AleaSoft Energy Forecasting, 28 de outubro de 2026. O armazenamento com baterias está a avançar na Europa, mas as oportunidades de investimento e financiamento diferem entre mercados. Espanha, Itália e Alemanha estão a desenvolver diferentes mecanismos de capacidade e de apoio, enquanto os preços horários, os serviços de sistema e as condições regulamentares determinam a rentabilidade dos projetos BESS. Estas diferenças tornam necessário analisar cada mercado com previsões específicas de longo prazo.
Itália: contratos de longo prazo para apoiar o armazenamento
A Itália é um dos mercados europeus que mais avançou na contratação de capacidade de armazenamento de energia a longo prazo. O mecanismo MACSE, gerido pela Terna, adjudica, através de leilões, contratos que remuneram a disponibilidade de capacidade de armazenamento durante 15 anos.
Em setembro de 2025, a Terna realizou o primeiro leilão do MACSE, adjudicando 10 GWh de capacidade de armazenamento com entrada em funcionamento prevista para 2028. O preço médio ponderado de adjudicação foi de €12 959/MWh por ano, muito abaixo do preço máximo de €37 000/MWh por ano. A capacidade oferecida correspondeu a mais de quatro vezes a procura do leilão, demonstrando o interesse dos investidores e a forte concorrência entre projetos.
O segundo leilão está agendado para 24 de novembro de 2026, com entrega em 2029 e uma necessidade de armazenamento de referência de 16 GWh, que poderá ser ajustada em função da capacidade adicional disponível. Em setembro de 2026, o regulador italiano ARERA fixou um preço máximo de €27 000/MWh por ano para este leilão, inferior ao da primeira ronda.
O MACSE proporciona uma estrutura de receitas que pode facilitar o financiamento de novas instalações. Em troca de uma remuneração contratual, os adjudicatários devem construir as instalações e disponibilizar ao mercado a capacidade contratada, de acordo com as regras do mecanismo. Por conseguinte, estas receitas não podem ser combinadas sem restrições com as oportunidades merchant da mesma capacidade.
Este modelo reduz a exposição a determinadas incertezas dos mercados de eletricidade, embora não elimine os riscos associados aos custos de investimento, à execução dos projetos, às obrigações contratuais e à operação das baterias.
Alemanha: receitas de mercado e novos sinais de capacidade
Na Alemanha, os projetos de baterias desenvolveram modelos de negócio baseados principalmente na arbitragem de preços e na participação nos mercados de balanço. Estas fontes de receitas oferecem oportunidades, mas também expõem os projetos à evolução dos preços e à concorrência de novas instalações de armazenamento.
Em 2 de setembro de 2026, a Comissão Europeia aprovou um mecanismo de capacidade alemão com um custo estimado entre 15 600 e 35 200 milhões de euros, destinado a garantir a segurança do abastecimento a partir de 2031.
O mecanismo prevê contratos de até 15 anos e permitirá a participação da geração, do armazenamento e da resposta da procura, abrangendo tanto instalações existentes como novos investimentos, de acordo com as condições de cada leilão.
Estão previstos dois leilões em 2026 para nova capacidade capaz de garantir o abastecimento durante períodos prolongados, cada um com um volume de 4,5 GW de potência reduzida. O prazo para apresentação de propostas na primeira ronda terminou em 8 de setembro. A Bundesnetzagentur prevê anunciar as adjudicações antes de 3 de novembro. A segunda ronda será anunciada em 10 de novembro. Os leilões posteriores de 2027 e 2029 estarão abertos a todas as tecnologias, incluindo o armazenamento, e a capacidade existente e nova.
A Alemanha prevê também desenvolver um mecanismo estrutural de capacidade para satisfazer as necessidades de abastecimento a partir de 2032, com uma conceção independente do mecanismo aprovado em setembro.
As condições de acesso e utilização da rede também afetam a rentabilidade. A Bundesnetzagentur está a rever o sistema de tarifas de acesso às redes elétricas, com propostas específicas para o armazenamento. A aplicação de novos encargos dependerá do resultado do processo regulamentar e das isenções em vigor para as instalações elegíveis.
Para os investidores, este contexto torna necessário avaliar as receitas atuais da arbitragem e dos serviços de balanço, juntamente com a evolução futura do mercado, as condições regulamentares e o potencial de obtenção de remuneração por capacidade.
A concorrência entre baterias será um fator importante. À medida que a potência instalada aumenta, a participação de novas instalações poderá alterar tanto os diferenciais horários de preços como as receitas dos serviços de balanço.
Espanha: novas oportunidades de receitas através da potência firme
A Espanha encontra-se numa fase diferente. As oportunidades de receitas do armazenamento assentam na arbitragem de preços dos mercados de eletricidade e nos serviços de sistema, enquanto prosseguem os trabalhos de implementação do novo mercado de capacidade.
A Portaria TED/966/2026, de 15 de setembro, criou o mercado de capacidade do sistema elétrico peninsular espanhol. O mecanismo permitirá a participação de instalações de geração, armazenamento e consumo através de leilões competitivos.
A remuneração estará ligada à potência firme que cada instalação pode fornecer ao sistema. No caso das baterias, esta potência dependerá da potência instalada e dos coeficientes de firmeza estabelecidos para cada tecnologia, ainda por definir. Nas instalações híbridas, a potência firme será calculada por módulo, e o total não poderá exceder a capacidade de acesso à rede concedida. O período de prestação do serviço dos novos investimentos poderá atingir um máximo de 15 anos, embora a sua duração específica dependa da tecnologia e das condições de cada ronda.
Este mecanismo introduz uma possível fonte de receitas mais estáveis para os projetos BESS. Contudo, a sua contribuição efetiva para o financiamento dependerá do volume de capacidade adjudicado, dos preços resultantes dos leilões, dos coeficientes de firmeza e das obrigações de disponibilidade.
Enquanto estes parâmetros são definidos, as previsões de receitas dos mercados de energia e dos serviços de sistema continuam a ser essenciais para as decisões de investimento.
Os preços horários revelam oportunidades diferentes em cada mercado
As diferenças regulamentares combinam-se com estruturas de preços distintas. Entre 1 de janeiro e 28 de outubro de 2026, o diferencial médio diário entre os preços horários máximo e mínimo foi de €158,13/MWh no mercado alemão, €133,98/MWh no mercado espanhol e €96,86/MWh no mercado italiano.
Durante o mesmo período de 2025, estes diferenciais foram de €134,92/MWh na Alemanha, €103,40/MWh em Espanha e €76,68/MWh em Itália. Os três mercados registaram uma subida homóloga dos diferenciais. A Espanha apresentou o maior crescimento percentual, de 30%, seguida da Itália, com 26%, e da Alemanha, com 17%.
Estes resultados mostram que as oportunidades teóricas de arbitragem variam entre mercados e evoluem de forma diferente. A Alemanha regista os diferenciais médios mais elevados, enquanto a Espanha apresenta o maior crescimento homólogo.
Contudo, um diferencial horário mais elevado não implica necessariamente uma maior rentabilidade para uma bateria. As receitas efetivas dependem da sua duração, eficiência, degradação, estratégia de operação e restrições técnicas. A possibilidade de participar em diferentes mercados, as condições de ligação à rede e as receitas contratadas que cada projeto consegue assegurar também têm influência.
Os diferenciais históricos também não podem ser extrapolados diretamente a longo prazo. A entrada de novas baterias altera os perfis horários de preços, aumentando a procura durante as horas de carregamento e a oferta durante as horas de descarga. Este efeito poderá reduzir gradualmente algumas oportunidades de arbitragem.
A avaliação económica do armazenamento deve, por isso, considerar as diferenças atuais entre mercados, bem como a sua possível evolução à medida que aumenta a penetração das energias renováveis e do armazenamento.
O financiamento depende da combinação de receitas e riscos
As diferenças entre Espanha, Itália e Alemanha mostram que a mesma bateria, com potência e capacidade de armazenamento idênticas, pode apresentar resultados económicos muito diferentes consoante o mercado em que opera.
Em Itália, um projeto adjudicatário de um contrato MACSE pode apoiar-se numa remuneração contratual de longo prazo. Na Alemanha, um projeto com exposição merchant deve demonstrar a solidez das suas receitas de arbitragem e de serviços de balanço, tendo em conta as oportunidades e as condições dos novos mecanismos de capacidade. Em Espanha, os promotores devem avaliar as receitas de mercado e o potencial de remuneração por potência firme, que continua dependente dos resultados dos futuros leilões.
Existem também alternativas contratuais, como os acordos de tolling, que podem reduzir a exposição direta à volatilidade das receitas. Contudo, cada estrutura de financiamento distribui os riscos de forma diferente entre proprietários, operadores e compradores de serviços de armazenamento.
Para bancos e investidores, a existência de um mecanismo de capacidade não garante, por si só, a bancabilidade de um projeto. É necessário avaliar os fluxos de caixa esperados, as obrigações contratuais, os riscos regulamentares e a capacidade de assegurar o serviço da dívida em cenários menos favoráveis.
A Europa precisa de previsões específicas para cada mercado
O crescimento do armazenamento na Europa oferece oportunidades de investimento significativas, mas não existe um modelo económico único que possa ser aplicado uniformemente aos diferentes mercados.
A evolução dos preços horários, da geração renovável, da procura de eletricidade, das interligações, dos serviços de sistema e dos mecanismos de capacidade determinará as receitas que as baterias poderão obter nos próximos anos.
A avaliação destes projetos exige previsão de preços no mercado de eletricidade de longo prazo, com granularidade horária e cenários coerentes com a evolução esperada de cada sistema. Estas previsões permitem simular a operação das baterias, estimar as receitas e avaliar a sua sensibilidade a diferentes cenários de mercado.
A expansão do armazenamento dependerá das necessidades de flexibilidade dos sistemas elétricos e da capacidade dos projetos para demonstrarem rentabilidade e obterem financiamento. Compreender as características de cada mercado europeu será decisivo para identificar oportunidades de investimento e construir modelos de negócio sustentáveis a longo prazo.
Previsões de longo prazo e análise de receitas: o papel da AleaGreen e da AleaStorage
A avaliação de um projeto de armazenamento em Espanha, Itália ou Alemanha exige previsões de preços horários para toda a vida útil do ativo, cenários de diferenciais e volatilidade, e uma estimativa das receitas que os mecanismos de capacidade de cada país podem proporcionar. A AleaGreen, divisão da AleaSoft Energy Forecasting especializada em previsões de longo prazo, fornece previsões de preços dos mercados elétricos europeus com granularidade horária e bandas de confiança para a avaliação de ativos e o financiamento de projetos de energias renováveis e de armazenamento.
Por sua vez, a AleaStorage, divisão da AleaSoft Energy Forecasting especializada em armazenamento de energia, estima as receitas de baterias stand-alone e de projetos de hibridação com energias renováveis nos mercados de energia e de serviços de sistema, avalia as receitas dos mercados de capacidade e modeliza cenários de preços e volatilidade a longo prazo.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting