A penetração crescente de renováveis no sistema elétrico transformou o perfil de preços do mercado ibérico. A geração solar, concentrada nas horas centrais do dia, empurra regularmente os preços até valores próximos de zero e, por vezes, para território negativo.

O resultado é uma variabilidade diária entre períodos de excesso de produção e períodos de procura elevada. Os sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) surgem como uma oportunidade, através da arbitragem de preços de energia, da participação em serviços de sistema e da redução de curtailment, isto é, da limitação da produção no ponto de injeção quando a geração excede a capacidade disponível da rede.

Embora esta última não constitua uma receita direta, permite recuperar energia que, de outra forma, seria desperdiçada.

Importa, no entanto, referir que o mercado das baterias a nível ibérico, não sendo pioneiro na instalação desta tecnologia, deverá seguir perfis semelhantes a outros mercados europeus, onde os primeiros a implementar os sistemas de armazenamento de energia em baterias, irão capturar maior parte das oportunidades disponíveis.

O correto dimensionamento das baterias, nomeadamente no rácio entre potência e a sua capacidade, a correta escolha da sua tecnologia e a presença de um modelo de negócio viável a longo prazo são imperativos para a correta implementação de sistemas BESS a nível nacional.

Como funciona atualmente o armazenamento de energia?

O armazenamento de energia em Portugal assenta em três modelos distintos, que podem ser combinados em função do dimensionamento do sistema e do tipo de ligação à rede.

• Arbitragem de energia no mercado MIBEL: o mercado ibérico de eletricidade (MIBEL), operado pelo OMIE para os mercados diário e intradiário, é o principal mercado de formação de preços de eletricidade em Portugal e Espanha. Neste modelo, os sistemas de baterias necessitam de uma diferença entre o preço de compra e de venda de energia suficientemente elevado, algo que o MIBEL atualmente consegue proporcionar entre as horas de elevada geração solar e os picos de consumo no início e no final do dia. Este tipo de sistema requer tipicamente uma duração de descarga entre 2 e 4 horas, sendo ainda necessário que o operador esteja registado como agente de mercado qualificado no MIBEL.

• Serviços de sistema: o operador da rede de transporte gere os mercados de regulação de frequência em que os BESS podem participar, mediante habilitação prévia obrigatória para sistemas acima de 1 MW. O FCR (Frequency Containment Reserve), que exige resposta em segundos para conter desvios de frequência, é o serviço mais comum e já acessível a instalações de armazenamento. O aFRR (automatic Frequency Restoration Reserve) e o mFRR (manual Frequency Restoration Reserve) foram objeto de uma revisão profunda do quadro regulatório em setembro de 2025, que implementou os produtos normalizados europeus e formalizou a adesão à plataforma PICASSO — a plataforma de troca de energia de aFRR entre operadores europeus. Estes mercados são, portanto, muito recentes em Portugal e ainda sem historial de preços estável, o que dificulta a sua incorporação em projeções financeiras robustas. Para sistemas dimensionados com 1 a 2 horas de descarga, o FCR é hoje a componente de serviços de sistema mais concreta, enquanto o aFRR representa uma oportunidade adicional em maturação.

• Redução de curtailment: quando uma central renovável é forçada a limitar a produção porque a capacidade de injeção no ponto de ligação está esgotada, a energia desperdiçada tem custo real, quer em receita não gerada, quer em desvios perante as propostas de mercado. O BESS absorve esse excedente e injeta-o noutro momento, usando a mesma capacidade contratada de forma mais eficiente. Em centrais eólicas, a menor previsibilidade da produção acrescenta uma quarta vantagem: a redução de custos de desequilíbrio, que resultam de desvios entre a energia programada nos mercados de curto prazo e a energia efetivamente produzida.

Tendo em conta os modos de operação acima descritos, é importante reforçar que a viabilidade dos sistemas de armazenamento de energia em baterias em Portugal depende do stacking (empilhamento) de receitas. Um projeto que olhe apenas para uma das fontes anteriores corre riscos elevados, devido à canibalização de preços à medida que mais baterias entrarem em operação.

Modelos de exploração e acesso à rede

O mercado português conta com um primeiro impulso de capacidade instalada através do PRR — o concurso de 2024 resultou na aprovação de 561 MW de armazenamento colocalizado, apoiados a 20% do investimento elegível, mas com restrições operacionais: obrigação de carregar pelo menos 75% da energia a partir da renovável associada e limite de potência de carregamento da rede de 25% da capacidade do ponto de ligação.

Na prática, estes sistemas operam maioritariamente como extensão temporal da central renovável, com liberdade de arbitragem limitada.

A maioria dos projetos que entram agora em desenvolvimento fá-lo sem este apoio e com modelos de operação distintos.

• Colocalizado: Um BESS colocalizado com uma central renovável existente, em regime de hibridização e sem apoios públicos associados à origem da energia, pode beneficiar de elevada flexibilidade operacional, incluindo carregamento da rede, arbitragem e participação em serviços de sistema. A principal vantagem regulatória mantém-se: a hibridização dispensa a obtenção de novo TRC (Título de Reserva de Capacidade), aproveitando a capacidade de ligação à rede já atribuída à central. É hoje a via de entrada mais acessível no mercado português e a que apresenta o melhor equilíbrio entre liberdade operacional e simplicidade de licenciamento.

• Autónomo: um BESS ligado diretamente à rede, sem associação a qualquer central de produção, tem total liberdade de operação, carrega da rede a qualquer momento, vende no MIBEL ao preço spot, participa em todos os mercados de serviços de sistema, pode agregar serviços de flexibilidade de terceiros e ainda fornecer serviço em locais de congestionamento da rede. É o modelo com maior potencial de receitas, mas também o que enfrenta a principal barreira de acesso ao mercado português: o regime de acesso geral à rede está suspenso desde 2020, tornando inviável obter um novo Título de Reserva de Capacidade fora de leilões específicos ou da conversão de TRCs de centrais renováveis ainda não construídas. O crescimento desta categoria dependerá da reabertura do acesso geral à rede e da maturação dos mercados de serviços de sistema. São condições que começam a estar mais próximas, mas que ainda não estão completamente asseguradas.

Dimensionamento e caso de uso

A escolha da duração de descarga, tecnicamente definida pelo rácio entre a capacidade de energia instalada (MWh) e a potência nominal de injeção (MW), é a variável de design com maior impacto no modelo de negócio.

Na prática, este rácio determina a autonomia do sistema: um sistema de armazenamento de energia em bateria de 1 hora (rácio 1:1) é otimizado para aplicações de potência instantânea, enquanto sistemas de 4 horas (rácio 4:1) são dimensionados para gerir maiores volumes de energia.

Esta distinção é crítica, pois define a elegibilidade do ativo para diferentes mercados: enquanto os serviços de regulação de frequência privilegiam a rapidez de resposta (potência), a arbitragem de mercado exige densidade energética para sustentar a injeção durante os blocos horários de maior preço.

Eduardo Silva
Consultor no INEGI – Instituto de Ciência e Inovação em Engenharia Mecânica e Engenharia Industrial

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