Há um ano, quando colegas do setor discutiam o panorama do armazenamento de energia na Europa, a conversa girava quase sempre em torno da Alemanha, do Reino Unido ou da Itália. Hoje, há um novo país que continua aparecendo nas minhas ligações, na minha caixa de entrada e nas minhas reuniões: Espanha.

Como alguém que trabalha em vendas internacionais de BESS e fala com desenvolvedores, EPCs e integradores em toda a Europa todos os dias, meu trabalho é compreender não apenas as especificações e os preços dos produtos, mas também as forças de mercado mais profundas em jogo – mudanças políticas, dinâmica da rede, desenho do mercado de eletricidade e a lógica comercial que orienta as decisões de investimento.

Quanto mais investigo Espanha, mais me convenço de que não se trata apenas de mais um mercado emergente. Está prestes a tornar-se uma das histórias de armazenamento de energia com maior impacto na Europa.

O que torna a Espanha diferente é que a urgência aqui não é teórica. Já foi sentido – da forma mais visceral possível.

O chamado para despertar: 28 de abril de 2025

No dia 28 de abril de 2025, às 12h33, Espanha e Portugal viveram o primeiro apagão total da história do sistema energético ibérico. Em cinco segundos, a rede perdeu aproximadamente 15 GW de geração — cerca de 60% da procura nacional. Mais de 50 milhões de pessoas foram afetadas. O trânsito foi interrompido em Madrid e Lisboa. Os hospitais mudaram para geradores de reserva. As redes móveis ficaram em silêncio. A energia não foi totalmente restaurada por até 16 horas.

O impacto económico foi estimado em 2–5 mil milhões de euros. Nove vidas foram perdidas.

Durante meses, as especulações correram soltas. Foi um ataque cibernético? Um fracasso das energias renováveis? Uma falha de equipamento em cascata? Quando a ENTSO-E publicou o seu relatório de investigação final em março de 2026, a resposta era mais complexa — e mais importante — do que qualquer teoria de causa única.

O apagão foi um evento de sobretensão multifatorial. O sistema, que funcionava com aproximadamente 80% de energia solar e eólica na época, não tinha capacidade suficiente de controle de tensão dinâmica. As oscilações eram visíveis desde o início da manhã. As principais unidades despacháveis ​​estavam offline. As usinas renováveis ​​operavam no modo de fator de potência fixo – o que significa que não podiam suportar tensão dinamicamente quando o sistema mais precisava dela. E criticamente, a capacidade de armazenamento de energia da bateria era muito limitada para fornecer serviços de rede locais rápidos que poderiam ter estabilizado o sistema.

Como disse uma análise sem rodeios: “Não se trata de energias renováveis – trata-se de controlo de tensão”.

A lição foi clara. Um sistema energético com 70% de energias renováveis ​​e quase nenhum armazenamento não é uma transição energética completa. É um sistema que funciona sem rede de segurança.

Do chamado de despertar à inflexão do mercado

O apagão não criou o mercado de armazenamento espanhol. Mas acelerou o que já era inevitável.

A transição energética de Espanha tem sido notável em qualquer medida. O país agora acabou 46 GW de capacidade solar fotovoltaica instalada — a maior da Europa — com as energias renováveis a representar cerca de 70% da capacidade total instalada. Somente no primeiro trimestre de 2026, a Espanha adicionou 2,3 ​​GW de energia solar em escala de serviço público, um aumento de 5,5% em um único trimestre.

Mas este sucesso criou o seu próprio problema – um problema que todos os mercados altamente renováveis eventualmente enfrentam.

A epidemia de preços negativos

Em 2024, Espanha registou 168 horas de preços grossistas de eletricidade negativos. Em 2025, esse número subiu para 555 horas – mais que o triplo. No primeiro trimestre de 2026, a Espanha já havia registrado 397 horas de preços abaixo de zero, em comparação com apenas 48 horas no mesmo período de 2025. Só no segundo trimestre de 2025, a Espanha registou 411 horas com preços negativos – o mais elevado de qualquer mercado da UE-10.

Entretanto, os spreads de preços intradiários aumentaram dramaticamente. Os spreads diários entre horários de preços baixos e altos agora excedem regularmente 150€/MWh. Em 3 de julho de 2025, o spread do preço retalhista da eletricidade em Espanha atingiu 177,95€/MWh.

Esta é a assinatura clássica de uma rede saturada de energia solar: os preços do meio-dia caem para zero ou menos, enquanto os preços de pico à noite aumentam à medida que a geração solar desaparece e a procura aumenta. Os preços da captação solar em Espanha caíram 12% em relação ao ano anterior, para uma média de 39,93€/MWh em 2025, com médias mensais caindo abaixo de € 20/MWh durante os meses de pico solar.

A mensagem do mercado é inequívoca: não se trata mais de quanta energia você produz – trata-se de quando você a produz.

A mudança no mercado energético espanhol: aumento dos preços negativos e crescente procura de BESS

A explosão do oleoduto

A resposta de Espanha a estes desafios foi rápida e substancial.

O pipeline do projeto BESS cresceu de forma surpreendente 464% ano a ano. Red Eléctrica já aprovou 22 GW de licenças de conexão à rede de armazenamento, com 16 GW adicionais pendentes de aprovação. Mais de 25 GW de projetos de baterias estão agora na fila de conexão à rede.

De acordo com o Plano Nacional Integrado de Energia e Clima (PNIEC) da Espanha, o país tem como meta 22,5 GW de armazenamento de energia até 2030 — uma meta que agora parece não apenas ambiciosa, mas também necessária.

Analistas da indústria projetam aproximadamente 1 GWh de novas instalações de armazenamento em 2026 (um aumento de 233% em relação ao ano anterior), subindo para 2 GWh em 2027 e alcançando 6,8 GWh até 2030.

E os projetos já estão avançando:

• Naturgia iniciou os seus primeiros quatro projetos BESS (160 MW / 342 MWh) em Almería e nas Ilhas Canárias, com uma carteira de 10 projetos totalizando 80 milhões de euros em investimento.
• Iberdrola encomendou as primeiras baterias de grande escala da Espanha em janeiro de 2026 — Romeral e Olmedilla em Cuenca, cada uma com 30 MW/60 MWh — como parte de um pacote de 173 MW apoiado por 37,5 milhões de euros em fundos PERTE.
• Grenergia está a construir o maior BESS autónomo em Espanha até à data: o projeto Oviedo de 150 MW/600 MWh, com um contrato de cobrança financeira de 10 anos com uma empresa de serviços públicos com grau de investimento.
• FRV está desenvolvendo 334 MW/1.336 MWh em seis instalações na Catalunha.
• Acciona, Statkraft, Galp, OPD Energy, Ignis, Zelestra, Engie, Repsol e Endesa estão todos avançando em pipelines substanciais.

Zelestra, um dos principais desenvolvedores da Espanha, afirmou claramente: "Não realizamos mais nenhum projeto solar fotovoltaico sem armazenamento. Isso é obrigatório."

Na verdade, todos os 400 negócios BESS contratados em Espanha em 2025 foram co-localizados com energia solar – um sinal claro de que o mercado internalizou a lógica da energia solar mais armazenamento como o novo padrão.

A política favorável

A política está a evoluir para acompanhar a realidade do mercado – e, em algumas áreas, à frente dela.

Em maio de 2026, a Comissão Europeia aprovou formalmente a proposta de Espanha mecanismo de mercado de capacidade, que mobilizará até 9 mil milhões de euros entre 2026–2036 para garantir a adequação dos recursos. Isto é um divisor de águas para o armazenamento, proporcionando o fluxo de receita contratada de longo prazo que transforma o BESS de uma aposta comercial em um ativo de infraestrutura financiável.

Para além do mercado de capacidade, o impulso de armazenamento de Espanha é apoiado por múltiplos fluxos de financiamento:

• Fundos PERTE (Mecanismo de Recuperação e Resiliência da UE) financiando o investimento do BESS
• Apoiado pelo FEDER leilões de inovação para armazenamento de energia
• A UE Estratégia de armazenamento de energia e a meta mais ampla de armazenamento de 200 GW em toda a UE para 2030
• A transição para Unidades de tempo de mercado de 15 minutos (em vigor em outubro de 2025 na maioria dos mercados diários europeus), o que aumentou a volatilidade observável dos preços e ampliou as oportunidades de arbitragem para os operadores de armazenamento

A mudança estrutural para a granularidade de 15 minutos é particularmente significativa para Espanha. A emergência de padrões de preços “dentes de serra” intra-hora – impulsionados pelo aumento das energias renováveis ​​e pelas restrições da rede – criou camadas de arbitragem adicionais que simplesmente não existiam no antigo regime de liquidação horária.

O que os clientes estão realmente pedindo

Através das minhas conversas diárias com clientes ativos no mercado espanhol, tenho notado uma evolução clara no que eles precisam — e vai muito além do hardware.

Há um ou dois anos, a conversa era principalmente sobre química celular, preços do sistema e prazos de entrega. Hoje, as questões são fundamentalmente diferentes:

• “Seu EMS pode otimizar vários fluxos de receita – arbitragem do dia seguinte, serviços auxiliares, obrigações do mercado de capacidade – simultaneamente?”
• “O seu sistema está em conformidade com os mais recentes códigos de rede espanhóis e regulamentos europeus, incluindo requisitos de suporte de tensão?”
• "Você pode suportar a capacidade de formação de rede? O apagão nos mostrou que o controle de tensão não é mais opcional."
• “Que tipo de comissionamento e suporte de O&M de longo prazo você pode fornecer localmente?”
• "Como você lida com a co-localização com ativos solares existentes? Nossos preços de captura estão entrando em colapso sem armazenamento."

Estas não são perguntas casuais. Eles refletem um mercado que ultrapassou a questão “o armazenamento funcionará aqui?” fase e entrou na fase “como fazemos o armazenamento funcionar de maneira ideal aqui?” fase.

Esta é exactamente a mudança que eu esperava – e reflecte o que tenho visto noutros mercados europeus em fase de maturidade. A competição na indústria de armazenamento de energia não se trata mais de qual bateria custa menos por quilowatt-hora. Trata-se de quem pode fornecer uma solução integrada que crie valor a longo prazo ao longo de todo o ciclo de vida do projeto.

Para os desenvolvedores que enfrentam o colapso dos preços da captura solar, o parceiro de armazenamento certo não é apenas um fornecedor de equipamentos. Precisam de alguém que compreenda a dinâmica específica do mercado eléctrico espanhol – os padrões de preços negativos, as pilhas de receitas de serviços auxiliares, o quadro do mercado de capacidade, os estrangulamentos de licenciamento – e que possa conceber um sistema que rentabilize todos eles.

Conectando-se com clientes e parceiros no The smarter E Europe 2026

É claro que cada mercado tem o seu próprio ritmo de desenvolvimento.

Espanha ainda é um mercado emergente, onde as políticas, os modelos de negócio e os mecanismos do mercado eléctrico continuam a evoluir. Mas é exatamente isso que o torna tão emocionante. Seu rápido crescimento está criando novas oportunidades para desenvolvedores, empresas EPC, investidores e fornecedores de soluções.

A equipe Wenergy no The smarter E Europe 2026

No The smarter E Europe 2026, continuaram a surgir conversas sobre o crescente impulso do armazenamento de energia em Espanha.

Para mim, cada mercado que pesquiso e cada cliente com quem me conecto é uma valiosa experiência de aprendizado. Cada país tem a sua própria estrutura energética, quadro regulamentar e expectativas dos clientes únicos. Quanto mais eu entender essas diferenças, melhor poderei ajudar os clientes a encontrar soluções que realmente atendam às suas necessidades específicas.

Olhando para o futuro

A Espanha não está isenta de desafios. A concessão de licenças continua lenta – no primeiro semestre de 2025, 64% dos projetos do BESS ficaram paralisados ​​na revisão ambiental ou na fase inicial de licenciamento, e nem um único projeto de armazenamento autónomo recebeu aprovação total de construção. As filas de conexão à rede são longas. O quadro regulamentar, embora esteja a melhorar, continua a evoluir. Os detalhes do mercado de capacidade ainda estão sendo finalizados.

Mas estas são as fricções de um mercado em rápida transição e não sinais de estagnação. Os factores subjacentes — saturação solar, preços negativos, imperativos de estabilidade da rede, um mercado de capacidade de 9 mil milhões de euros e uma meta nacional de 22,5 GW — são estruturais e irreversíveis.

Cada mercado que estudo e cada cliente com quem interajo me ensina algo novo. A Espanha me ensinou isso armazenamento de energia nunca se trata apenas de baterias. Trata-se de compreender a rede, de ler os sinais do mercado, de navegar no panorama regulamentar e de criar soluções que proporcionem valor não apenas no primeiro dia, mas ao longo de um ciclo de vida de ativos de 15 a 20 anos.

O apagão de abril de 2025 foi uma tragédia e um aviso. Mas a resposta – um aumento de 464% no gasoduto, um mercado de capacidade nacional, uma onda de anúncios de projectos de todas as principais empresas de serviços públicos espanholas – mostra que o mercado ouviu a mensagem em alto e bom som.

A história do armazenamento de energia em Espanha está apenas a começar. Estou ansioso por continuar a aprender com os pares da indústria e a trabalhar com parceiros em toda a Europa para apoiar a próxima fase do desenvolvimento do armazenamento de energia.

Sobre o autor: O autor trabalha em vendas internacionais de BESS na Wenergy, apoiando EPCs, desenvolvedores e integradores em todos os mercados europeus com soluções de armazenamento de energia comercial e industrial em escala de utilidade.

Principais fontes de dados: Perspectivas do mercado europeu de baterias da SolarPower Europe 2026–2030; Relatório final de investigação da ENTSO-E sobre o apagão ibérico (março de 2026); S&P Global; Red Elétrica de Espanha; Ministério Espanhol para a Transição Ecológica (MITECO); Pexaparque; Bloomberg; Ponto Epex.