Armazenamento em Portugal: é necessário e sem limites

Portugal, em 2025, atingiu um valor muito significativo de incorporação de renováveis na produção elétrica, com cerca 75% de penetração. Um número que orgulha. Porém, este sucesso esconde uma fragilidade importante para a estabilidade de um sistema com um mix energético variado: a insuficiente capacidade de armazenamento. Enquanto até agora a União Europeia como um todo instalou cerca de 27 GWh de nova capacidade de baterias, um aumento de 45% face ao ano anterior, Portugal praticamente não figura no mapa europeu do setor.

O problema não é tecnológico nem de falta de interesse. O entrave principal é a acumulação de incertezas regulatórias: acesso à rede, condições de carregamento, enquadramento instável e ausência de remuneração previsível.

Após o apagão ibérico de abril de 2025, o Governo anunciou um pacote de medidas com vista a reforçar a segurança e resiliência do Sistema Elétrico Nacional, incluindo um leilão de até 750 MVA de armazenamento, expectavelmente a lançar no início do ano de 2026. Atualmente, apenas sabemos que este concurso prevê mecanismos de compensação aos municípios que acolham estes projetos. De acordo com recentes informações avançadas pela Ministra do Ambiente e Energia, a 29 de junho de 2026 serão revelados mais detalhes sobre o concurso, nomeadamente o seu modelo, cronograma e pontos de ligação à rede.

Dado que se trata de um leilão de acesso à rede, é importante que este seja o mais amplo possível e que procure bonificar os projetos que melhor sirvam o sistema. As perguntas que o mercado precisará de ver respondidas são, precisamente, as seguintes:

– As condições de ligação serão simétricas, tanto para injeção como para consumo? Uma bateria que pode injetar, mas não carregar livremente da rede, não é um ativo de armazenamento completo — é um ativo com o potencial parcialmente amputado.

– Poderão participar projetos híbridos atuais, ou serão novos Títulos de Reserva de Capacidade (TRCs) e consequentemente novos projetos?

– Haverá primazia para projetos com quatro ou mais horas de armazenamento, premiando assim projetos com média-longa capacidade?

– Existirão bonificações para tecnologias grid-forming ou para sistemas com capacidade de blackstart?

– Como será construído o modelo de remuneração para conferir estabilidade de receita a longo prazo, condição essencial para a bancabilidade destes projetos? Através de um Contrato por Diferenças (CfD), de um pagamento fixo por capacidade ou de uma combinação de ambos com partilha de receitas?

Este leilão pode representar uma oportunidade de rutura para o setor do armazenamento em Portugal, sobretudo à luz da evolução recente do enquadramento regulatório. Com efeito, o recentemente publicado Decreto-Lei n.º 100/2026, de 22 de maio, acrescentou mais uma possibilidade: TRCs obtidos através da modalidade de acordo com o operador de rede passam a poder ser parcialmente reconvertidos para armazenamento, com redução de até 20% da capacidade de produção original. Mas com uma condição: o carregamento do sistema a partir da rede não pode exceder 25% do valor da potência reduzida, independentemente da sua localização ou da capacidade disponível na rede elétrica para acomodar uma potência de carregamento superior.

A leitura mais plausível deste mecanismo não é a de um instrumento de promoção do armazenamento. É a de uma ferramenta de gestão de TRCs em dificuldade — projetos que dificilmente seriam executados conforme originalmente concebidos, mas cuja capacidade de rede é demasiado valiosa para ser perdida. O seu objetivo não é, portanto, promover a regulação de promoção de uma tecnologia essencial, neste momento, para todos os projetos renováveis, mas antes encontrar uma solução para capacidade de rede já atribuída.

Nos últimos meses assistiu-se a uma crescente valorização política do armazenamento, através de mecanismos de apoio ao investimento e de programas orientados para a flexibilidade da rede. No entanto, estas iniciativas foram desenhadas para responder a objetivos específicos de integração renovável, não para desenvolver um mercado de armazenamento competitivo e tecnologicamente neutro. O requisito de que 75% da energia absorvida provenha da instalação renovável associada é um exemplo disso: pode ser adequado para promover a integração da produção renovável, mas limita a arbitragem de energia e exclui, na prática, modelos de armazenamento stand-alone que desempenham igualmente funções relevantes para o sistema elétrico.

A rentabilidade do armazenamento assenta sobretudo na capacidade de combinar múltiplas fontes de receita assegurando que a bateria se mantenha o mais ativa possível. Em Portugal, esta revenue stack continua estreita. O FCR (Frequency Containment Reserve) é encarado mais como obrigação técnica do que como fonte relevante de remuneração. A separação clara das ofertas de aFRR (automatic Frequency Restoration Reserve) — distinguindo subida e descida — só deverá ocorrer com a integração na plataforma PICASSO[1], prevista para o segundo semestre de 2026. Quanto ao mFRR (manual Frequency Restoration Reserve), a ativação de energia já é feita em blocos de 15 minutos na plataforma MARI[2], mas a contratação de capacidade mantém-se através de leilões nacionais com maturidades mensais ou superiores, pelo menos até 2027. Em ambos mercados, é previsível canibalização de receitas na componente de capacidade à medida que mais ativos competem por estas receitas adicionais.

A integração europeia através das plataformas PICASSO (aFRR) e MARI (mFRR) trará mais liquidez, eficiência e oportunidades de otimização transfronteiriça. No entanto, ao expor o mercado português à concorrência de ativos flexíveis de outros países, tende também a pressionar em baixa as receitas unitárias, sobretudo na componente de energia ativada. Este fenómeno já é visível em mercados mais maduros.

Em contraponto, no passado dia 16 de junho, o Ministério do Ambiente e Energia anunciou a criação um mecanismo de capacidade que irá remunerar a disponibilidade de energia, estando aberto a todas soluções tecnológicas, incluindo o armazenamento. Como referência, Espanha obteve, em maio, a aprovação  da Comissão Europeia para um mecanismo semelhante com a dotação de cerca de9 mil milhões de euros e uma duração de 10 anos.  Esta medida,não só reforça a resiliência do sistema elétrico, como também aumenta a revenue stack dos ativos de armazenamento, promovendo a sua integração e viabilidade económica.

Países como o Reino Unido, Alemanha e Itália (este último com 10 GWh alocados no leilão nacional no final do ano passado e com a previsão de lançamento de um novo leilão de mais 16 GWh a concurso até ao final do ano) criaram modelos com previsibilidade regulatória e mecanismos de previsibilidade de receita suficiente para atrair investimento em grande escala. Portugal, pelo contrário, manteve, até ao dia de hoje, um enquadramento focado na otimização de capacidade já atribuída.

Portugal tem provado ser excelente a produzir energia renovável barata. Falta, agora, ser igualmente competente na gestão da sua flexibilidade, de forma a termos uma fatia expressiva de armazenamento não limitado. O próximo leilão de capacidade pode ser fundamental para virar o panorama destes ativos no mix energético português.

[1] Platform for the International Coordination of Automated Frequency Restoration and Stable System Operation. Plataforma europeia, desenvolvida pelos operadores de redes de transporte no âmbito da ENTSO-E, destinada à troca e ativação coordenada de energia de regulação secundária (aFRR) entre países, promovendo uma gestão mais eficiente dos serviços de balanço do sistema elétrico europeu.

[2] Manually Activated Reserves Initiative. Plataforma europeia para a troca transfronteiriça e ativação otimizada de reservas de restabelecimento de frequência com ativação manual (mFRR), permitindo aos operadores de rede equilibrar o sistema elétrico de forma mais eficiente e económica.

Nota: Rui Mendes escreve no âmbito de uma parceria mensal entre o Future Energy Leaders Portugal e o Jornal PT Green dedicada à análise de temas de energia.