O fechamento do Estreito de Ormuz após a escalada da guerra no Irã fez os preços do gás natural dispararem em toda a Europa. Os preços spot do TTF (o ponto virtual de negociação holandês de gás natural) subiram 62% entre o final de janeiro e meados de março de 2026. Na maioria dos mercados europeus, os preços da eletricidade acompanharam essa alta. Alemanha, Bélgica e Holanda viram os preços do mercado diário (DA) seguirem de perto o TTF nesse período. Nesses casos, as receitas de BESS podem aumentar devido à ampliação dos spreads diários. No entanto, o mercado diário da Espanha mal reagiu, exceto entre 5 e 12 de março.

Essa divergência alimentou uma narrativa crescente: o sistema elétrico da Espanha teria se desvinculado do gás natural. As renováveis dominam a ordem de mérito do mercado diário. As usinas de ciclo combinado a gás (CCGTs) estão cada vez mais ausentes do agendamento. Mas o preço de destaque do mercado diário não conta toda a história.

A Espanha ainda não se desvinculou totalmente do gás natural. Embora as CCGTs raramente sejam despachadas no mercado diário, elas retornam ao sistema por meio do mercado de restrições técnicas (restricciones técnicas, ou TTRR). Esse mecanismo foi responsável por 78% de toda a geração de CCGT entre janeiro de 2025 e março de 2026. Isso ficou ainda mais evidente após o apagão ibérico em 28 de abril. O custo dessas restrições técnicas é repassado a todos os consumidores e está altamente correlacionado ao preço do gás natural. Com a crise do Estreito de Ormuz pressionando ainda mais os preços do gás, os consumidores espanhóis ficam expostos por um canal que não aparece no mercado diário.

Neste estudo, analisamos:

• Por que os preços diários da Espanha parecem desvinculados do gás, ao contrário de outros mercados europeus
• Como as CCGTs retornam ao sistema pelo mercado de restrições técnicas
• A ligação direta entre preços do gás natural e custos das restrições técnicas
• O impacto do custo das restrições técnicas no preço final da eletricidade na Espanha

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A correlação entre preços do gás e da eletricidade depende da entrada das CCGTs no mercado diário

No mercado diário da Espanha, as CCGTs vêm sendo cada vez mais excluídas da ordem de mérito. No entanto, quando as CCGTs são despachadas no mercado diário, os preços do gás e da eletricidade tendem a caminhar juntos. O preço spot do TTF e o preço da eletricidade diária da Espanha mostram acoplamento claro nos dias em que a geração de CCGT entra no sistema pelo mercado diário. Nos dias sem agendamento de CCGT, a correlação cai de 0,78 para 0,68, e os preços diários ficam consistentemente abaixo dos níveis equivalentes ao gás. Nesses casos, os preços da eletricidade são determinados principalmente pela disponibilidade de hídrica, solar e eólica.

Entre 22 de janeiro e 22 de março de 2026, apenas 21 dos 55 dias úteis tiveram geração de CCGT no mercado diário. Nesses 21 dias, a produção média das CCGTs foi de apenas 101 MW. O índice de preços spot diário variou de 39 a 159 nesse período, enquanto o índice TTF ficou entre 78 e 162. Nos dias sem agendamento de CCGT, os preços diários frequentemente ficaram bem abaixo dos níveis equivalentes ao gás.

É por isso que o mercado diário da Espanha parece imune ao choque de preços do gás no Estreito de Ormuz. O gás não está definindo o preço marginal, mas isso não significa que o sistema elétrico espanhol esteja imune.

As CCGTs ainda entram no sistema pelo mercado de restrições técnicas

O mercado de restrições técnicas é realizado após o fechamento do mercado diário, com o objetivo de manter a confiabilidade da rede. Na prática, a Red Eléctrica agenda CCGTs para garantir a segurança do sistema, fornecendo suporte de tensão, reservas de frequência e geração térmica mínima em determinadas zonas da rede.

Entre janeiro de 2025 e março de 2026, a geração média diária de CCGT agendada pelo mercado diário foi de 598 MW. Em 34% dos dias, nenhuma capacidade de CCGT foi agendada. A produção solar e eólica, combinada com a base nuclear e a flexibilidade hídrica, foi suficiente para atender à demanda sem gás.

Após a realização do mercado de restrições técnicas, o cenário muda completamente. A geração média de CCGT no Programa Viável Provisional (PVP), que reflete o agendamento após as restrições técnicas, foi de 2.770 MW. Isso é 4,6 vezes maior que o valor do mercado diário. As restrições técnicas foram responsáveis por 78% de toda a geração de CCGT nesse período.

Isso explica por que o preço diário da Espanha parece desconectado do gás. O mercado diário é liquidado em grande parte sem as CCGTs, então o preço marginal é definido por outras tecnologias. Mas o volume real de geração a gás operando no sistema é muito maior do que o agendamento diário sugere.

Como os preços do gás natural afetam o custo das restrições técnicas?

Os lances das CCGTs no mercado de restrições técnicas acompanham de perto o preço do gás natural TTF, já que são baseados em seus custos de oportunidade, fortemente ligados ao custo do combustível. Entre 22 de janeiro e 19 de março de 2026, os preços spot indexados do TTF e os lances indexados das CCGTs no TTRR foram altamente correlacionados. Quando o preço do gás subiu, os lances das CCGTs aumentaram quase na mesma proporção.

O custo diário das restrições técnicas das CCGTs (TTRR) nesse período variou de 9 a 29 milhões de euros. O custo total depende de dois fatores: o preço do lance, que é influenciado pelo gás, e o volume de geração de CCGT chamado por restrições técnicas, que depende das necessidades da rede.

Com a crise do Estreito de Ormuz elevando os preços do TTF ao longo de março de 2026, o custo diário do TTRR das CCGTs subiu de cerca de 12 milhões de euros no início de março para 29 milhões de euros em meados do mês. Esse aumento ocorreu mesmo com os preços diários permanecendo baixos. O choque do preço do gás, aparentemente ausente do mercado diário espanhol, chegou pelo canal das restrições técnicas. No entanto, o custo total para os consumidores teria sido significativamente maior se as CCGTs tivessem entrado no mercado diário e definido o preço.

As restrições técnicas têm custo, especialmente quando o preço diário é baixo

O processo de restrições técnicas impõe um custo adicional ao preço final da eletricidade pago pelos consumidores. Entre janeiro de 2025 e março de 2026, o componente semanal do TTRR no preço final da eletricidade variou de 2,1 a 25,2 €/MWh. Em média, representou 20% do preço final. Mas essa média esconde uma variação considerável.

A participação das restrições técnicas é inversamente relacionada ao nível do preço diário. Nas semanas em que o componente diário superou 80 €/MWh, a participação do TTRR ficou geralmente abaixo de 15%. Mas quando o preço diário caiu abaixo de 25 €/MWh, a participação do TTRR disparou. Na semana de 15 de março de 2026, o componente diário ficou em apenas 6,2 €/MWh, enquanto o TTRR chegou a 23,3 €/MWh, representando 75% do preço final.

Os preços “baratos” da eletricidade visíveis no mercado diário não se traduzem totalmente em preços finais baixos para os consumidores. O custo das restrições técnicas atua como um piso, mantido pela necessidade de geração a gás, independentemente do nível das renováveis.

A exposição da Espanha ao gás está oculta, não eliminada. O armazenamento pode capturá-la?

O mercado diário de eletricidade da Espanha se desvinculou parcialmente do gás natural. As renováveis dominam cada vez mais a ordem de mérito, e as CCGTs estão ausentes do mercado diário em mais de um terço dos dias. Por isso, o preço diário espanhol não acompanhou a disparada do TTF provocada pela crise do Estreito de Ormuz, ao contrário de Alemanha, Bélgica e Holanda.

Mas a desvinculação no mercado diário não é o mesmo que desvinculação no preço final. O mercado de restrições técnicas reintroduz a geração a gás, cujo custo é repassado aos consumidores. Quando os preços diários são baixos, o componente TTRR pode chegar a representar até 75% do preço final da eletricidade.

Para agentes de mercado, formuladores de políticas e consumidores, o preço diário de destaque é uma medida incompleta do custo de energia na Espanha. Até que a rede consiga reduzir a dependência das CCGTs para serviços de segurança, o gás natural continuará influenciando o preço final da eletricidade, mesmo em um sistema cada vez mais renovável. A crise do Estreito de Ormuz é um teste de estresse: o mercado diário espanhol passou, mas o preço final da eletricidade não.

Para investidores em BESS, o fato de as CCGTs raramente serem despachadas no mercado diário significa que o BESS não pode capturar os aumentos de spread que ocorrem quando o preço do gás natural dispara. No entanto, há uma oportunidade significativa para o armazenamento participar e obter receitas no mercado de restrições técnicas, que tende a ver aumentos de preços à medida que o gás natural sobe.