Os mercados de energia europeus passam mais tempo abaixo de zero
Os mercados europeus de eletricidade day-ahead registraram um forte aumento na precificação negativa no primeiro trimestre de 2026, sinal de que a geração renovável está colidindo cada vez mais com a flexibilidade limitada da rede. Segundo a consultoria Ricardo, os mercados da UE-27 registraram 1.223 horas com preços de energia abaixo de zero no trimestre, ante 593 horas no mesmo período do ano anterior e muito acima da mínima recente de 119 horas no primeiro trimestre de 2022.
A alta é um dos sinais de mercado mais claros até agora de que o crescimento da energia limpa está criando novas pressões operacionais. Preços negativos podem surgir quando a oferta de eletricidade supera a demanda e o sistema não tem armazenamento, resposta da demanda, capacidade de transmissão ou ferramentas de redução suficientes para absorver o excedente com eficiência.
Espanha, Portugal e Grécia puxaram grande parte do aumento
O número agregado da UE mascara padrões nacionais muito diferentes. A Espanha sozinha respondeu por 347 horas de preço negativo no primeiro trimestre, tornando-se a maior contribuinte individual nos dados da Ricardo. Portugal e Grécia também foram apontados como grandes impulsionadores do aumento.
Ao mesmo tempo, os mercados nórdicos seguiram na direção oposta. Finlândia e Suécia, que haviam visto grandes picos de preços negativos anteriormente, voltaram a zero horas de preço negativo no período coberto pelo relatório. Esse contraste sugere que a tendência europeia mais ampla não é uniforme. Em vez disso, a pressão está crescendo de forma mais visível nos mercados em que a produção renovável, as condições da rede e a dinâmica de negociação se combinam de maneiras que geram episódios mais frequentes de excesso de oferta.
A Alemanha oferece um olhar mais próximo sobre os mecanismos
Os números de abril da Alemanha fornecem um exemplo mais detalhado de como o desequilíbrio se forma. A Ricardo informou que a Alemanha registrou 123 horas de preço negativo em 720 horas em abril de 2026. Naqueles mesmos dias, a diferença entre as previsões de geração day-ahead e a produção efetivamente entregue foi a maior.
Esse padrão aponta para um problema prático para operadores do sistema e traders: as previsões podem mostrar um nível de oferta, enquanto a produção real chega em outro ponto, deixando o mercado para liquidar o excedente de eletricidade a preços cada vez mais distorcidos. A Ricardo disse que os períodos de preços negativos na Alemanha coincidiram com grandes erros de previsão das renováveis e provável corte de geração em condições de excesso de oferta.
A implicação é que o problema não é apenas haver energia renovável demais em abstrato. Trata-se também do momento em que essa geração ocorre, da precisão das previsões e da rapidez com que o mercado e a rede ao redor conseguem reagir quando oferta e demanda saem de sincronia.
Um desafio estrutural cada vez mais difícil de ignorar
O total acumulado do primeiro trimestre de 2019 a 2026 mostra o quanto esse padrão se intensificou rapidamente. O que antes era um fenômeno mais limitado está se tornando uma característica recorrente do comércio de eletricidade europeu. À medida que mais capacidade solar e eólica entra em operação, períodos de preços muito baixos ou negativos tendem a se tornar mais comuns, a menos que o restante do sistema evolua no mesmo ritmo.
Isso não diminui o papel das renováveis na transição energética europeia. Mas ressalta um desafio central dos sistemas com alta participação renovável: o crescimento da geração, sozinho, não garante um resultado de mercado eficiente. A flexibilidade precisa crescer junto com a oferta.
Por que esse sinal de mercado importa
Os preços negativos podem ser lidos de duas formas. De um lado, mostram que a eletricidade renovável de baixo custo marginal é abundante em certas horas a ponto de empurrar os preços no atacado para abaixo de zero. De outro, revelam que o sistema ainda carece de meios suficientes para deslocar, armazenar, transferir ou reduzir essa energia quando ela chega em ondas concentradas.
Para formuladores de políticas, concessionárias e desenvolvedores, a mensagem do trimestre é menos sobre uma anomalia pontual e mais sobre a mudança de forma do mercado europeu de energia. A infraestrutura capaz de absorver volatilidade está se tornando mais valiosa. O desenho de mercado, as ferramentas de balanceamento e melhores previsões estão saindo de papéis de apoio para se tornarem centrais.
As 1.223 horas de preço negativo no primeiro trimestre são, portanto, mais do que uma curiosidade de preço. São evidência de que a expansão da energia limpa na Europa está entrando em uma fase mais complexa, em que o sucesso depende não apenas de adicionar capacidade renovável, mas de construir um sistema elétrico capaz de acompanhar esse ritmo.
Este artigo é baseado na cobertura da PV Magazine. Leia o artigo original.
Originally published on pv-magazine.com
