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.

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

Principais aprendizados

• Pay-as-produced ainda domina no solar. Mas há uma tendência clara para contratos baseload ou de perfil fixo. Compradores pagam mais; vendedores assumem o risco de perfil.
• Preços negativos agora são comuns. Novos contratos incluem pisos de €0/MWh e frequentemente limites para o número de horas negativas que entram na liquidação.
• Preços caíram para os menores da Europa. Em meados de 2025, os PPAs solares típicos estavam em torno de €34/MWh, com alguns negócios perto de €30–32/MWh. Bom para compradores, mais difícil para financiamento.

Veremos uma mudança no "pay-as-produced"?

Em um contrato Pay-as-produced, o comprador adquire a eletricidade gerada pelo ativo a cada hora. Esse tem sido o método mais comum de liquidação da energia gerada.

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

Se a produção cair (por nuvens ou falhas), recebem menos MWh e precisam complementar no mercado; se a produção superar as expectativas, absorvem o excedente do mercado atacadista. O risco de volume fica com o comprador, então o preço geralmente é mais baixo porque o vendedor não assume risco na entrega.

Com 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 gerir essa exposição, não obrigações contratuais. O comprador paga um prêmio pela firmeza e simplicidade operacional.

Pay-as-produced ainda é a forma mais comum até hoje, e essa tendência deve continuar. Desenvolvedores e investidores querem minimizar riscos, enquanto permitem que compradores gerenciem melhor seus riscos.

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 geração de uma usina, não há remuneração pela energia perdida. Sem essas proteções, o risco de corte fica com o gerador, reduzindo e tornando instáveis as receitas.

Preços negativos: novas regras contratuais

Em contratos antigos, se os preços atacadistas ficarem negativos, a liquidação é suspensa e a receita do ativo do gerador cai a zero nessas horas. O comprador para de pagar durante os períodos negativos, então o vendedor assume o risco por perda de receita e fluxo de caixa volátil; em troca, os preços desses PPAs antigos costumavam ser mais altos.

Em 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 diluído ao ser incorporado em um preço de exercício (strike) geralmente mais baixo, o que suaviza as receitas do vendedor e dá ao comprador alguma exposição, mas com um risco mais equilibrado.

Na prática, vemos pisos zero, limites para horas negativas por mês/trimestre e cláusulas de corte mais claras nos contratos. O foco é estabilidade de fluxo de caixa, não quedas de receita.

Backtest para 2024 e 2025

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

Sem liquidação, o preço cai para €0/MWh nas horas negativas, gerando quedas visíveis na primavera e maior volatilidade de fluxo de caixa. Com piso zero, o preço de exercício quase não muda, então as receitas ficam 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 de preço negativo.

O armazenamento pode mudar o cenário dos PPAs?

Mesmo com termos contratuais mais inteligentes, é um mercado favorável ao comprador. Há muita geração solar concentrada durante o dia. Adicionar armazenamento ou geração híbrida ajuda a elevar os preços alcançáveis e melhora a financiabilidade:

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

Conclusão

O mercado de PPAs da Espanha evoluiu de "solar barato" para contratos inteligentes e equilibrados em risco. 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 entregue pelos vendedores via armazenamento e portfólios.

A próxima fase é o financiamento. Projetos que conseguem modelar a entrega (com baterias, híbridos ou portfólios diversificados) continuarão tendo acesso a crédito e melhores contrapartes. Compradores, por sua vez, garantem fornecimento mais simples e confiável. Resumindo: mais resiliência, menos volatilidade e um mercado preparado para uma era em que preços negativos são o normal, não exceção.