O armazenamento em bateria está a crescer rapidamente em torno do energy shifting. As mudanças nas regras espanholas de controlo de tensão mostram por que a próxima medida do valor do armazenamento poderá depender menos dos MW instalados e mais da flexibilidade que uma rede consegue realmente utilizar.
Quando Espanha e Portugal perderam eletricidade às 12:33 CEST em 28 de abril de 2025, a dimensão da frota espanhola de baterias entrou rapidamente na discussão.
O contraste era marcante. Em 31 de janeiro de 2025, Espanha tinha 32,043 MW de solar fotovoltaico instalado, tornando-o a maior tecnologia de geração do país em capacidade, segundo a Red Eléctrica. O armazenamento em bateria permanecia numa fase muito mais inicial: a Fundación Renovables, citando dados da Red Eléctrica, reportou posteriormente 28 MW de potência instalada de armazenamento em bateria em abril de 2025. Red Eléctrica: Spain’s installed solar PV capacity
Esses números incentivaram uma explicação simples: Espanha tinha construído geração renovável mais rapidamente do que a flexibilidade necessária para a apoiar.
A investigação final ao apagão aponta noutra direção.
O Painel de Peritos da ENTSO-E encontrou vários fatores interativos, incluindo oscilações, insuficiências no controlo de tensão e de potência reativa, diferenças nas práticas de regulação de tensão, reduções rápidas de produção e desconexões de geradores. Os aumentos de tensão resultantes contribuíram para perdas de geração em cascata. O painel não identificou capacidade insuficiente de armazenamento em bateria como causa do apagão. ENTSO-E final report on the Iberian blackout
Essa distinção é importante para a indústria do armazenamento. Adicionar capacidade de bateria pode melhorar um sistema elétrico sem fornecer automaticamente todas as formas de flexibilidade de que o sistema possa precisar. A capacidade técnica tem de estar disponível no momento e local certos, visível para o operador do sistema e apoiada por regras que permitam a sua ativação.
Espanha começa a mostrar o que acontece quando esse problema de engenharia se torna um problema de desenho de mercado.
O armazenamento em bateria está a crescer em torno do energy shifting
A expansão global das baterias já não é marginal. A Agência Internacional de Energia estima que foram acrescentados 108 GW de capacidade de armazenamento em bateria em todo o mundo em 2025, cerca de 40% mais do que em 2024. A capacidade instalada de baterias é agora onze vezes superior ao nível de 2021. IEA Global Energy Review 2026: Battery storage
Mais reveladora é a mudança no objetivo principal dos novos projetos.
Em 2015, cerca de 40% da nova capacidade de bateria foi classificada pela IEA como energy shifting, enquanto cerca de 45% visava principalmente serviços auxiliares como regulação de frequência e reservas operacionais. Em 2025, o energy shifting representou mais de 90% das adições anuais, enquanto os projetos que visavam principalmente serviços auxiliares representaram cerca de 7%.
Isto não significa que os serviços auxiliares estejam a desaparecer. A sua implantação absoluta continuou a crescer, e mais projetos combinam agora vários serviços e fluxos de receita. Mas o centro de gravidade comercial deslocou-se claramente para armazenar eletricidade quando é abundante e libertá-la quando é mais valiosa. A duração média dos novos projetos à escala da rede comissionados aumentou de cerca de duas horas em 2023 para três horas em 2025. IEA: Battery storage is scaling up and taking on a larger system role
A economia é compreensível. Mais solar cria períodos maiores de geração de baixo valor ou excedentária e maior procura por armazenamento capaz de deslocar energia para horas de maior valor. Isso dá aos promotores um caso de receita escalável e dá às redes uma forma de reduzir a limitação de produção e cobrir picos.
Mas a receita do projeto e a necessidade do sistema nem sempre são a mesma coisa.
Um promotor normalmente opera uma bateria em torno das oportunidades disponíveis no seu mercado. Um operador do sistema preocupa-se com a capacidade que é escassa num ponto específico da rede. O energy shifting pode ser o serviço mais valioso num dia ou num mercado; o suporte de tensão, a resposta de frequência, o alívio de congestionamento ou outra forma de flexibilidade podem ser mais importantes noutro lugar.
O apagão em Espanha torna essa distinção invulgarmente visível porque os problemas identificados na investigação não eram principalmente sobre deslocar energia do meio-dia para o fim da tarde. O comportamento da tensão, a potência reativa, a resposta dos geradores e a coordenação operacional foram centrais para o evento.
A questão relevante, portanto, não é se a indústria está a construir demasiadas baterias para energy shifting. É se as regras de mercado também tornam outras capacidades úteis suficientemente valiosas para serem mantidas disponíveis.
Espanha começa a colocar um preço na flexibilidade
Espanha já estava a reformar o seu enquadramento de controlo de tensão antes do apagão.
A proposta da Red Eléctrica para reformular o procedimento de operação PO7.4 esteve em consulta pública entre 17 de novembro de 2023 e 17 de fevereiro de 2024 e foi formalmente submetida à CNMC em março de 2024. Seguiu-se uma nova consulta da CNMC mais tarde nesse ano. A reforma de junho de 2025 não pode, portanto, ser corretamente tratada como uma política criada em resposta ao apagão de abril. Official BOE resolution on PO7.4
O que o PO7.4 procurou alterar é mais interessante do que o seu calendário.
O procedimento foi desenhado para fazer melhor uso operacional da capacidade de potência reativa disponível na geração, na procura e no armazenamento. Introduziu um modo mais exigente em que os recursos participantes seguem setpoints em tempo real de tensão ou potência reativa. A participação voluntária pode ser remunerada, e o enquadramento permite contratar capacidade adicional de potência reativa quando o operador do sistema identifica uma necessidade.
Um inversor pode já possuir capacidade de potência reativa. Isso não transforma essa capacidade num serviço de rede. O operador ainda precisa de saber que está disponível, solicitá-la, verificar a resposta e dar ao proprietário do ativo uma razão comercial para a fornecer.
O apagão aumentou a urgência em torno desse trabalho.
Em outubro de 2025, a CNMC introduziu medidas temporárias destinadas a melhorar a estabilização da tensão. Nessa altura, 161 instalações, incluindo centrais de ciclo combinado, eólicas, solar PV, biomassa, hidroelétricas e híbridas, tinham solicitado testes de qualificação para controlo dinâmico de tensão ao abrigo do novo enquadramento PO7.4. Official October 2025 voltage-stabilisation measures
As regras foram novamente ajustadas em junho de 2026.
Os PO7.4 e PO14.4 revistos reduziram barreiras à participação ao introduzir um modo de setpoint fixo para instalações elegíveis de geração e armazenamento de pelo menos 1 MW, incluindo recursos ligados a redes de distribuição. Mais importante, a CNMC aumentou a remuneração do controlo dinâmico voluntário de tensão, introduziu pagamento para períodos em que os recursos fornecem potência reativa sem produzir energia ativa, e acrescentou compensação ligada à capacidade instalada para ajudar a cobrir custos de adaptação tecnológica. CNMC: 2026 voltage-control procedure changes
Esses detalhes revelam para onde a economia se está a mover.
Fornecer flexibilidade pode impor custos mesmo quando pouca ou nenhuma energia é entregue. Uma bateria pode precisar de preservar margem no inversor, manter uma determinada faixa operacional, instalar controlos adicionais ou abdicar de outra oportunidade de receita. Se o mercado quer essa disponibilidade, o proprietário precisa de uma razão para a reservar.
Espanha começa a precificar explicitamente alguns desses compromissos.
A Red Eléctrica informou em junho de 2026 que 21 GW de capacidade instalada já prestavam o novo serviço de controlo de tensão PO7.4, incluindo 8 GW de renováveis, cogeração e valorização energética de resíduos. Não é um número de armazenamento em bateria. A sua importância é mais ampla: um conjunto de capacidade elétrica existente está a ser convertido num serviço operacional através de qualificação, controlo e regras de mercado. Red Eléctrica: 21 GW participating in voltage control
Para os promotores de armazenamento, a implicação é menos sobre um produto espanhol específico de controlo de tensão e mais sobre a relação entre desenho do ativo e receita futura. Se os mercados pagarem cada vez mais por disponibilidade específica de localização ou capacidade de inversor, decisões que antes pareciam detalhes de engenharia podem começar a afetar a economia do projeto.
Porque o LCOS fica aquém do valor para o sistema
O levelized cost of storage continua útil. Responde a uma pergunta legítima de investimento: sob pressupostos definidos, quanto custa construir e operar um sistema de armazenamento e entregar energia ao longo da sua vida útil?
A investigação sobre LCOS também deixa claro que o resultado depende fortemente de pressupostos sobre custo de capital, custo de carregamento, degradação, eficiência, ciclos e despacho. Usado de forma consistente, ajuda a comparar tecnologias e configurações de armazenamento.
Mas custo e valor não são intercambiáveis.
Uma bateria com LCOS baixo não é automaticamente o recurso mais valioso para um problema específico da rede. A localização pode importar. A potência e a duração podem importar. Também importa se um projeto comprometeu parte da sua capacidade com outro serviço ou se o operador do sistema consegue despachá-lo. Trabalhos académicos sobre LCOS há muito observam que uma dispatchability limitada pode distorcer conclusões retiradas apenas de métricas de custo.
As reformas espanholas tornam essa limitação concreta.
O LCOS não consegue dizer a um operador de rede quanto deve pagar a um proprietário de bateria para reservar capacidade de inversor em vez de maximizar receita no mercado de energia. Não determina o valor de manter disponibilidade numa parte congestionada da rede. Nem decide se adaptar controlos para cumprir um novo requisito técnico gerará receita adicional suficiente para justificar o investimento.
Estas são questões de desenho de mercado e custo de oportunidade.
Também introduzem uma restrição útil na narrativa do armazenamento: nem todos os problemas de flexibilidade pertencem às baterias. O enquadramento espanhol de controlo de tensão cobre geração, procura e armazenamento porque vários tipos de recursos podem prestar o serviço. Noutro sistema, reforço de rede, controlos de geração, equipamento síncrono ou resposta da procura podem revelar-se mais eficientes.
O valor para o sistema pertence à capacidade fornecida, não automaticamente a uma tecnologia específica.
É por isso que a mudança é comercialmente importante. Os custos de hardware das baterias podem continuar a cair enquanto o valor de dois projetos semelhantes diverge porque um está na localização certa, qualifica-se para um serviço escasso ou consegue empilhar fluxos de receita que o outro não consegue.
O LCOS continua a fazer parte do caso de investimento. Já não é suficiente para descrever toda a proposta de valor.
O que observar a seguir
A frota espanhola de baterias está a crescer rapidamente. A Fundación Renovables reportou, usando dados da Red Eléctrica, que a potência instalada de armazenamento em bateria aumentou de 28 MW em abril de 2025 para 193 MW um ano depois, um aumento de 589% a partir de uma base muito pequena. Fundación Renovables: Spain battery capacity growth
Esse número principal importa, mas o próximo conjunto de números poderá dizer-nos mais.
Quantos projetos de armazenamento se qualificam para serviços além do energy shifting? Quanto recebem para permanecer disponíveis? Novos fluxos de receita alteram o dimensionamento dos inversores, as estratégias de estado de carga ou a localização dos projetos? E, à medida que o operador do sistema publica mais informação sobre necessidades zonais de flexibilidade, isso começa a afetar onde o armazenamento é efetivamente construído?
Estas são perguntas mensuráveis.
Também oferecem uma forma melhor de interpretar o mercado de armazenamento do que assumir que cada megawatt adicional carrega o mesmo valor para o sistema.
A implantação de baterias está a acelerar, e o energy shifting multi-hora tornou-se a sua aplicação dominante. Ao mesmo tempo, sistemas elétricos com quotas crescentes de recursos baseados em conversores estão a dar mais atenção à flexibilidade e aos requisitos de robustez do sistema. A IEA identifica o armazenamento juntamente com inversores formadores de rede, condensadores síncronos, resposta da procura, geração flexível e redes mais fortes como partes desse conjunto mais amplo de ferramentas. IEA Electricity 2026: Flexibility
Espanha não prova que o mercado global de baterias já tenha passado de comprar capacidade para comprar “flexibilidade utilizável”. Oferece um sinal inicial mais útil: a capacidade técnica torna-se mais valiosa quando pode ser qualificada, despachada e paga como um serviço definido do sistema.
Um megawatt num registo de capacidade instalada diz-nos que existe um ativo.
A pergunta mais difícil, e cada vez mais comercial, é o que a rede pode realmente pedir a esse megawatt que faça.
