Preços negativos no mercado ibérico: a injeção na rede fica sem remuneração?
Quando o preço grossista fica negativo no MIBEL, a energia injetada na rede nessas horas normalmente não gera receita — em muitos esquemas pode até implicar custo. A seguir explicamos porquê e o que fazer para não perder valor.
No mercado diário do MIBEL o preço é fixado hora a hora (ou por período mais curto) pelo cruzamento de oferta e procura. Quando há excesso de solar e eólica, o preço pode descer abaixo de zero. Para quem vende a preço de mercado (spot), injetar durante essas horas significa vender a um preço negativo: em vez de receber, o produtor pode ter de pagar pela energia colocada na rede. Ou seja, a injeção nessas horas não é 'remunerada' no sentido habitual — o valor económico é nulo ou negativo. O efeito exato depende do contrato (venda direta em mercado, agregador, ou esquema de apoio) e da regulação aplicável em cada momento.
Portugal e Espanha formam uma única zona de preço acoplada — o MIBEL. Os preços do dia seguinte são formados no leilão gerido pela OMIE, que acopla com o mercado europeu. Quando a produção renovável (sobretudo fotovoltaica ao meio-dia e eólica) supera a procura e não há flexibilidade suficiente para absorver o excedente, os agentes preferem produzir a preço negativo a desligar. Resultado: períodos com preço abaixo de zero. Como a zona é comum, o preço que o produtor português enfrenta segue a curva ibérica do dia seguinte, não um preço nacional isolado.
Se vende diretamente ao preço de mercado (spot), sente o preço negativo em cheio. Se está num contrato com preço fixo ou num PPA, o impacto imediato depende das cláusulas — mas o sinal económico de fundo continua a ser 'não injetar quando o preço é negativo'. Em esquemas de apoio à renovável, é cada vez mais comum que o pagamento seja suspenso durante horas de preço negativo (a energia deixa de ser remunerada nesses períodos). Verifique sempre o seu contrato de compra e venda e o regime aplicável junto do seu comercializador/agregador antes de assumir que qualquer kWh injetado é pago.
Há duas respostas práticas. Primeira: reduzir ou parar a injeção nas horas de preço negativo (curtailment voluntário), evitando vender abaixo de zero. Segunda, e mais valiosa: deslocar a energia no tempo com uma bateria. Em vez de exportar quando o preço é negativo, carrega-se o armazenamento nessas horas e injeta-se mais tarde, quando o preço volta a subir. Assim converte um período de perda num período de ganho.
Quando o preço é negativo, quem carrega uma bateria pode, na prática, ser pago para consumir energia — o oposto de quem injeta e perde. A estratégia de arbitragem no mercado ibérico consiste em carregar nas horas mais baratas ou negativas e descarregar (injetar) nas horas de preço alto, seguindo a curva do dia seguinte do MIBEL. Com a subida da penetração solar e eólica, o número de horas com preço negativo tende a aumentar ao longo do ano, o que reforça o valor de ter flexibilidade para responder ao sinal de preço.
Os preços do dia seguinte são publicados após o leilão diário da OMIE, pelo que se conhece as horas negativas com antecedência (para o dia seguinte). Isso permite planear: programar o não-injetar ou o carregamento da bateria exatamente nas horas de preço zero ou negativo, e reservar a descarga para os picos de preço. Um sistema de otimização compara a curva prevista com o estado do armazenamento e decide automaticamente carregar, injetar ou parar em cada período.