Aumento das horas de preços negativos na Europa no primeiro semestre de 2026 remodela o mercado de PPA de armazenamento solar

De acordo com pt.wedoany.com-O mercado europeu de eletricidade enfrenta uma situação de excesso de oferta de energia solar fotovoltaica coexistindo com escassez em determinados períodos. De acordo com dados da S&P Global, no primeiro semestre de 2026, nos cinco principais mercados da UE, incluindo o Reino Unido, o número de horas com preços negativos foi cerca de 2% superior ao recorde registado no mesmo período de 2025. Em 2025, o total de horas com preços negativos foi mais de 13 vezes superior ao de 2022. A combinação de alta geração fotovoltaica com procura moderada, produção eólica e flexibilidade limitada da rede está a agravar os períodos de excesso de oferta.

Durante os períodos de pico da geração fotovoltaica, o número de horas com preços baixos ou negativos continua a aumentar. Simultaneamente, registaram-se também mais subidas acentuadas de preços no final da tarde de verão, quando centrais flexíveis, como as de gás, têm de aumentar rapidamente a produção para compensar a queda da geração solar ao pôr do sol. As diferenças entre mercados continuam significativas: França regista o maior número de horas com preços negativos, com a sua elevada produção nuclear a pressionar os preços na região; os preços mais elevados do gás na Alemanha sustentaram os preços da eletricidade no verão; Itália, por depender mais de geração a gás, não registou horas com preços negativos. No entanto, esta tendência está a espalhar-se pela maioria dos mercados europeus.

O aumento da volatilidade dos preços da eletricidade está a remodelar as expectativas de receita do armazenamento em baterias. De acordo com dados da Platts, da S&P Global Energy, no segundo trimestre de 2026, o spread de preços grossistas diário de pico disponível para baterias na Alemanha excedeu 650 euros/MWh, com uma média de cerca de 200 euros/MWh, superior aos níveis de Espanha e do Reino Unido. Em regiões dominadas pela energia solar, como Espanha, os desenvolvimentos recentes estão a reforçar as oportunidades de investimento em armazenamento em grande escala.

Esta situação está também a redefinir as receitas dos projetos solares expostos ao risco de mercado. Atualmente, cerca de 10%-15% da capacidade solar europeia está exposta ao risco de mercado (merchant risk), enquanto mais de 61 GW estão contratados através de acordos de compra de energia (PPA). Na Alemanha, apenas cerca de 9% da capacidade total instalada está diretamente exposta ao mercado. A S&P Global considera que o problema não reside na competitividade económica da tecnologia solar, mas sim na perda de valor não ajustada da geração fotovoltaica durante os períodos de pico — a eletricidade gerada pelas centrais solares pode tornar-se cada vez mais difícil de corresponder aos momentos em que o sistema necessita de energia ou em que a energia tem maior valor de mercado.

Esta dinâmica está também a transmitir-se ao mercado de PPA. Nos contratos tradicionais de "pagamento conforme produção" (pay-as-produced), o comprador adquire a eletricidade com base na produção real da central, e estes contratos foram concebidos assumindo que a geração de energia renovável tem geralmente um valor elevado no momento da geração e que o risco associado à curva de horários é mais fácil de suportar. Em mercados com elevada penetração solar, este modelo significa agora um maior risco de curva de horários: o comprador recebe a eletricidade quando a central gera, independentemente de essa eletricidade corresponder às suas necessidades de consumo ou a períodos de preços favoráveis.

Em 2025, a energia solar fotovoltaica independente representou mais de 55% dos acordos de PPA anunciados na Europa; no primeiro semestre de 2026, a sua quota caiu para cerca de um terço, com menos de 3 GW contratados. Bruno Brunetti, diretor de fluxos de receita de energias renováveis da S&P Global Energy Horizons, afirma que os compradores continuam a necessitar de energias renováveis, mas procuram cada vez mais estruturas contratuais que gerenciem explicitamente o tempo de entrega, a captura de preços e a exposição a períodos de preços negativos. "A queda na contratação de projetos solares independentes indica que os preços negativos estão a tornar-se um problema estrutural no design de PPAs, e não apenas uma questão de risco de mercado."

Neste contexto, a combinação de diferentes tecnologias torna-se cada vez mais importante. Esta evolução está a impulsionar a transição para a agregação de ativos e produtos energéticos mais estruturados. Segundo a S&P Global, o setor está a convergir para um modelo de correspondência horária entre geração e procura (hourly matching), e os certificados horários e outros sistemas de certificação granular podem ser o próximo passo na aquisição de eletricidade limpa por parte das empresas. A revisão em curso do padrão global do Protocolo de Gases com Efeito de Estufa (GHG Protocol) para o âmbito 2 (Scope 2) está também a explorar métodos para aproximar as declarações baseadas no mercado do tempo real de utilização da eletricidade, sendo que este padrão abrange as emissões indiretas de gases com efeito de estufa resultantes da eletricidade, vapor, aquecimento e arrefecimento comprados e consumidos pelas empresas. Brunetti considera que incorporar o valor temporal da geração de energia renovável através de mecanismos de correspondência horária pode reforçar os sinais de investimento não apenas para a energia eólica e solar, mas também para baterias, hídrica flexível e outros recursos necessários para satisfazer a procura em períodos de escassez. A transformação do mercado de PPA reflete mudanças mais profundas no sistema elétrico europeu: o valor das energias renováveis depende cada vez menos apenas da quantidade de eletricidade gerada, e cada vez mais da sua disponibilidade nos momentos em que o sistema dela necessita.