operação. Em julho, a média atingiu €148/MWh em Espanha e €142/MWh em Portugal, valores recorde históricos para estes mercados.
Fonte: Alea Energy DataBaseUm recorde diferente do da crise energética
A comparação com 2022 é reveladora. Nessa altura, o alargamento dos spreads estava ligado aos preços extraordinários do gás natural, que fixava o preço nas horas de maior procura. Agora, o preço do gás mantém-se elevado, mas longe daqueles níveis. O recorde de julho tem uma causa diferente. A crescente penetração da energia solar fotovoltaica empurra os preços para baixo ao meio-dia, e quando a produção solar cai enquanto a procura ainda é elevada, entram em jogo tecnologias com custos variáveis mais altos. Este contraste entre um vale solar cada vez mais profundo e um pico elevado ao entardecer alarga o spread diário. Não se trata de volatilidade de curto prazo, mas de um sinal estrutural decorrente da transformação do mix elétrico, o mesmo sinal de que necessitam o armazenamento e as restantes tecnologias de flexibilidade.
Em Espanha, as oportunidades estão menos concentradas
Para analisar em que medida as receitas potenciais de uma bateria dependem de dias excecionais, os 1096 dias entre 2023 e 2025 foram ordenados pelo seu spread diário no mercado diário de Espanha, da Alemanha, do Reino Unido e da zona SE3 da Suécia. Os 10% de dias com o spread mais elevado contribuíram com 18% do spread acumulado em Espanha, em comparação com 22% no Reino Unido, 23% na Alemanha e 29% na Suécia SE3. A mesma conclusão surge ao calcular os dias necessários para acumular metade do spread anual. Na Suécia são necessários apenas 85 dias, mas em Espanha são precisos 124. Esta menor concentração reduz a dependência de episódios excecionais e permite que as oportunidades de arbitragem apareçam com mais frequência.
A diferença está nos fundamentais
A origem do spread determina a sua magnitude e a sua distribuição ao longo do ano. No Reino Unido, as maiores diferenças estão ligadas à escassez durante os picos de inverno. Na Alemanha, os episódios de Dunkelflaute, com baixa produção eólica durante vários dias, empurram os preços para cima, enquanto a elevada capacidade fotovoltaica os empurra para baixo na primavera e no verão. Na Suécia, a disponibilidade hídrica, as temperaturas e a procura de aquecimento determinam os episódios de spread elevado. Nestes mercados, a bateria tem de captar o valor em episódios concretos e no momento exato. Em Espanha, o spread crescente explica-se ao contrário. Não é o carácter excecional das horas de preços altos, mas a recorrência das horas de preços baixos geradas pela produção fotovoltaica ao meio-dia, seguidas de uma subida dos preços após o pôr do sol.
As diferenças entre mercados refletem-se também no rácio entre o spread médio de verão e o de inverno. Situa-se em 0.60 na Suécia SE3 e em 0.76 no Reino Unido, onde os maiores spreads se concentram no inverno, e em 1.59 na Alemanha, onde os maiores spreads se observam no verão. Em Espanha, este rácio situa-se em 1.12, o único dos quatro mercados sem uma estação claramente dominante. Esta distribuição mais equilibrada reduz a exposição de uma bateria a que condições meteorológicas concretas determinem uma grande parte do seu resultado anual.
Mais regularidade não significa necessariamente mais receitas
A menor concentração dos spreads não implica um nível absoluto mais elevado. Em 2025, a Alemanha registou um spread diário médio de aproximadamente €124/MWh, em comparação com €98/MWh em Espanha, pelo que uma arbitragem perfeita teria gerado mais receitas no mercado alemão. A vantagem de Espanha está na regularidade, não na dimensão da oportunidade. Além disso, o spread teórico não equivale à receita líquida de uma bateria, que depende também da eficiência, da degradação, do número de ciclos e da participação nos mercados intradiários e nos serviços de balanço.
Os spreads como sinal para a flexibilidade
Os spreads recorde em Espanha e Portugal em julho não devem ser interpretados apenas como um episódio de volatilidade, mas como uma transformação estrutural do sistema elétrico. A energia solar reduz os preços durante mais horas, mas a procura ainda não se deslocou ao mesmo ritmo, e o armazenamento de energia permite deslocar a eletricidade das horas de abundante geração renovável para as horas de maior procura. Quanto maior for a capacidade de baterias, bombagem, gestão ativa da procura e interligações, maior será a capacidade do sistema para absorver a geração renovável, o que moderará os spreads no futuro sem eliminar o valor do armazenamento.
As séries de spreads, disponíveis na AleaApp
Para transformar estes sinais de mercado em decisões de investimento e de operação, a AleaStorage, a divisão da AleaSoft Energy Forecasting especializada em armazenamento de energia, oferece análises de receitas de baterias, projetos de hibridação e estratégias de flexibilidade. Com o mesmo objetivo, a AleaSoft acrescentou à Alea Energy DataBase as séries históricas dos spreads intradiários de uma, duas, quatro e seis horas para os principais mercados europeus, permitindo comparar mercados, medir a concentração dos spreads e apoiar a avaliação de projetos de armazenamento.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting
