As usinas solares geram eletricidade ao mesmo tempo, pressionando os preços para baixo à medida que a oferta chega ao mercado. A demanda, os contratos e as demais fontes de geração determinam até que ponto os preços caem.

Em «Perspectivas para a energia solar na Europa: preços negativos, preços de captura e co-localização», Till Stehr e Pablo Martínez exploram o que isso significa para os proprietários e como baterias, rastreadores solares e acesso à rede podem melhorar os retornos.

A Espanha tem mais horas com preços negativos do que os mercados que acompanhamos, mas os preços são os menos baixos

A Espanha tem mais horas com preços negativos na nossa comparação, mas raramente os preços caem muito abaixo de zero. Muitos contratos de compra de energia solar (PPAs) deixam de pagar nessas horas, por isso as usinas reduzem a produção em vez de pagar para continuar gerando.

Na Alemanha, alguns subsídios antigos recompensam a continuidade da produção, enquanto parte das instalações solares em telhados não reage aos preços. Mais geração permanece ativa, fazendo os preços caírem ainda mais abaixo de zero. A diferença se deve tanto aos incentivos e à flexibilidade quanto à quantidade de energia solar instalada.

O clima também influenciou o resultado da Espanha. Uma primavera chuvosa aumentou a geração hidrelétrica, pressionando os preços para baixo no início do ano. A diferença em relação a outros mercados não continuou aumentando ao longo do verão, pois a demanda mais alta ajudou a absorver a produção solar.

Que parcela da produção de uma usina solar ocorre em horas com preços negativos?

Na Espanha, o principal risco é perder vendas nas horas em que as usinas mais produzem. Em um ativo virtual no sul da Espanha, 21% da produção potencial ocorreu em horas com preços negativos nos 12 meses até outubro.

Desligar a usina nessas horas melhora o preço médio recebido, mas reduz o volume de eletricidade vendido. Por isso, os preços de captura devem ser analisados em conjunto com os volumes e a receita total.

O mesmo vale para os PPAs: no nosso exemplo, um contrato a €40/MWh pagou apenas €33 por MWh de produção potencial quando as horas com preços negativos foram excluídas. O preço anunciado no contrato não mostra aos proprietários quanto da produção será remunerado. Isso é especialmente relevante na primavera, quando longos períodos de preços ligeiramente negativos podem excluir uma parcela significativa da produção do pagamento.

Por que a energia solar espanhola tem o menor preço de captura entre os quatro mercados da nossa análise?

A Espanha já atende uma grande parcela da demanda diurna com energia solar. A pressão é maior na primavera, quando a produção é forte, mas a demanda por ar-condicionado ainda não aumentou. O aumento da demanda no verão ajuda então a absorver mais produção e sustentar os preços. Na Alemanha, esse aumento sazonal da demanda é menor, por isso a produção adicional no verão enfrenta mais concorrência.

Os preços mais altos do gás em 2026 também ajudaram a elevar a receita solar, pois o preço médio da eletricidade subiu em toda a Europa. Esse benefício aparece nas horas em que o gás ainda é necessário para atender à demanda e definir o preço da eletricidade. Quando a energia solar já está pressionando os preços em direção a zero, os preços mais altos do gás oferecem pouco apoio.