A geração solar em toda a UE está a atingir novos máximos, mas a economia dessa geração está a tornar-se menos linear. (Comissão Europeia)No primeiro trimestre de 2026, o número agregado de horas de preços negativos nos mercados day-ahead da UE-27 chegou a 1,223, face a 593 um ano antes. Espanha registou 347 dessas horas, enquanto vários mercados nórdicos tiveram menos preços negativos do que antes. (pv magazine)
A manchete é fácil de ler como mais uma história sobre excesso de renováveis. Isso é apenas parte do quadro. Os preços negativos surgem normalmente quando várias coisas coincidem: geração forte, procura fraca, capacidade limitada para mover eletricidade através das fronteiras ou da rede, e flexibilidade insuficiente noutros pontos do sistema. O solar está muitas vezes envolvido porque a sua produção se concentra a meio do dia, mas raramente é a única razão pela qual os preços caem abaixo de zero.
Para projetos solares, a questão mais importante começa antes de os preços se tornarem efetivamente negativos.
Quando mais solar significa menor valor de captura
O preço grossista médio não reflete necessariamente o valor de mercado da produção de uma central solar. A geração solar concentra-se nas horas de luz, e essas são cada vez mais as mesmas horas em que grandes volumes de energia PV entram no mercado ao mesmo tempo. À medida que a oferta ao meio-dia aumenta, o preço nessas horas pode cair mesmo que a média mais ampla do mercado permaneça relativamente forte.
É isto que o preço de captura pretende mostrar. O preço de captura solar é o preço grossista ponderado pela geração durante as horas em que o solar está a produzir. A taxa de captura compara esse valor com o preço médio de mercado no mesmo período.
A diferença está a tornar-se difícil de ignorar. Dados da LSEG citados pela Reuters mostraram que os preços médios de captura solar na Alemanha, França, Países Baixos, Bélgica, Itália e Espanha na primeira metade de 2026 foram cerca de 42% inferiores aos do mesmo período de 2023. (Reuters)
A Kpler também comunicou taxas de captura solar invulgarmente fracas em vários mercados europeus durante a primavera de 2026, com grandes diferenças entre países e estações. (Kpler)
Isto é mais imediato para projetos merchant, que estão diretamente expostos aos preços grossistas. PPAs, CfDs e outros mecanismos de apoio podem suavizar ou remodelar essa exposição, mas não fazem desaparecer o sinal de mercado subjacente. Valores de captura mais baixos ainda podem influenciar a forma como contratos futuros são precificados e como novos projetos são financiados.
França mostra quão rapidamente isto pode passar da precificação de mercado para a operação das centrais.
No final de 2025, a França continental tinha 30.4 GW de capacidade solar instalada, depois de acrescentar 5.9 GW durante o ano. A RTE reportou cerca de 1.6 TWh de modulação de produção solar em 2025, aproximadamente duas vezes e meia o nível registado em 2024. (RTE)
Especificamente durante períodos de preços negativos, a RTE estima que cerca de 3 TWh de geração eólica e solar não foram produzidos em 2025. Cerca de 1.6 TWh vieram do solar e aproximadamente 1.3 TWh da eólica onshore. A RTE liga o aumento a preços negativos mais frequentes, à subida da geração solar em França e em mercados vizinhos, e à crescente quota de capacidade renovável capaz de reduzir produção em resposta às condições de mercado. (RTE)
A política está a avançar na mesma direção. Uma portaria francesa datada de 20 de julho de 2026 reduz de 10 MW para 1 MW o limiar de dimensão das instalações abrangidas por estas disposições de paragem. Projetos acima de 5 MW, ou 5 MWp para instalações fotovoltaicas, ficam abrangidos a partir de 1 de dezembro de 2026. Projetos entre 1 MW e 5 MW, ou entre 1 MWp e 5 MWp para PV, seguem a partir de 1 de março de 2027. (Légifrance)
Onde entram as baterias
Quando se pede às centrais renováveis que respondam mais ativamente a preços baixos ou negativos, a pergunta vira-se naturalmente para o armazenamento.
Se parte do problema é a eletricidade chegar na hora errada, uma bateria pode deslocar alguma dela.
Um projeto solar-com-armazenamento pode carregar quando os preços de meio-dia estão fracos e descarregar mais tarde, em vez de exportar cada megawatt-hora disponível assim que é gerado. A IEA identifica o deslocamento de energia como uma das principais funções que as baterias podem desempenhar em sistemas com elevada participação de vento e solar, particularmente quando a produção renovável é forte e a procura é baixa. (IEA)
A atualização semestral de eletricidade de 2026 da IEA também aponta para spreads de preços intradiários mais amplos em vários mercados europeus e para o valor que esses spreads podem criar para recursos flexíveis como baterias e resposta da procura. (IEA)
Para uma central solar, isso pode melhorar o momento das vendas. Eletricidade que de outro modo seria exportada durante um período de preço fraco pode ser guardada para mais tarde. Alguma energia que poderia ter sido economicamente limitada pode ser armazenada. O projeto não está a gerar mais eletricidade solar; está a alterar quando parte dessa eletricidade fica exposta ao mercado.
Há limites óbvios para o alcance disso.
Uma bateria de 1 MW/2 MWh pode descarregar à potência nominal máxima durante cerca de duas horas. Se a geração solar excedentária durar cinco ou seis horas, a bateria não consegue absorver tudo. Se entrar no período de preço baixo já parcialmente carregada, a margem disponível é ainda menor.
O cálculo comercial também é mais complicado do que comprar eletricidade ao preço mais baixo e vendê-la ao mais alto. Perdas round-trip, degradação, estratégia de ciclos, restrições de rede e disponibilidade da bateria reduzem a aparente limpeza desse spread. Uma bateria pode também estar a obter receita de serviços auxiliares ou de outros mercados, o que significa que usá-la numa oportunidade pode ter um custo de oportunidade noutro lado.
É por isso que as receitas de arbitragem modeladas precisam de ser tratadas com cuidado. Um preço negativo ao meio-dia seguido de um preço elevado ao fim do dia pode mostrar que existe um spread valioso. Não diz quanto cada projeto de bateria irá realmente ganhar.
Preços baixos ao meio-dia podem reduzir o custo de oportunidade do carregamento, enquanto preços mais altos mais tarde no dia podem apoiar receitas de descarga.
O armazenamento é apenas uma parte do problema de flexibilidade
A mesma limitação aparece ao nível do sistema. As baterias são úteis quando o problema pode ser deslocado ao longo de horas, mas não conseguem eliminar um estrangulamento de transmissão. Se o armazenamento consegue aliviar congestionamento depende de onde está ligado, quando carrega e descarrega, e da restrição específica na rede.
Alguns problemas de flexibilidade também duram mais do que as poucas horas para as quais as baterias de iões de lítio são normalmente mais adequadas. Outros resultam de procura inflexível, restrições de geração ou desenho de mercado, e não de uma simples falta de armazenamento de curta duração.
O próprio enquadramento da IEA reflete isso. O armazenamento está ao lado da resposta da procura, geração mais flexível, solar distribuído controlável, sinais de preço mais fortes, expansão da rede e interligação. (IEA)
Finlândia e Suécia são interessantes neste aspeto. Ambas registaram menos horas de preços negativos em 2025, e a IEA aponta para vários contributos possíveis, incluindo alterações no acoplamento de mercados transfronteiriços, armazenamento adicional e geração e consumo mais responsivos ao preço. (IEA)
O valor do solar está a tornar-se mais dependente do tempo
O que está a mudar é a forma como o valor do solar precisa de ser entendido. Produzir mais eletricidade continua a ser importante, mas os megawatt-hora anuais contam menos da história quando grandes volumes de geração chegam na mesma janela estreita.
O preço associado a esses megawatt-hora depende cada vez mais do momento.
O armazenamento em baterias dá aos projetos solares alguma capacidade para alterar esse momento, razão pela qual o seu valor aumenta à medida que os preços ao meio-dia enfraquecem e os spreads intradiários alargam. Mas as baterias só conseguem deslocar a eletricidade que cabe dentro delas, e apenas no horizonte temporal para o qual foram concebidas.
O mercado solar europeu está, portanto, a entrar numa fase em que geração de baixo custo, por si só, já não chega para descrever o valor de um projeto. O que importa cada vez mais é quando essa geração chega ao sistema, quanto o mercado está disposto a pagar por ela e quanta flexibilidade existe para a deslocar para outro ponto no tempo.
