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 acordos ficaram menores, os contratos mais complexos e a co-localização com armazenamento passou a ser central.

Principais pontos

• O modelo pay-as-produced ainda domina para solar. Mas há um movimento claro em direção a 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 contam para a liquidação.
• Os PPAs solares espanhóis ficavam em torno de €30-35/MWh, mas as condições de mercado estão pressionando as cotações para baixo, até mesmo abaixo de €30/MWh.

Veremos uma mudança no modelo "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 exceder o esperado, 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 o risco de entrega.

Com o perfil fixo, o vendedor se compromete com um perfil horário pré-definido para a liquidação financeira. Qualquer déficit ou excedente é liquidado automaticamente; armazenamento, hedge de portfólio ou operações são ferramentas para gerenciar essa exposição, não requisitos do contrato. O comprador paga um prêmio pela firmeza e simplicidade operacional.

O modelo pay-as-produced ainda é o mais comum até hoje, e essa tendência deve continuar. Desenvolvedores e investidores buscam reduzir riscos ao máximo, enquanto permitem que os compradores gerenciem melhor seus próprios riscos.

Restrições locais limitam receitas

Em um PPA padrão pay-as-produced, o comprador paga apenas 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) limitar a produção de uma usina, não há remuneração pela energia perdida. Sem essas condições, o risco de corte fica com o gerador, reduzindo e tornando as receitas instáveis.

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 períodos negativos, então o vendedor assume o risco por meio da perda de receita e fluxo de caixa volátil; em troca, os preços de exercício 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 na receita. O impacto econômico dessas horas negativas é mitigado ao incorporá-las em um preço de exercício (geralmente mais baixo), o que suaviza as receitas do vendedor e dá ao comprador certa exposição em relação à não liquidação, com um risco mais equilibrado.

O que vemos na prática inclui pisos zero, limites de horas negativas por mês/trimestre e cláusulas mais claras sobre cortes e contratos. O foco é a estabilidade do fluxo de caixa, não quedas bruscas de receita.

Backtest para 2024 e 2025

Os PPAs solares espanhóis ficavam 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, resultando em quedas visíveis na primavera e maior volatilidade de fluxo de caixa. Com piso zero, o preço de exercício mal se altera, então as receitas permanecem próximas de uma linha estável 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 do comprador. Há muita produção solar concentrada durante o dia. Adicionar armazenamento ou geração híbrida ajuda a aumentar preços viáveis e melhora a financiabilidade:

• O armazenamento agrega perfil e valor. Baterias permitem que vendedores firmem o perfil de entrega, limitem 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 à queda de receitas no mercado atacadista.

Conclusão

O mercado de PPAs na Espanha evoluiu do "solar barato" para contratos inteligentes e com equilíbrio de riscos. Os preços estão mais baixos, mas as estruturas são mais adequadas: pisos zero ao invés de cláusulas de não liquidação, termos mais precisos de corte e mais perfil entregue pelos vendedores via armazenamento e portfólios.

A próxima fase é sobre financiamento. Projetos que conseguem dar forma à entrega (com baterias, híbridos ou portfólios diversificados) continuarão tendo acesso a crédito e melhores contrapartes. Compradores, por sua vez, têm fornecimento mais simples e confiável. Em resumo: mais resiliência, menos volatilidade e um mercado desenhado para uma era em que preços negativos são normais, não novidade.