Gargalos na rede espanhola elevam corte solar ao recorde de 1,2 TWh

Expansão solar esbarra nos limites da rede

O setor fotovoltaico espanhol enfrenta um descompasso crescente entre a capacidade de geração e a possibilidade de o sistema elétrico absorver essa energia. Segundo o La Vanguardia, a eletricidade descartada alcançou o recorde de 1,2 terawatt-hora em junho de 2026, quase seis vezes o volume de um ano antes e nove vezes o de 2024. O aumento ameaça a rentabilidade de projetos financiados com previsões de preços mais altos e receitas mais estáveis.

A energia fotovoltaica respondeu por um recorde de 29,5% de toda a geração elétrica espanhola em junho de 2026. O país adicionou 20 GW de capacidade fotovoltaica desde 2024, uma expansão que o La Vanguardia compara, em escala, à abertura de 20 usinas nucleares. O avanço reduziu emissões e ajudou a baixar os custos para os consumidores, mas também agravou o congestionamento nas horas de maior produção solar.

O acesso à rede tornou-se uma das principais limitações. De acordo com a associação setorial Aelec, 88% dos pontos de conexão têm menos de 1 MW de capacidade disponível. Mesmo onde a conexão é possível, a procura diurna insuficiente e a baixa capacidade das baterias impedem o consumo ou o armazenamento de toda a eletricidade.

Preços zero e receitas solares menores

Dados da Aurora Research citados pelo La Vanguardia mostram que 892 GWh não puderam ser integrados ao sistema em 2025 exclusivamente por restrições da rede. A Aurora estima que 2,5% de toda a geração espanhola será descartada em 2026. O excesso de oferta fotovoltaica também obriga os produtores a ofertar eletricidade a preços zero ou negativos quando continuar operando é preferível a desligar as usinas.

O mercado atacadista espanhol registrou 759 horas com preços zero ou negativos em 2025, ante 696 horas em todo o ano de 2024, segundo a União Espanhola Fotovoltaica. O preço médio recebido pelas usinas solares caiu 19,7%, de €42,28 por MWh para €33,95 por MWh. A queda reduz diretamente a capacidade de pagamento da dívida dos projetos financiados com premissas de preços mais altos.

Os custos de gestão do sistema também estão subindo. As medidas operacionais reforçadas pela gestora REE para reduzir o risco de apagões elevaram em 49% o custo das restrições técnicas e dos serviços de ajuste, para €3,77 bilhões. Enrique Calabuig, sócio da Abencys, disse ao La Vanguardia que os projetos podem precisar rever cronogramas de construção, renegociar amortizações, receber capital adicional ou reorganizar a operação quando as premissas originais de preços, contratos PPA e financiamento deixarem de se cumprir.

Investidores ampliam a seletividade

O impacto varia conforme a localização e a estrutura contratual. Extremadura e Zaragoza estão entre as áreas mais afetadas, embora usinas próximas de uma conexão disponível possam continuar lucrativas. A exposição também depende da existência de contrato a preço fixo, das autorizações necessárias e de um caminho claro até a operação comercial.

Essas diferenças estão alterando o mercado de transações. O relatório Spanish Energy Deal Pulse Q1 2026, da Alvarez & Marsal, informou que a participação da energia solar nos negócios espanhóis de energia caiu de 70% em 2024 para 52% em 2025. Os investidores preferem ativos operacionais ou próximos de entrar em operação, com acesso confirmado à rede, armazenamento, PPA ou outras proteções contra a volatilidade das receitas. O mercado fotovoltaico espanhol continua atraente, mas a posição na rede e a previsibilidade das receitas tornam-se decisivas para o financiamento e a avaliação.