O novo mercado de capacidade da Espanha: por que a disponibilidade está prestes a se tornar uma fonte de receita para gestores de ativos

Isso está a mudar. A Ordem TED/966/2026 foi publicada no Boletim Oficial do Estado (BOE) de Espanha a 17 de setembro de 2026. Cria um mercado de capacidade para o sistema elétrico peninsular, que o MITECO descreve como um instrumento que tornará o sistema "mais robusto e resiliente". Para os gestores de ativos, o significado prático é este: a capacidade firme adjudicada acarreta uma obrigação de disponibilidade remunerada, e os fornecedores terão de demonstrar que conseguem cumpri-la.

O que a ordem estabelece

O mercado remunera a capacidade firme em €/MW/ano através de leilões neutros em termos tecnológicos e de preço de adjudicação (pay-as-bid). Os fornecedores de geração e armazenamento podem ser obrigados a disponibilizar eletricidade para injeção. Os fornecedores do lado da procura podem ser obrigados a reduzir o consumo. Ambos aplicam-se nas condições definidas pelo operador do sistema e pelo procedimento operacional aplicável.

• Quem pode participar: geradores, proprietários de armazenamento, consumidores finais, agregadores de procura e agregadores de geração e armazenamento. A geração deve manter-se abaixo de 550 gCO₂/kWh e cumprir os requisitos de firmeza e flexibilidade de cada leilão. Os fornecedores não podem receber outros pagamentos de mecanismos de capacidade cumulativamente. O novo investimento está limitado a energias renováveis, armazenamento e recursos do lado da procura.
• Como a capacidade firme é medida: capacidade instalada multiplicada por um coeficiente de firmeza específico da tecnologia entre 0 e 1.
• Três tipos de leilão:
  • Um leilão principal, geralmente realizado anualmente quando a análise de adequação identifica uma necessidade de firmeza.
  • Um leilão de ajuste anual para instalações já em operação, com um período de serviço de 12 meses.
  • Um leilão de transição, realizado anualmente com períodos de serviço anuais até que o serviço do leilão principal comece. Está aberto a ativos existentes e a novos investimentos.
• Termos contratuais no leilão principal:
  • A geração e o armazenamento existentes obtêm um prazo de 12 meses.
  • A nova geração e o armazenamento obtêm prazos específicos por tecnologia, limitados a 15 anos.
  • Os recursos de demanda podem escolher um prazo de 1 a 10 anos.
• Verificação: o operador do sistema e a CNMC verificarão e inspecionarão a prestação do serviço. Um mercado secundário permitirá que as instalações qualificadas transfiram os seus direitos e obrigações.
• Financiamento: os fornecedores de eletricidade e os consumidores diretos do mercado pagam através de taxas unitárias que variam de acordo com o segmento tarifário e o período. O consumo nas horas de maior pressão, limitado a 10% das horas anuais, suporta uma maior parte do custo.

A Espanha não está sozinha. Itália, França, Bélgica e Alemanha estão entre os países europeus que utilizam ou estão a implementar mecanismos semelhantes, pelo que os proprietários de portfólios com ativos em vários países reconhecerão o modelo.

Vários detalhes importantes ainda estão por definir. Estes incluem a data do primeiro leilão e o procedimento operacional que regerá a qualificação, obrigações, testes, verificação, liquidação e conformidade. Cada convocatória de leilão também definirá os seus próprios parâmetros, tais como coeficientes de firmeza, volumes e prazos de referência tecnológicos. Essa incerteza é uma razão para se preparar agora, em vez de esperar.

Por que isto é importante para gestores de ativos, e não apenas para promotores

O destaque óbvio é que os contratos de longo prazo para novos investimentos acelerarão projetos de armazenamento e híbridos. Mas os portfólios em operação também estão incluídos, através dos leilões de transição e ajuste e dos prazos de 12 meses para ativos existentes. Os pontos abaixo são implicações práticas do quadro. Não são requisitos já escritos na ordem.

1. A disponibilidade torna-se uma obrigação comercial

Para os fornecedores adjudicatários, a disponibilidade torna-se uma obrigação comercial regulada, e não apenas uma medida de desempenho de O&M. Atualmente, reside principalmente em contratos de O&M e relatórios mensais. Uma vez vendida a capacidade firme, a disponibilidade técnica, as reduções de potência e a prontidão operacional tornam-se riscos comerciais.

As consequências exatas do incumprimento dependerão do regime de conformidade no procedimento operacional. Ainda assim, as prioridades de manutenção provavelmente mudarão. A questão deixará de ser apenas "quantos MWh custa esta falha?" e passará a ser "esta falha poderá afetar a nossa capacidade de cumprir um compromisso de capacidade?"

2. Esteja pronto para provar

O operador do sistema e a CNMC verificarão e inspecionarão a entrega, pelo que os gestores de ativos devem construir um registo auditável das operações. Os requisitos precisos de dados e testes virão no procedimento operacional. Na prática, o registo precisará geralmente de:

• Dados de SCADA e despacho fiáveis e com carimbo de data/hora
• Interrupções e reduções de potência documentadas, por ativo e, idealmente, por componente
• Uma reconciliação entre a capacidade que você reporta e a capacidade que você pode demonstrar

Portfólios com dados incompletos, vários OEMs e relatórios manuais terão mais dificuldade do que aqueles com uma fonte de verdade única e consistente.

3. Observe a lacuna entre a disponibilidade contratada e a capacidade

Uma provável lacuna contratual existe entre as garantias de disponibilidade de O&M privadas e o padrão de disponibilidade que um provedor de capacidade premiado enfrentará. Muitos contratos de O&M definem a disponibilidade com exclusões ou janelas de cálculo amplas. Os gestores de ativos devem comparar essas definições com o que planejam comprometer em um leilão. Caso contrário, o proprietário pode assumir um risco que o contratado não compartilha.

4. A estratégia de portfólio torna-se uma questão de firmeza

Cada tecnologia será convertida em capacidade firme usando seu próprio coeficiente de firmeza. Os coeficientes finais ainda não foram publicados. Eles decidirão em grande parte o quão competitivas as configurações isoladas de energia eólica, solar, armazenamento e híbridas são umas contra as outras, e serão fundamentais para a estratégia de lances.

Os gestores de ativos precisarão decidir quais locais oferecer, quanta capacidade comprometer e onde adicionar armazenamento ou repotenciação melhora o caso. Isso exige uma visão de todo o portfólio do histórico real de desempenho, não de números nominais.

Como se preparar antes do primeiro leilão

Os detalhes do leilão ainda estão pendentes, mas o trabalho de base é o mesmo, independentemente de como eles sejam:

O resultado final

A estrutura agora existe, e as regras operacionais detalhadas e os parâmetros do leilão definirão quanto ela vale. A direção já está clara: o mercado de capacidade da Espanha paga por ativos que estão disponíveis quando o sistema precisa deles.

Os vencedores não serão apenas as empresas que constroem novos armazenamentos. Serão também os operadores que sabem exatamente quão disponível está sua frota, detectam problemas antes que se transformem em falhas de entrega e podem provar isso ao operador do sistema.

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Fonte: Orden TED/966/2026, BOE, 17 de setembro de 2026; Comunicado de imprensa do MITECO

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