O LCOS continua a ser uma métrica de custo útil, mas não capta o valor sistémico completo do armazenamento em mercados de electricidade cada vez mais complexos.
Em April 28, 2025, um apagão atravessou Espanha, Portugal e partes do sul de França, cortando a energia a cerca de 55 milhões de pessoas durante até 23 horas em algumas áreas. Nos meses imediatamente anteriores ao colapso, Espanha tinha cerca de 32,043 megawatts de capacidade solar instalada. E nos minutos antes de a rede falhar, o solar fornecia pouco mais de metade da electricidade do país, com os dados de geração da própria Red Eléctrica a colocarem-no acima de 53 percent. Essa quota reflecte o avanço da transição energética espanhola, não uma causa em si mesma. Muitas redes operam quotas elevadas de solar sem incidentes. A frota de armazenamento em baterias à escala da rede, por contraste, estava em 28 megawatts.
Feita a divisão, o rácio resulta em cerca de 1,144 para 1. Espanha tinha, na prática, construído mais de mil vezes mais capacidade para gerar energia do que capacidade para a amortecer. A comparação não é uma medida técnica precisa de quanto armazenamento Espanha precisava. A capacidade de geração solar e a capacidade de potência das baterias medem coisas diferentes, e nenhuma delas capta sozinha a duração do armazenamento. Mas, como medida de quão desequilibrada se tornou a expansão entre gerar energia e conseguir fazer algo com ela no momento, o rácio é difícil de contestar.
Uma pergunta para a qual o LCOS nunca foi desenhado
Esse rácio é, em si mesmo, o enigma no centro desta história, e vale a pena ficar com ele por um momento antes de procurar uma explicação. Levelized cost of storage, LCOS, a métrica que a maioria dos promotores e investidores usa há uma década para comparar projectos de baterias, foi construída para responder a uma pergunta específica: quanto custa armazenar e entregar um megawatt-hora de electricidade? Tem cumprido bem essa função. Lazard's LCOS analysis, agora na sua décima versão e ainda o benchmark mais citado da indústria, é explícita ao dizer que a economia do armazenamento varia por aplicação, dividindo as estimativas em vários casos de uso distintos em vez de um único número. Mesmo o relatório que popularizou a métrica não afirma que uma só figura capte tudo.
Aquilo para que o LCOS nunca foi construído é uma pergunta diferente e mais difícil: quanto custa a um sistema quando o armazenamento não está lá de todo? Nenhum modelo financeiro de um projecto individual carrega esse custo, porque ele não vive ao nível do projecto. Vive ao nível do sistema como um todo, e o rácio de Espanha é o aspecto dessa lacuna quando finalmente é trazida para a superfície. O LCOS é uma métrica de custo. Nunca foi construído para ser uma métrica de resiliência.
O custo em si não foi o obstáculo. Os preços dos packs de baterias para armazenamento estacionário caíram para $70 por kilowatt-hora em 2025, menos 45 percent do que no ano anterior, segundo o inquérito anual da BloombergNEF. Foi a queda mais acentuada de qualquer segmento de baterias acompanhado pela empresa, depois do que já tinha sido a maior descida anual dos preços dos packs de iões de lítio no geral desde 2017. O armazenamento tornou-se rapidamente muito mais acessível em termos de custo. A questão que isto levanta não é por que razão não se construiu mais com base no custo. É por que razão um sistema que se tinha tornado tão bom a construir solar não aplicou a mesma urgência à construção daquilo que o amortece.
Onde o valor realmente está: timing, localização e serviços de rede
Parte da resposta é que o valor do armazenamento nunca seria captado por uma única figura de custo, porque depende de três coisas que um cálculo de custo nivelado não pergunta: quando a energia é entregue, onde está na rede e que mais o sistema consegue fazer além de armazenar e libertar electricidade.
Timing é o mais familiar dos três, embora valha a pena ser preciso sobre o que explica e não explica aqui. A “duck curve” da Califórnia descreve um problema de fim do dia: o solar inunda a rede ao meio-dia e cai no início da noite, exactamente quando a procura sobe, obrigando outros recursos a aumentar produção rapidamente. O apagão de Espanha aconteceu ao meio-dia, não na rampa nocturna. Ocorreu às 12:33 p.m., durante um período de produção solar muito elevada. A lição relevante sobre timing não é a duck curve em si. É o ponto mais amplo que ambos os casos ilustram: os momentos em que uma rede está mais exposta mudam à medida que o seu mix de geração muda, e um sistema tem de conseguir responder adequadamente seja qual for o momento em que isso se revele, não apenas nos momentos que os planeadores anteciparam.
Location importa tanto quanto isso, e muitas vezes recebe menos atenção. Dentro da própria Espanha, a implantação do armazenamento não é uniforme. Castilla-La Mancha, uma região solar no centro de Espanha onde a energia fotovoltaica representa cerca de metade do mix local de geração, tem a maior capacidade de armazenamento em baterias do país, com 63 megawatts. Continua a ser um número pequeno em termos absolutos, mas está claramente à frente de outras regiões com expansão solar comparável. O desequilíbrio nacional entre geração e capacidade de amortecimento esconde variações reais por baixo: algumas partes da rede tinham pelo menos começado a construir armazenamento em paralelo com a sua capacidade solar, enquanto a maioria mal tinha começado. Mas, como a investigação do apagão viria mais tarde a deixar claro, o hardware de armazenamento sozinho nunca foi a história toda.
Grid services é onde o quadro se torna mais técnico e mais directamente relevante para o que um apagão realmente é. Uma bateria não armazena apenas energia para mais tarde. Pode responder a uma perturbação da rede em milissegundos, fornecendo suporte de frequência e, em configurações grid-forming especificamente, não como funcionalidade predefinida de todos os BESS, capacidade de black-start para ajudar a reiniciar partes de uma rede após um colapso. Quais desses serviços um sistema é desenhado para fornecer é, por si, uma decisão de projecto, e interage com a duração: baterias construídas para respostas rápidas e curtas são muito diferentes de baterias construídas para funcionar durante muitas horas. Análises de mercado independentes colocam geralmente o ponto de cruzamento algures entre seis e oito horas de duração: abaixo desse intervalo, o lítio-ião tende a ganhar em custo instalado. Acima dele, tecnologias como baterias de fluxo de vanádio competem ou ganham cada vez mais, pois o seu custo escala mais com a duração do que com a capacidade de potência. É um lembrete de que “qual bateria” é também uma pergunta sem uma resposta única, apenas uma resposta certa para uma tarefa específica.
Isto não defende construir armazenamento em todo o lado e em qualquer lado. Defende reconhecer que uma única figura de custo por megawatt-hora nunca iria dizer a um operador de rede, ou a um país, quanto armazenamento, e de que tipo, um sistema resiliente realmente precisa.
O apagão: o que o pensamento ao estilo LCOS não vê
É aqui que o rácio de Espanha deixa de ser uma curiosidade abstracta e começa a explicar algo concreto. Uma rede construída principalmente em torno de solar e eólica está, por natureza, exposta a dois tipos de variabilidade que uma métrica de custo ao nível do projecto não precifica. A primeira é directa: a luz solar e o vento não são controláveis, e a sua produção pode mudar em minutos à medida que o tempo muda. A segunda é mais estrutural. Centrais convencionais, carvão, gás, nuclear, hidroeléctrica, funcionam com turbinas giratórias que transportam momento físico, e esse momento actua como amortecedor, absorvendo choques na frequência da rede durante os segundos de que os sistemas de protecção precisam para responder. Recursos baseados em inversores, como solar e eólica ligada por bateria, não têm essa inércia incorporada por defeito. À medida que substituem geração giratória, algo mais tem de ajudar a absorver esse tipo de choque. O armazenamento, juntamente com condensadores síncronos, inversores grid-forming e geração flexível, é uma das várias ferramentas que o podem fazer.
ENTSO-E's Expert Panel, um grupo de 49 membros de operadores de transporte, centros regionais de coordenação e reguladores nacionais em toda a Europa, publicou o seu relatório final sobre o apagão em March 2026, quase um ano depois do evento. A sua conclusão não se centra numa falta de hardware de armazenamento. O relatório descreve uma combinação de factores em interacção: oscilações de tensão, lacunas no controlo de potência reactiva, práticas inconsistentes de regulação de tensão entre diferentes geradores e desconexões rápidas em cascata que começaram no sul de Espanha. Uma conclusão específica destaca-se: uma quantidade significativa de capacidade de potência reactiva, presente em equipamentos já instalados na rede, estava disponível na fase anterior ao apagão, mas não foi activada. Damián Cortinas, presidente do conselho da ENTSO-E, disse-o de forma clara no lançamento do relatório, afirmando que a questão não era a energia renovável, mas sim “voltage control, regardless of the type of generation.” A eólica foi explicitamente excluída como causa, e a geração renovável em geral recebeu relativamente pouca atenção no relatório face às falhas operacionais e de coordenação.
Essa distinção importa para a forma como esta história é contada. A evidência aponta menos para uma falta de hardware do que para uma falha de coordenação: ferramentas disponíveis para estabilizar a tensão, incluindo algumas já instaladas, não foram activadas da forma que uma rede rica em renováveis e de mudança rápida agora exige. O LCOS continua sem ter nada a dizer sobre esse tipo de prontidão. Precifica a electricidade de um projecto de bateria, não os procedimentos operacionais, regras de mercado e sistemas de coordenação que determinam se essa bateria, ou qualquer outro recurso de flexibilidade, é efectivamente chamado quando a rede mais precisa dele. A resposta da própria Espanha reflecte isto: em vez de tratar a solução simplesmente como “construir mais armazenamento”, o país actualizou o Operational Procedure 7.4 em June 2025 para permitir formalmente que solar e armazenamento em baterias participassem no controlo de tensão, com implementação completa concluída em March 2026. É uma mudança regulatória e operacional, não uma decisão de compra. E é exactamente o tipo de correcção que uma métrica de custo por megawatt-hora nunca foi desenhada para provocar.
A implantação de baterias também acelerou fortemente desde o apagão, mesmo que não tenha sido a recomendação central do relatório: o armazenamento instalado cresceu 589 percent no ano seguinte, de 28 megawatts para 193 megawatts, segundo a Red Eléctrica. O regulador energético espanhol, a CNMC, abriu separadamente 20 processos sancionatórios contra o operador de rede Red Eléctrica e várias grandes utilities, incluindo Endesa, Iberdrola, Naturgy e Repsol, ligados à investigação mais ampla. Mesmo após esse crescimento, a capacidade absoluta de armazenamento de Espanha continua bem atrás da Alemanha, Itália e UK. Qualquer que seja a combinação de hardware e correcções operacionais de que uma rede como a de Espanha venha a precisar, fechar um rácio como 1,144 para 1 nunca iria acontecer num só ano.
A pergunta que vale a pena fazer em vez disso
Nada disto significa que o LCOS deva ser descartado. Continua a ser a ferramenta certa para comparar a eficiência de custo de dois projectos de baterias semelhantes, e a descida constante dos preços das baterias que acompanha é real e importante. Mas a experiência de Espanha é uma ilustração concreta do que esse número não consegue dizer: não consegue dizer a um planeador de rede se o sistema como um todo consegue realmente chamar os seus recursos quando um choque acontece, porque essa não é uma pergunta sobre a economia de um único projecto. É uma pergunta sobre se o sistema está construído, operacionalmente e não apenas fisicamente, para usar aquilo que tem.
Isso sugere que vale a pena acrescentar uma pergunta diferente à pergunta padrão. Ao lado de “quanto custa este projecto de armazenamento por megawatt-hora entregue”, vale a pena perguntar: quando este sistema está sob stress, consegue realmente alcançar a flexibilidade que já pagou? Espanha tem agora uma resposta invulgarmente clara sobre quão caro é descobri-lo da forma difícil. A maioria das redes preferiria não ter de o aprender da mesma maneira.
