A Espanha foi um dos principais mercados de PPA solar da Europa em 2024, mas os contratos foram colocados à prova quando o mercado atacadista registrou preços negativos pela primeira vez. Na primavera de 2025, houve 404 horas com preços negativos no mercado atacadista, 72% a mais do que na Alemanha.

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Após um congelamento inicial, o mercado de PPAs evoluiu: os acordos ficaram menores, os contratos mais complexos e a combinação com armazenamento passou a ser protagonista.

Principais aprendizados

• O modelo pay-as-produced ainda domina para solar. Mas há uma tendência clara para contratos baseload ou de perfil fixo. Compradores pagam mais; vendedores assumem o risco do perfil.
• Preços negativos agora são comuns. Novos contratos incluem pisos de €0/MWh e, frequentemente, limites para o número de horas negativas consideradas na liquidação.
• Os PPAs solares espanhóis estavam na faixa de €30-35/MWh, mas as condições de mercado estão pressionando as cotações para baixo, até mesmo abaixo de €30/MWh.

Veremos uma mudança do modelo "pay-as-produced"?

No contrato pay-as-produced, o comprador adquire a eletricidade gerada pelo ativo em cada hora. Esse tem sido o método mais comum para liquidação da energia gerada.

O risco de volume é a incerteza de que a geração ou consumo real de energia seja diferente do perfil esperado, exigindo que alguém compre ou venda o déficit ou excedente no mercado.

Se a geração cair (por nuvens ou falhas), recebem menos MWh e precisam complementar no mercado; se a produção superar as expectativas, ficam com o excedente do mercado atacadista. O risco de volume fica com o comprador, por isso o preço geralmente é menor, já que o vendedor não assume esse risco de entrega.

No modelo de perfil fixo, o vendedor se compromete com um perfil horário pré-definido para liquidação financeira. Qualquer déficit ou excedente é liquidado automaticamente; armazenamento, hedge de portfólio ou negociações são ferramentas para gerenciar essa exposição, não exigências contratuais. O comprador paga um prêmio pela firmeza e simplicidade operacional.

O pay-as-produced continua sendo a forma mais comum até hoje, e essa tendência deve continuar. Desenvolvedores e investidores querem reduzir riscos ao máximo, enquanto os compradores buscam gerenciar melhor sua exposição.

Restrições locais limitam receitas

Em um PPA padrão pay-as-produced, o comprador só paga pelos MWh medidos e entregues. A menos que o PPA inclua uma cláusula de "energia presumida" ou compensação explícita por corte, se o operador do sistema espanhol (Red Eléctrica) reduzir a produção da usina, não há remuneração pela energia perdida. Sem essas cláusulas, o risco de corte fica com o gerador, reduzindo e instabilizando as receitas.

Preços negativos: novas regras contratuais

Em contratos antigos, se os preços atacadistas ficam negativos, a liquidação é suspensa e a receita do ativo do gerador cai para zero nessas horas. O comprador deixa de pagar durante os períodos negativos, então o vendedor assume o risco pela perda de receita e fluxo de caixa volátil; em contrapartida, os preços de exercício desses PPAs antigos eram geralmente mais altos.

Nos contratos mais recentes, a liquidação continua nas horas negativas, mas o preço tem piso de €0/MWh, evitando quedas bruscas de receita. O impacto econômico dessas horas negativas é mitigado por sua inclusão em um preço de exercício (strike) geralmente mais baixo, o que suaviza as receitas do vendedor e dá ao comprador alguma exposição em relação ao modelo sem liquidação, com uma divisão de risco mais equilibrada.

Na prática, vemos pisos zero, limites de horas negativas por mês/trimestre e linguagem mais clara sobre corte nos contratos. O foco é a estabilidade do fluxo de caixa, não quedas bruscas de receita.

Backtest para 2024 e 2025

Os PPAs solares espanhóis estavam na faixa de €30-35/MWh, mas as condições de mercado estão pressionando as cotações para baixo, até mesmo abaixo de €30/MWh.

Sem liquidação, os preços colapsam para €0/MWh nas horas negativas, gerando quedas visíveis na primavera e maior volatilidade no fluxo de caixa. Com piso zero, o preço de exercício quase não muda, mantendo receitas mais estáveis ao longo do ano.

Podemos esperar uma diferença mínima de preço de 3 €/MWh entre os dois tipos de contrato, considerando o risco dos preços negativos.

O armazenamento pode mudar o cenário dos PPAs?

Mesmo com termos contratuais mais inteligentes, o mercado favorece o comprador. Há muita geração solar diurna concentrada nas mesmas horas. Adicionar armazenamento ou geração híbrida ajuda a elevar os preços alcançáveis e melhora a financiabilidade:

• O armazenamento adiciona perfil e valor. Baterias permitem que vendedores firmem o perfil de entrega, reduzam a exposição a preços negativos e capturem picos noturnos. Isso favorece PPAs de perfil fixo e preços de exercício mais altos.
• Diversificação é importante. A capacidade de combinar receitas de PPA com otimização no mercado atacadista, serviços ancilares ou mecanismos de capacidade reduz a exposição a quedas nas receitas do mercado atacadista.

Conclusão

O mercado de PPAs na Espanha evoluiu de "solar barata" para contratos inteligentes e com equilíbrio de riscos. Os preços estão mais baixos, mas as estruturas são mais adequadas: pisos zero em vez de cláusulas sem liquidação, termos de corte mais precisos e mais perfil garantido pelos vendedores via armazenamento e portfólios.

A próxima fase é o financiamento. Projetos capazes de modelar a entrega (com baterias, híbridos ou portfólios diversificados) continuarão tendo acesso a crédito e melhores contrapartes. Já os compradores ganham uma oferta mais simples e confiável. Em resumo: mais resiliência, menos volatilidade e um mercado preparado para uma era em que preços negativos são a norma, não exceção.