A pior semana — Quanto custa não ficar às escuras quando faltam o vento e o sol

... — e porque é que a resposta não está no preço por MWh

No dia 28 de setembro de 2026, às 21h16, a Red Eléctrica pediu a um grupo de grandes consumidores industriais espanhóis que reduzisse o consumo. Saíram da rede 943 MW de procura, num total de 1 634,5 MWh. A razão foi simples: a produção eólica ficou abaixo do previsto. Foi a nona ativação do ano do serviço de resposta ativa da procura, e a sétima desde meados de julho.

Duas horas resolvem-se com quase tudo: uma bateria, uma central a gás, uma fábrica que aceita parar, a interligação. O problema muda de natureza quando a falta de vento dura dias. Na Península Ibérica há episódios de alta pressão em que o vento cai durante vários dias seguidos; se coincidem com dias curtos, o sol pouco compensa. Nesses dias, um sistema elétrico assente em eólica e solar precisa de outra coisa para manter as luzes acesas — e essa outra coisa tem um custo que quase nunca aparece nos gráficos que comparam tecnologias.

Este artigo responde a uma pergunta só: quanto custa, por ano, garantir 2 GW durante cinco dias sem vento nem sol, duas a três vezes por ano? Compara quatro maneiras de o fazer, traduz o resultado na fatura de uma família e de uma fábrica, e mostra onde cada solução pode falhar. Por trás dela está uma questão mais larga, que os dois autores partilham: não basta saber quanto custa produzir eletricidade; é indispensável saber quanto custa garantir o seu fornecimento, em permanência, e quem suporta esses custos.

A pergunta é de potência, não só de energia. A segurança de abastecimento exige que, em cada instante, a potência disponível satisfaça a procura, incluindo as reservas, a regulação e os restantes serviços de sistema. Por isso importa distinguir três grandezas frequentemente confundidas — potência instalada, energia produzida e potência firme efetivamente disponível — e olhar para o custo global do sistema, e não apenas para os custos nivelados de produção.

I. Um gráfico e uma pergunta certa

Este artigo começou numa conversa entre os dois autores, num grupo de discussão de engenheiros. João de Jesus Ferreira partilhou um gráfico de custos nivelados de várias tecnologias: nuclear de grande dimensão a 155 €/MWh, pequenos reatores modulares (SMR) das primeiras unidades a 98 €/MWh e, em série, a 70 €/MWh, e baterias a 680 €/MWh, dimensionadas para garantir 2 GW durante cinco dias — 240 GWh de armazenamento.

Gaspar do Amaral questionou dois pontos. Primeiro, um SMR de primeira série mais barato do que um reator grande contraria a experiência: as primeiras unidades de qualquer tecnologia nuclear costumam ser as mais caras. Segundo, as baterias de lítio usam-se hoje para 2 a 4 horas, não para cinco dias. João de Jesus Ferreira concordou com o primeiro ponto — os dois valores vinham de bases de investimento diferentes, 7 150 €/kW para os SMR e 13 850 €/kW para o nuclear, este com referência norte-americana — e esclareceu o segundo: o cenário era deliberadamente o de cinco dias, porque é esse o serviço que interessa a um sistema com muita renovável variável. E deixou a pergunta que dá título a este artigo: como garantir a procura hora a hora, incluindo os períodos prolongados de pouca produção, e a que custo total?

O ponto de vista de João de Jesus Ferreira: "O problema central do planeamento energético não consiste em identificar a tecnologia que produz eletricidade ao menor custo nivelado, mas em determinar qual a combinação de tecnologias e recursos que permite satisfazer a procura, hora a hora, ao menor custo global e com níveis adequados de segurança de abastecimento. Um sistema elétrico não pode ser planeado apenas com base em balanços anuais de energia, metas de capacidade instalada ou percentagens de incorporação de renováveis. A produção eólica e fotovoltaica depende de condições meteorológicas que não acompanham necessariamente a evolução da procura. A questão determinante é saber que potência firme e despachável, que capacidade de armazenamento, que flexibilidade da procura e que contribuição efetiva das interligações serão necessárias para assegurar o equilíbrio do sistema, inclusivamente nos períodos mais desfavoráveis. Não basta avaliar quanto custa produzir eletricidade quando existem recursos disponíveis. É indispensável determinar quanto custa garantir o seu fornecimento quando esses recursos são insuficientes. Esta é a diferença fundamental entre o custo de uma tecnologia e o custo global de um sistema elétrico fiável, seguro e competitivo."

A resposta a esta pergunta não cabe num gráfico de custos por MWh, por uma razão que se explica numa fórmula.

II. Preço ao litro e preço do seguro

O custo de um equipamento de armazenamento por MWh entregue resulta de dividir o custo anual pela energia que entrega por ano. O custo anual é quase todo fixo: amortização do investimento e manutenção. A energia entregue depende de quantas vezes o equipamento se enche e esvazia. O mesmo equipamento tem, por isso, um preço por MWh muito diferente consoante o uso que lhe dermos.

É a distinção entre o LCOE (levelized cost of energy), custo nivelado da energia produzida por uma tecnologia, e o LCOS (levelized cost of storage), custo nivelado da energia entregue por um armazenamento em condições definidas de investimento, funcionamento e utilização. Nenhum dos dois, isolado, mede o custo de garantir o fornecimento com um dado nível de fiabilidade: para isso contam também o custo da capacidade firme, os custos de integração, as redes e os serviços de sistema, e a contribuição efetiva de cada tecnologia para a adequação. Uma tecnologia pode ter um LCOE baixo e, ao mesmo tempo, obrigar a investir noutras partes do sistema.

A Figura 1 mostra o custo por MWh entregue de 240 GWh de baterias em função do número de ciclos completos por ano, para três níveis de investimento (100, 150 e 300 €/kWh) e vidas úteis de 15 a 20 anos. As duas escalas são logarítmicas, e a relação é quase uma reta descendente: cada vez que o número de ciclos se multiplica por dez, o custo por MWh divide-se por perto de dez. Usada todos os dias, a bateria de 150 €/kWh entrega energia a cerca de 115–120 €/MWh. Guardada para três calmarias por ano, entrega-a a cerca de 5 800–6 500 €/MWh. A linha tracejada marca os 680 €/MWh do gráfico em discussão: para lá chegar, a bateria teria de fazer entre 18 e 62 ciclos completos por ano, conforme o investimento. A faixa verde marca o serviço da pior semana. A figura diz uma coisa só: o preço por MWh de um armazenamento não é uma propriedade da tecnologia, é uma propriedade do uso.

O valor de 680 €/MWh é, portanto, favorável às baterias no cenário em que foi usado. Pressupõe dez a vinte vezes mais utilização do que três calmarias por ano permitem. Reconstruímos os restantes pressupostos do gráfico com um custo de capital de 7 % e reproduzimo-los com erro de 1 €/MWh (Tabela 5, na nota metodológica). O gráfico é coerente para o nuclear e para os SMR. Nas baterias, mede o preço ao litro de um equipamento que, no cenário da pior semana, só serve como seguro.

Como um investimento se transforma num custo por ano. Quem compra casa com crédito não paga o preço de uma vez: paga uma prestação durante muitos anos, com os juros incluídos. Com os equipamentos do sistema elétrico passa-se o mesmo. Um empréstimo de 100 000 € a 7 % ao ano, pago em 25 anos, custa uma prestação de cerca de 8 580 € por ano, ou seja, 8,58 % do valor emprestado. A essa percentagem chama-se fator de recuperação de capital, e depende só de duas coisas: a taxa de juro e o prazo. Com os 7 % usados neste artigo, vale 10,98 % a 15 anos, 9,44 % a 20 anos, 8,58 % a 25 anos e 7,25 % a 50 anos. Quanto mais longo o prazo, mais baixa a prestação, mas nunca abaixo dos 7 % do juro.

O custo anual de cada solução soma depois três parcelas que qualquer dono de automóvel conhece: a prestação do crédito do carro; a manutenção — a revisão e o seguro —, que se paga quer o carro ande quer não; e o combustível, que só se paga quando se anda. Todas as contas deste artigo seguem esta receita.

III. O cenário: 240 GWh, três vezes por ano

Mantivemos o cenário do gráfico original: um défice de 2 GW durante 120 horas seguidas, ou seja, 240 GWh por calmaria, e três calmarias por ano, o limite superior das «duas a três» do cenário. Como a conta é linear, um défice de 4 GW duplica todos os custos que se seguem.

O cenário é deliberadamente simplificado e não é uma previsão. Num estudo de adequação, o défice resulta da simulação cronológica de séries horárias de produção e consumo, com a disponibilidade das centrais, os armazenamentos hídricos, as restrições de rede, as interligações e a variabilidade meteorológica, e exprime-se em indicadores reconhecidos internacionalmente: o LOLE (loss of load expectation, horas esperadas de insuficiência por ano), a EENS (expected energy not served, energia esperada não fornecida) e o ELCC (effective load carrying capability, contribuição efetiva de cada recurso para a adequação). A comparação que se segue é um exercício técnico-económico de referência; não substitui esse estudo.

Uma ordem de grandeza medida ajuda a situar o cenário. Nos dados horários da ENTSO-E de 2015 a 2026, a pior janela de cinco dias de cada ano tirou ao sistema português entre 116 e 158 GWh de produção eólica face à média desse ano. Os 240 GWh do cenário ficam acima de tudo o que o vento já deixou de produzir num ano medido: o cenário é exigente, não otimista.

Para cobrir os 240 GWh considerámos quatro soluções. A Tabela 1 reúne os pressupostos de cada uma.

Como ler a Tabela 1: Cada linha diz quanto custa comprar, manter e pôr a funcionar uma solução. Alguns números ganham sentido com uma tradução simples.

• 2 GW durante 120 horas. O país consumiu 53,1 TWh em 2025; a dividir pelas 8 760 horas do ano, dá uma média de cerca de 6,1 GW a cada instante. Os 2 GW são, portanto, cerca de um terço do consumo médio do país. Durante 120 horas, cinco dias, somam 2 GW × 120 h = 240 GWh: o que 80 000 famílias de 3 000 kWh gastam num ano inteiro, ou o que o país inteiro consome em cerca de 40 horas.
• Investimento por kW ou por kWh. As turbinas pagam-se pela potência — o tamanho do motor: 700 €/kW × 2 000 000 kW = 1 400 M€. As baterias pagam-se pela energia guardada — o tamanho do depósito: 150 €/kWh × 240 000 000 kWh = 36 000 M€. É aqui que nasce a diferença entre as duas: uma turbina tem um motor e vai buscar o combustível ao gasoduto; uma bateria tem de ter o depósito inteiro comprado, cheio e à espera.
• Rendimento. É a parte da energia que sobra no fim. Uma turbina com 38 % transforma 100 MWh de gás em 38 MWh de eletricidade; o resto vai em calor, como no motor de um carro. Para entregar 1 MWh, queima 1 ÷ 0,38 = 2,63 MWh de gás. Uma bateria com 88 % tem de receber 100 ÷ 0,88 = 114 MWh para devolver 100; a bombagem, com 75 %, tem de receber 133.
• Gás, CO₂ e energia de carga. O gás custa 35 € por MWh térmico, e cada MWh de gás queimado emite 0,202 t de CO₂, pagas a 80 €/t. A energia para carregar baterias e bombear água compra-se a 50 €/MWh, nas horas de sobra.

Dois pressupostos merecem nota. O primeiro é o das baterias. O investimento de 150 €/kWh refere-se a um sistema completo instalado e corresponde, grosso modo, à média europeia mais recente: o inquérito da BloombergNEF de dezembro de 2025 dava 177 US$/kWh na Europa (cerca de 150 €/kWh), 117 US$/kWh de média mundial e 73 US$/kWh na China. Os preços caíram depressa — um ano antes, a média europeia era de 275 US$/kWh —, e a Tabela 6 testa 100 e 75 €/kWh. Os 240 GWh são a energia a entregar, e supõe-se, por simplificação, que toda a capacidade nominal é utilizável. O rendimento de 88 % cobre as perdas do ciclo, não o sobredimensionamento: um projeto teria de somar a profundidade de descarga, a degradação ao longo da vida e os limites dos conversores. Com uma descarga útil de 90 % e 80 % de capacidade no fim de vida, seriam precisos cerca de 333 GWh nominais, e o custo anual subiria para 5 761 a 6 531 M€. A simplificação favorece, portanto, as baterias.

O segundo é o da bombagem, que merece uma reserva adicional. O Sistema Eletroprodutor do Tâmega — 1 158 MW, 40 GWh, mais de 1 500 M€ — integra produção hidroelétrica convencional e reversível, barragens e albufeiras; o seu investimento global não é o custo de um armazenamento por bombagem isolado. Seis empreendimentos equivalentes dão uma ordem de grandeza para 240 GWh, não um dimensionamento otimizado para 2 GW durante 120 horas. E construí-los depende de haver locais adequados, das condições ambientais e hidrológicas e da capacidade de repor a energia armazenada. Os resultados da bombagem são, por isso, indicativos e exigem uma avaliação técnico-económica própria.

IV. Quatro maneiras de segurar a pior semana

Com os pressupostos da Tabela 1 e a receita da prestação, a manutenção e o combustível, a conta de cada solução faz-se à mão, em poucas linhas. Seguimo-la passo a passo, para que cada número da Tabela 2 apareça já explicado.

1. Turbinas a gás de reserva

Comprar 2 GW de turbinas a 700 €/kW custa 1 400 M€. Pago em 25 anos a 7 %, a prestação é 8,58 % desse valor: 120 M€ por ano. A manutenção, 20 €/kW por ano, soma 40 M€. Só para ter as turbinas prontas, paradas à espera, o país paga 160 M€ por ano. É a quota do ginásio: paga-se quer se vá quer não.

Quando a calmaria chega, entra o combustível. Cada MWh de eletricidade queima 2,63 MWh de gás, que a 35 €/MWh custam 92,1 €. Esse gás emite 2,63 × 0,202 = 0,53 t de CO₂, que a 80 €/t custam 42,5 €. Cada MWh entregue custa, portanto, 134,6 € de combustível e licenças. Uma calmaria de 240 000 MWh custa 240 000 × 134,6 € = 32,3 M€; três calmarias, 96,9 M€.

Custo anual: 160 + 97 = 257 M€.

2. Procura que aceita parar

Aqui não há nada para comprar: paga-se a grandes consumidores para estarem prontos a parar. É um seguro ao contrário, em que quem recebe o prémio é quem aceita o incómodo. O preço de referência vem do serviço espanhol de resposta ativa da procura: em média, 53,8 € por MW e por cada hora de disponibilidade em 2026. Pago em cerca de 4 300 horas por ano, dá 53,8 × 4 300 ≈ 231 000 € por MW, ou seja, cerca de 230 €/kW por ano. Para 2 GW: 230 € × 2 000 000 kW = 460 M€ por ano. Não há combustível nem carga: a energia que a fábrica deixa de consumir fica para os outros.

Custo anual: 460 M€. O custo que esta conta não vê é a produção que a fábrica perde em cinco dias parada, e esse nenhum mercado ainda revelou.

3. Bombagem nova

Uma albufeira com bombagem é uma bateria de água: nas horas de sobra, bombeia água para cima; na calmaria, deixa-a cair pelas turbinas. O Tâmega guarda 40 GWh e custou mais de 1 500 M€; para 240 GWh são precisos seis, ou seja, 6 × 1 500 = 9 000 M€. Como as barragens duram muito, paga-se em 50 anos, com uma prestação de 7,25 %: 652 M€ por ano. A manutenção, 1 % do investimento, soma 90 M€. Para entregar 720 000 MWh por ano — três calmarias de 240 000 —, com rendimento de 75 %, é preciso bombear 720 000 ÷ 0,75 = 960 000 MWh, que a 50 €/MWh custam 48 M€.

Custo anual: 652 + 90 + 48 = 790 M€.

4. Baterias de lítio

As baterias pagam-se pelo tamanho do depósito: 36 000 M€, quase 26 vezes o preço das turbinas. Pagas em 20 anos, a prestação é 9,44 %: 3 398 M€ por ano; se durarem só 15 anos, 10,98 %: 3 953 M€. A manutenção, 2 % ao ano, soma 720 M€. Para entregar 720 000 MWh com rendimento de 88 %, é preciso carregar 720 000 ÷ 0,88 = 818 182 MWh, que a 50 €/MWh custam 40,9 M€.

Custo anual: 3 398 + 720 + 41 = 4 159 M€ com 20 anos de vida; 3 953 + 720 + 41 = 4 714 M€ com 15. A energia de carga pesa só 1 % do total. Quase tudo é prestação e manutenção de um depósito que passa o ano cheio e parado.

A Figura 2 compara o custo anual das quatro soluções, já com as três calmarias incluídas, e, junto de cada barra, o acréscimo que esse custo representaria em cada MWh consumido em Portugal (53,1 TWh em 2025). As turbinas a gás de reserva custam cerca de 257 M€ por ano: 160 M€ para as ter prontas e cerca de 32 M€ de gás e CO₂ por calmaria. A procura que aceita parar tem um custo ilustrativo de 460 M€, calculado com o prémio de disponibilidade adotado; não é um custo de mercado demonstrado para uma interrupção contínua de 120 horas, cuja viabilidade técnica e consequências económicas estão por avaliar. A bombagem nova, seis Tâmegas, custaria cerca de 790 M€, valor indicativo. As baterias custam 4 159 a 4 714 M€ por ano — dezasseis a dezoito vezes as turbinas. A figura mostra que a escolha da solução para a pior semana não é uma questão de afinação: há uma ordem de grandeza entre a solução mais barata e a mais cara.

O resultado mostra o peso da duração da escassez: quando o défice dura dias, as soluções cujo investimento cresce com a energia armazenada custam muito mais do que a capacidade despachável. Não é, contudo, uma avaliação do mix mais económico para Portugal. Manter disponível uma central que já existe não custa o mesmo que construir uma nova: a ERSE estima o custo anual de manter um ciclo combinado existente em 18,2 €/kW·ano, contra 74,8 €/kW·ano para uma turbina de ciclo aberto nova. Com os ciclos combinados atuais a fazer de reserva, o custo anual da pior semana desceria de 257 para cerca de 103 M€ (Tabela 6). A solução mais eficiente tem de resultar da análise integrada do parque existente, das necessidades futuras de capacidade e das condições de exploração de cada tecnologia.

Do custo do país ao custo de cada casa

O custo anual responde a uma pergunta: quanto paga o país. A Tabela 2 responde a mais quatro, e cada resposta sai de uma única divisão ou multiplicação. Seguimos a linha das turbinas; as outras fazem-se da mesma maneira.

• Quanto custa cada MWh salvo na calmaria? Divide-se o custo anual pela energia entregue nas três calmarias: 257,1 M€ ÷ 720 000 MWh = 357 €/MWh. É como dividir o custo anual de um gerador de hospital pelas poucas horas em que trabalha: o resultado é alto porque o equipamento está quase sempre parado. Para as outras soluções: 460 ÷ 0,72 = 639 €; 790 ÷ 0,72 = 1 097 €; e, nas baterias, 4 159 ÷ 0,72 = 5 776 € a 4 714 ÷ 0,72 = 6 547 € por MWh.
• Quanto pesa em cada MWh consumido no país? Reparte-se o custo por todo o consumo, como as despesas do elevador num condomínio, divididas por todas as frações: 257,1 M€ ÷ 53,1 milhões de MWh = 4,84 € a mais por MWh. Procura que aceita parar, 8,66 €; bombagem, 14,88 €; baterias, 78,32 a 88,77 €.
• Quanto paga uma família? Uma família que gasta 3 000 kWh, ou 3 MWh por ano, paga 3 × 4,84 = 14,52 € por ano, ou seja, 14,52 ÷ 12 = 1,21 € por mês. Com baterias, 3 × 78,32 ÷ 12 = 19,58 € a 3 × 88,77 ÷ 12 = 22,19 € por mês.
• Quanto paga uma fábrica? Uma fábrica que gasta 10 GWh, ou 10 000 MWh por ano, paga 10 000 × 4,84 € = 48 400 € por ano. Com baterias, 783 a 888 mil €.

A Tabela 2 reúne os números que acabámos de obter.

Como ler a Tabela 2: Cada linha é a mesma conta, feita para uma solução. A primeira coluna é o custo anual, calculado acima. As restantes obtêm-se dela: dividir por 720 000 MWh dá o custo de cada MWh salvo na calmaria; dividir por 53,1 milhões de MWh dá o acréscimo em cada MWh consumido no país; esse acréscimo × 3 MWh ÷ 12 dá a família, por mês; × 10 000 MWh dá a fábrica, por ano. Nas baterias, cada número é 16 a 18 vezes o das turbinas, porque 4 159 ÷ 257 = 16,2 e 4 714 ÷ 257 = 18,3.

Os valores em €/MWh da segunda coluna repartem o custo anual pela energia entregue nas três calmarias. São indicadores do serviço de reserva analisado, não custos nivelados de produção, e não se comparam diretamente com o LCOE de nenhuma tecnologia. O MWh entregue na pior semana custa cerca de 360 € com turbinas de reserva e 5 800 a 6 500 € com baterias; os 50 a 100 €/MWh da eólica ou da solar medem outra coisa — o preço da energia, não o preço do seguro. Todos os valores da tabela são resultados de cenário, não custos comprovados do sistema português.

As turbinas são a solução mais barata mesmo com combustível caro. Com o gás a 70 €/MWh térmico, o dobro do pressuposto, cada MWh entregue passa a custar (70 + 80 × 0,202) ÷ 0,38 = 226,7 € de combustível e licenças, em vez de 134,6 €; as três calmarias custam 163 M€ em vez de 97, e o custo anual sobe para 160 + 163 = 323 M€. Com o CO₂ também a 120 €/t, (70 + 120 × 0,202) ÷ 0,38 = 248,0 €/MWh, 179 M€ por ano de combustível e um total de 339 M€. Mesmo com o combustível quase a duplicar, as turbinas continuam a custar menos de um décimo das baterias, porque o combustível só se paga em 360 horas por ano. Mesmo alterando vários pressupostos ao mesmo tempo contra as turbinas e a favor das baterias, a diferença encolhe mas não se inverte: 5,8 vezes numa combinação desfavorável e 3,3 vezes numa combinação extrema (Tabela 6, na nota metodológica). A razão é estrutural: o custo de uma turbina de reserva está quase todo na potência, que é barata, e pouco na energia, que só se paga quando se usa. Nas baterias, o custo está todo na energia armazenada, que se paga quer se use quer não.

V. Na fatura de uma família e de uma fábrica

Os milhões por ano são difíceis de sentir. Divididos pelo consumo do país, tornam-se concretos. Uma família que consome 3 000 kWh por ano — dentro do escalão de 2 500 a 5 000 kWh, o mais representativo em Portugal — paga cerca de 690 € por ano: 3 000 kWh × 0,23 €/kWh, o preço de referência com impostos publicado pela ERSE. É contra estes 690 € que se medem os acréscimos calculados no capítulo anterior.

A Figura 3 mostra o acréscimo mensal que cada solução representaria para essa família, se o custo do seguro fosse repartido por todo o consumo. Com turbinas de reserva, 1,21 € por mês: 14,52 € por ano, ou 14,52 ÷ 690 = 2,1 % da fatura. Com procura que aceita parar, 2,17 € por mês (3,8 %). Com bombagem nova, 3,72 € (6,5 %). Com baterias, 19,58 a 22,19 € por mês: 235 a 266 € por ano, ou 34 a 39 % da fatura. Numa fábrica que consome 10 GWh por ano, a diferença vai de 48 mil € para 783 a 888 mil € por ano. A figura traduz a mesma ordem de grandeza da Figura 2 numa unidade que toda a gente reconhece: euros por mês.

Estes acréscimos supõem que o custo anual é repartido uniformemente por todo o consumo nacional. São uma tradução ilustrativa da dimensão dos encargos, não uma previsão de tarifas nem acréscimos tarifários aprovados: a repercussão real depende dos mecanismos de financiamento, da estrutura tarifária, da imputação aos diferentes agentes e das decisões regulatórias.

Uma nota de rigor. Face apenas à componente de energia, que ronda os 50 a 70 €/MWh, o seguro com baterias aumenta o custo em 110 a 180 % (78,32 ÷ 70 = 112 %; 88,77 ÷ 50 = 178 %); face à fatura completa da família, que inclui redes, taxas e impostos, em 34 a 39 %. As duas afirmações são verdadeiras, e convém não as confundir. Em qualquer das leituras, e para qualquer preço da energia entre 40 e 90 €/MWh, as turbinas acrescentam menos de 15 % (4,84 ÷ 40 = 12 %), e as baterias nunca menos de cerca de 85 % (78,32 ÷ 90 = 87 %).

VI. Onde cada seguro pode falhar

O custo não é o único critério. Um seguro que falha no dia em que é preciso não vale o que custa. Em engenharia de sistemas críticos, a primeira pergunta é se a reserva pode falhar ao mesmo tempo que aquilo que protege — a falha em modo comum. A segunda é se depende de um ponto único de falha. A terceira, hoje, é se pode ser desligada à distância por quem não devia.

A Tabela 3 resume a análise. Três pontos merecem desenvolvimento.

A água e o vento podem faltar juntos. Um inverno seco com calmaria é o pior caso para a bombagem: a reserva hídrica encolhe exatamente quando faz falta. Um terceiro colega, na mesma conversa, lembrou o comportamento racional dos operadores: com as albufeiras baixas, a água vale o preço que terá no futuro, e só se turbina a sério quando os preços estão altos. É o chamado valor da água, e é para isso que a bombagem existe. Mas significa que a bombagem só é seguro se as albufeiras tiverem com que turbinar. A pior semana tem de se calcular com os armazenamentos reais, albufeira a albufeira.

A interligação não é potência firme. A sua contribuição depende de haver produção disponível do outro lado e capacidade de transporte nos momentos críticos. Um anticiclone pode cobrir toda a Península e reduzir ao mesmo tempo a produção variável dos dois países; Portugal continuará a importar se Espanha dispuser de capacidade firme, de água ou de importações de França suficientes. Hoje é, de facto, Espanha que segura as calmarias portuguesas: as horas com importação líquida acima de 3 GW passaram de uma em 2015 para 1 562 em 2026, até 13 de outubro. Mas não é tecnicamente correto tratar a capacidade nominal de interligação como potência garantida. Para efeitos de planeamento, a sua contribuição avalia-se em escassez simultânea, com a adequação do sistema vizinho, as restrições de transporte e os critérios de segurança da operação. A interligação integra os mercados e reforça a segurança, mas não dispensa a capacidade firme nacional, e por isso não entra nesta conta como solução própria.

As turbinas deslocam o risco para o gás. Cada calmaria consome cerca de 630 GWh de gás natural: 240 GWh ÷ 0,38 = 632 GWh térmicos, perto de 60 milhões de m³, a cerca de 10,5 kWh por m³. O ponto único de falha passa a ser o abastecimento: terminal de gás natural liquefeito, gasodutos e armazenamento subterrâneo. É um risco gerível — o sistema de gás já existe e já tem reservas de segurança —, mas tem de ser garantido por contrato e por regulamento, não por suposição.

Em cibersegurança, a questão comum às baterias e à produção fotovoltaica é o comando remoto dos inversores. A capacidade de modular ou desligar à distância deve pertencer ao operador da rede, não ao fabricante do equipamento.

VII. O que esta conta deixa de fora

1. O défice real. Os 2 GW e as três calmarias são o cenário em discussão, não uma medição. A pior janela de cinco dias medida entre 2015 e 2026 tirou ao sistema 116 a 158 GWh de eólica; o défice do sistema depende ainda da água, do gás, da interligação e da procura nesse dia, e só um estudo de adequação o determina.
2. O que já existe. As centrais de ciclo combinado que hoje existem já pagam parte do seguro. Mantidas disponíveis, o custo anual da pior semana desce para cerca de 103 M€ (Tabela 6).
3. A procura de 120 horas. Os contratos atuais de interruptibilidade cobrem duas horas por ativação. Pedir a uma fábrica que pare cinco dias tem um custo de produção perdida que nenhum mercado ainda revelou. Os 460 M€ são ilustrativos.
4. Os custos de integração. Um sistema com muita eólica e solar tem custos que o LCOE não mostra: excedentes nos dias de sobra, preços muito baixos ou negativos, cortes de produção e investimento adicional em armazenamento, redes e serviços de sistema. Esses custos fazem parte do custo global do sistema e devem entrar na avaliação de novos investimentos em produção variável. Potência instalada adicional, por si só, não garante mais segurança de abastecimento nem menor custo para os consumidores.
5. As emissões. As turbinas emitem cerca de 130 mil toneladas de CO₂ por calmaria — 632 GWh de gás × 0,202 t/MWh = 128 mil t —, cujo custo está incluído a 80 €/t: 10,2 M€ por calmaria. Para dar uma ordem de grandeza, é o que emitem num ano cerca de 70 000 automóveis que façam 15 000 km a 120 g/km. Quem considerar esse preço baixo pode refazer a conta: mesmo a 120 €/t, a ordem de grandeza mantém-se.
6. Redes e serviços de sistema. A integração das diferentes tecnologias tem custos distintos de ligação, reforço de rede, controlo de tensão, regulação de frequência, reservas operacionais e estabilidade dinâmica. Não são iguais para todas as soluções, e a sua exclusão é uma limitação desta comparação: uma avaliação completa tem de somar os encargos incrementais de integração de cada uma, sem os omitir nem os transferir para outras componentes do sistema.
7. Quem suporta os custos — o princípio do causador-pagador. O armazenamento, a capacidade firme, as reservas operacionais e os reforços de rede são recursos com custo, que acabam por ser recuperados através dos mercados, das tarifas ou de outros mecanismos de financiamento. Importa distinguir os encargos que respondem a necessidades gerais de segurança de abastecimento daqueles que resultam especificamente da integração de determinadas tecnologias. Sempre que seja possível estabelecer uma relação causal técnica e economicamente fundamentada, a imputação destes encargos deve respeitar o princípio do causador-pagador, evitando a sua socialização indiscriminada pelos consumidores. Este artigo quantifica o custo do seguro, não a parte que cada tecnologia causa; esse apuramento é o passo seguinte, e exige transparência na formação dos custos e nos mecanismos da sua recuperação.

Conclusão

Um sistema elétrico com muita eólica e solar paga duas faturas: a da energia de todos os dias e a do seguro para a pior semana. Os gráficos de custos por MWh medem bem a primeira e mal a segunda, porque o preço por MWh de um equipamento de reserva depende de quantas vezes se usa, e um seguro, por definição, usa-se pouco.

Medido com a régua certa — custo anual de ter 240 GWh disponíveis três vezes por ano —, o resultado é claro. Para cinco dias, as turbinas a gás de reserva são a solução mais barata, com uma ordem de grandeza de vantagem sobre as baterias, mesmo com gás e CO₂ caros; mantendo os ciclos combinados que já existem, a vantagem é ainda maior. A procura que aceita parar e a bombagem ficam entre as duas, mas com reservas sérias: a primeira ainda não existe à escala de cinco dias; a segunda falha precisamente nos invernos secos. As baterias continuam a ser excelentes para aquilo para que foram feitas — as horas, a frequência, a ponta do fim da tarde. Para a pior semana, são o seguro mais caro.

O desafio do planeamento não é, portanto, maximizar a incorporação de uma tecnologia, mas construir um sistema capaz de satisfazer a procura em permanência, com segurança, fiabilidade e competitividade. A expansão da produção variável deve avaliar-se pela sua contribuição efetiva e pelos custos que implica em capacidade firme, armazenamento, redes, flexibilidade e serviços de sistema: uma potência instalada muito superior à ponta não garante, por si, a adequação do sistema.

O critério decisivo é o custo global de fornecer eletricidade quando e onde é necessária, e não apenas o custo de a produzir quando o tempo ajuda. Isso exige recuperar o planeamento integrado da procura e da oferta e tratar a segurança de abastecimento como condição do sistema, e não como externalidade da transição energética.

A questão é simultaneamente técnica, económica e política: que sistema elétrico pretendemos construir, quanto estamos dispostos a pagar para garantir a segurança de abastecimento e quem deve suportar os custos adicionais das opções de política energética? Sem resposta a estas três perguntas, dificilmente teremos um sistema elétrico ao mesmo tempo seguro, sustentável e competitivo.

Gaspar do Amaral e João de Jesus Ferreira

Texto dos dois autores. Tabelas, figuras e cálculos de Gaspar do Amaral, com recurso a IA na pesquisa e na verificação. © Aprecisa.com

Nota metodológica

Todos os valores do artigo resultam de um único conjunto de cálculos, com os pressupostos da Tabela 1. O custo anual de cada solução é a soma da anualidade do investimento, da operação e manutenção, e da energia gasta nas calmarias:

onde I é o investimento, r = 7 % o custo de capital, n a vida útil, f a operação e manutenção em fração do investimento, N = 3 o número de calmarias por ano, E = 240 GWh a energia por calmaria, η o rendimento e p (carga) = 50 €/MWh o preço da energia de carga. O fator entre parênteses retos, sem f, é o fator de recuperação de capital: 0,1098 para 15 anos, 0,0944 para 20, 0,0858 para 25 e 0,0725 para 50. O custo por MWh entregue e o acréscimo por MWh consumido são:

Turbinas a gás. 700 €/kW × 0,0858 + 20 €/kW·ano = 80,1 €/kW·ano; para 2 GW, 160,1 M€/ano. Custo variável: 35 / 0,38 = 92,1 €/MWh de gás e 80 × 0,202 / 0,38 = 42,5 €/MWh de CO₂, total 134,6 €/MWh. Por calmaria, 240 000 MWh × 134,6 €/MWh = 32,3 M€; com três, 96,9 M€. Total: 257,1 M€/ano. Gás por calmaria: 240 GWh / 0,38 = 632 GWh térmicos; CO₂: 632 GWh × 0,202 t/MWh ≈ 128 mil t, arredondado no texto para cerca de 130 mil t. O custo fixo de 80,1 €/kW·ano é próximo do CONE de 74,8 €/kW·ano que a ERSE estima para uma turbina de ciclo aberto nova.

Ciclos combinados existentes. 2 GW × 18,2 €/kW·ano (CONE da ERSE para manter um ciclo combinado existente) = 36,4 M€/ano. Custo variável com rendimento de 55 %: 35 / 0,55 + 80 × 0,202 / 0,55 = 93,0 €/MWh; com três calmarias, 66,9 M€. Total: cerca de 103 M€/ano. Com o rendimento de 38 % das turbinas, seria de cerca de 133 M€/ano.

Procura que aceita parar. 2 GW × 230 €/kW·ano = 460 M€/ano. O serviço espanhol de resposta ativa da procura foi adjudicado a 65 €/MW por hora atribuída no primeiro semestre de 2026 e a 42,62 €/MW no segundo, média de 53,8 €/MW. Os 230 €/kW·ano correspondem a pagar esse preço em cerca de 4 300 horas por ano; o número de horas efetivamente atribuídas não é público nas fontes consultadas, pelo que o valor é um pressuposto dos autores. Cada ativação está limitada a duas horas.

Bombagem. Seis sistemas de 1 500 M€: 9 000 M€ × (0,0725 + 0,01) = 742,1 M€/ano; energia de carga 3 × 240 GWh / 0,75 × 50 €/MWh = 48,0 M€. Total: 790,1 M€/ano. O investimento de referência é o custo global de um empreendimento hidroelétrico complexo, não o custo específico de capacidade reversível; o resultado é uma aproximação indicativa e não um custo validado para 240 GWh de bombagem útil em Portugal.

Baterias. 240 GWh × 150 €/kWh = 36 000 M€. Com 20 anos, 36 000 × (0,0944 + 0,02) = 4 118 M€; com 15 anos, 4 673 M€. Energia de carga: 3 × 240 GWh / 0,88 × 50 €/MWh = 40,9 M€. Total: 4 159 a 4 714 M€/ano. A Tabela 4 mostra a sensibilidade ao investimento e ao número de ciclos.

Como se obtém cada linha da Tabela 4. Exemplo: 150 €/kWh e 20 anos. A parte fixa — prestação e manutenção — é de 4 118 M€ por ano, e cada MWh entregue custa ainda 50 ÷ 0,88 = 56,8 € de carga. Com 3 ciclos por ano, 720 000 MWh, a parte fixa por MWh é 4 118 M€ ÷ 720 000 = 5 719 €; somando a carga, 5 776 €/MWh. Com 300 ciclos — encher e esvaziar quase todos os dias —, a energia entregue é cem vezes maior, 72 milhões de MWh, e a parte fixa por MWh cai para 57 €: total, 114 €/MWh. Para chegar aos 680 €/MWh do gráfico em discussão, sobram 680 − 56,8 = 623,2 € por MWh para pagar a parte fixa; 4 118 M€ ÷ 623,2 € = 6,61 milhões de MWh por ano, ou seja, 6,61 TWh ÷ 0,24 TWh = 27,5 ciclos. É como um carro de aluguer de longa duração: o preço por quilómetro depende de quantos quilómetros se fazem por ano.

Dimensionamento do armazenamento. Os valores anteriores supõem uma capacidade nominal igual à energia a entregar. Um projeto tem de considerar separadamente a capacidade útil, a profundidade de descarga admissível, a degradação, os rendimentos de conversão e a potência dos conversores. Com descarga útil de 90 % e 80 % de capacidade no fim de vida, a capacidade nominal é de 240 / (0,9 × 0,8) ≈ 333 GWh, e o custo anual passa a 5 761 a 6 531 M€. Garantir 120 horas exige, além disso, que a energia esteja armazenada antes do episódio: a capacidade física não basta.

Reconstrução do gráfico em discussão. Custo nivelado = (investimento × fator de recuperação + operação e manutenção) / (8 760 h × fator de capacidade) + combustível. Para o nuclear grande, (13 850 × 0,0712 + 150) / 7,884 MWh/kW + 10 = 154 €/MWh, com 60 anos. Para os SMR, (7 150 × 0,0750 + 150) / 7,884 + 10 = 97 €/MWh, com 40 anos. Para as baterias, o número de ciclos que torna o custo igual a 680 €/MWh obtém-se resolvendo a segunda fórmula em ordem a N.

Fatura. Acréscimo por MWh consumido = custo anual / 53,1 TWh. Família: × 3 MWh/ano; percentagem face a 3 000 kWh × 0,2299 €/kWh = 690 €/ano. Fábrica: × 10 000 MWh/ano. É uma repartição uniforme e ilustrativa; os valores não incluem IVA sobre o acréscimo.

Limites e sensibilidade. Os pressupostos são ilustrativos e destinam-se a comparar ordens de grandeza num cenário definido. Não substituem um estudo de adequação com séries cronológicas de produção e consumo, disponibilidade dos recursos, condições meteorológicas, restrições de rede e análise probabilística. A Tabela 6 altera vários pressupostos em simultâneo: investimento e custo de capital das turbinas, preços do gás e do CO₂, investimento, custo de capital e vida das baterias, dimensionamento pela capacidade nominal e uso dos ciclos combinados existentes. A ordem entre a reserva a gás e as baterias mantém-se em todos os casos, com rácios entre 3,3 e 46. A potência do défice entra linearmente nas duas soluções e não altera o rácio; menos episódios por ano ou episódios mais longos aumentam-no. Só défices curtos, de algumas horas, invertem a ordem — e é para esses que as baterias servem. Os valores económicos são condicionais aos pressupostos adotados e não determinam os custos nem a configuração ótima do sistema elétrico português.

Como se obtém cada linha da Tabela 6. Na combinação desfavorável, as turbinas custam 1 000 €/kW, com 9 % de capital: 2 000 M€ × 10,18 % = 204 M€ de prestação, mais 40 M€ de manutenção, 244 M€; o combustível passa a (70 + 120 × 0,202) ÷ 0,38 = 248,0 €/MWh, ou seja, 179 M€ nas três calmarias; total, 422 M€. As baterias custam 100 €/kWh, com 5 % de capital e 20 anos: 24 000 M€ × (8,02 % + 2 %) = 2 406 M€, mais 41 M€ de carga, 2 447 M€. Rácio: 2 447 ÷ 422 = 5,8. Na combinação extrema, as turbinas somam 244 M€ fixos e (90 + 150 × 0,202) ÷ 0,38 = 316,6 €/MWh, 228 M€ de combustível: 472 M€. As baterias, a 75 €/kWh, com 4 % e 25 anos: 18 000 M€ × (6,40 % + 2 %) + 41 = 1 553 M€. Rácio: 3,3. Com a capacidade nominal de 333 GWh, o investimento das baterias passa a 50 000 M€ e o custo anual a 5 761 a 6 531 M€: 22 a 25 vezes as turbinas. Com os ciclos combinados existentes, 2 GW × 18,2 €/kW = 36,4 M€ de custo fixo e (35 + 80 × 0,202) ÷ 0,55 = 93,0 €/MWh, 67 M€ de combustível: 103 M€, e as baterias passam a custar 40 a 46 vezes mais.

Referências anotadas

A. Sistema elétrico ibérico

1. ECO (2026), Consumo de energia elétrica atinge máximo histórico em 2025, citando a REN — 53,1 TWh consumidos em Portugal em 2025.
2. ENTSO-E, Transparency Platform — consumo, produção eólica por hora, potência instalada e fluxos físicos Portugal–Espanha, 2015 a 13 de outubro de 2026; base dos valores medidos (116–158 GWh; horas de importação acima de 3 GW).
3. ERSE (2025), Segurança de Abastecimento — relatório final de dezembro de 2025: CONE de 18,2 €/kW·ano para ciclo combinado existente e de 74,8 €/kW·ano para turbina de ciclo aberto nova; VoLL de 12 433 €/MWh.
4. Red Eléctrica (2026), nota de imprensa sobre o leilão do serviço de resposta ativa da procura — 1 775 MW a 42,62 €/MW por hora, segundo semestre de 2026; máximo de duas horas por ativação.
5. Energías Renovables (2025), SRAD — 1 725 MW a 65 €/MW por hora, primeiro semestre de 2026.
6. Energías Renovables (2026), nova ativação do SRAD — 28 de setembro de 2026, 943 MW, 1 634,5 MWh, eólica abaixo do previsto; nove ativações no ano.

B. Armazenamento

1. Iberdrola (2022), Iberdrola inaugura a gigabateria do Tâmega — 1 158 MW, 40 GWh, investimento superior a 1 500 M€.
2. Energy-Storage.news (2025), Battery storage system prices continue to fall sharply, BNEF and Ember reports find — inquérito da BloombergNEF de 10 de dezembro de 2025, sistemas chave na mão: média mundial de 117 US$/kWh; Europa 177; Estados Unidos 219; China 73.
3. Energy-Storage.news (2024), Behind the numbers: BNEF finds 40% year-on-year drop in BESS costs — inquérito de 2024: Europa 275 US$/kWh.

C. Preços ao consumidor

1. ERSE (2024), Boletim Eletricidade Eurostat, 2.º semestre de 2023 — 0,2299 €/kWh com impostos no escalão doméstico de 2 500 a 5 000 kWh/ano.

D. Métodos de adequação

1. ENTSO-E, ERAA 2025 — avaliação europeia da adequação; definições de LOLE e EENS e simulação cronológica com vários anos climáticos.
2. ACER, Decisão 23/2020 — metodologia de cálculo do VoLL, do CONE e da norma de fiabilidade.

Gaspar do Amaral e João de Jesus Ferreira · © Aprecisa.com