Delapan peringatan

Pada 2018, Direção-Geral de Energia e Geologia (DGEG, Direktorat Jenderal Energi dan Geologi Portugal) menerbitkan, berdasarkan kajian REN (Redes Energéticas Nacionais, operator jaringan transmisi listrik Portugal), sebuah laporan dengan satu kalimat yang nyaris tak diperhatikan. Jika pembangkit listrik tenaga batu bara Sines dan Pego serta pembangkit tenaga gas Tapada do Outeiro ditutup, “daya yang tersedia untuk menutup beban puncak tidak akan lagi memadai pada 2025”. Pembangkit batu bara ditutup pada 2021. Tapada do Outeiro masih beroperasi berkat perpanjangan yang berturut-turut. Dan laporan yang terbit pada Juni 2026 menyatakan bahwa “tahap krisis” (estádio de rutura) tiba tahun ini juga.

Dalam diskusi teknis tentang keamanan pasokan, satu skenario yang sering muncul adalah kekurangan 2 GW selama lima hari tanpa angin dan tanpa matahari. Keberatan yang wajar adalah bahwa angka 2 GW itu hanya hipotesis. Artikel ini menunjukkan bahwa bukan. Dengan sedikit variasi, itulah angka yang diulang-ulang oleh laporan resmi Portugal selama empat tahun. Artikel ini juga menunjukkan sesuatu yang mengejutkan: penilaian Eropa, yang disetujui oleh badan para regulator (ACER) pada April 2026, sampai pada kesimpulan yang berlawanan. Bagi Eropa, Portugal tidak memiliki masalah kecukupan.

Saya membaca delapan edisi Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do Sistema Elétrico Nacional (RMSA-E, Laporan Pemantauan Keamanan Pasokan Sistem Kelistrikan Nasional Portugal), dari 2018 sampai 2025, penilaian Eropa tahun 2025 beserta lampirannya, keputusan ACER, dan laporan ERSE (Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos, regulator energi Portugal) tentang nilai energi yang tidak tersalurkan. Saya juga menghitung, dari berkas per jam yang diterbitkan ENTSO-E, kapan dan bagaimana energi akan kurang di Portugal dan di Spanyol menurut model Eropa.

Dalam praktik: Ada dua tolok ukur resmi untuk mengukur apakah Portugal akan punya cukup listrik pada saat-saat terburuk. Tolok ukur Portugal mengatakan sudah tidak cukup. Tolok ukur Eropa mengatakan cukup. Perbedaan ini menentukan apakah negara boleh atau tidak membayar pembangkit untuk bersiaga sebagai cadangan.

Istilah dalam artikel ini

Keamanan pasokan punya kosakata sendiri. Inilah istilah yang dipakai artikel ini, masing-masing dengan artinya dan satu contoh sehari-hari agar mudah diingat.

Daya dan energi. Daya diukur dalam watt (kW, MW, GW) dan merupakan kekuatan pada satu saat; energi diukur dalam watt-jam (kWh, MWh, GWh) dan merupakan jumlah yang terkumpul sepanjang waktu.

Dalam kehidupan sehari-hari: Daya adalah lebar keran; energi adalah air yang tertampung di ember. Pemanas 2 kW yang menyala setengah jam memakai 1 kWh.

Kapasitas terpasang. Jumlah daya maksimum semua pembangkit di negara itu.

Dalam kehidupan sehari-hari: Itu jumlah kursi di sebuah bus: menyatakan berapa yang muat, bukan berapa yang akan bepergian.

Kapasitas andal. Bagian kapasitas yang dapat diandalkan pada saat terburuk, setelah dikurangi kerusakan serta ketiadaan angin, matahari, atau air.

Dalam kehidupan sehari-hari: Sebuah tim punya 25 pemain terdaftar, tetapi pada hari pertandingan, karena cedera dan skorsing, hanya 15 yang bisa diandalkan. Panel surya pukul delapan malam di musim dingin dihitung nol.

Beban puncak. Jam ketika negara paling banyak memakai listrik. Di Portugal, pada akhir sore hari-hari dingin di musim dingin, sekitar 10 GW.

Dalam kehidupan sehari-hari: Itu jam makan malam di sebuah restoran: jam itulah, bukan rata-rata harian, yang menentukan berapa meja dan juru masak yang diperlukan.

Kecukupan. Memiliki sarana yang cukup untuk memenuhi beban puncak dengan margin, bahkan ketika ada kerusakan dan cuaca buruk.

Dalam kehidupan sehari-hari: Restoran itu memadai jika tetap bisa melayani makan malam hari Sabtu walaupun seorang juru masak tidak masuk.

Indeks cakupan puncak (ICP). Daya yang tersedia dibagi beban puncak, dengan probabilitas 95% atau 99%. Di bawah 1, tidak cukup.

Dalam kehidupan sehari-hari: Seratus kursi untuk 110 tamu menghasilkan 0,91: sepuluh orang berdiri.

Ekspektasi kehilangan beban (LOLE). Rata-rata jumlah jam per tahun ketika sarana yang ada tidak cukup untuk konsumsi dan cadangan.

Dalam kehidupan sehari-hari: Berapa malam per tahun, rata-rata, restoran harus menolak pelanggan karena kekurangan meja.

Energi yang tidak tersalurkan (EENS). Jumlah energi yang kurang pada jam-jam itu.

Dalam kehidupan sehari-hari: Bukan berapa malam pelanggan ditolak, melainkan berapa porsi makan malam yang tidak tersaji.

Standar keandalan. Jumlah maksimum jam kekurangan per tahun yang diterima negara. Di Portugal, sejak 2025, 1,46 jam.

Dalam kehidupan sehari-hari: Itu jumlah maksimum ketidakhadiran yang dibolehkan sekolah sebelum murid tidak naik kelas.

Uji tekanan (stress test). Simulasi sistem sebagaimana adanya, tanpa memperhitungkan apa pun yang belum dibangun.

Dalam kehidupan sehari-hari: Itu seperti melihat isi lemari makanan sebelum badai dan bertanya: kalau saya tidak membeli apa-apa lagi, cukup sampai kapan?

Interkoneksi. Jalur yang menghubungkan jaringan Portugal dengan jaringan Spanyol.

Dalam kehidupan sehari-hari: Itu pintu ke rumah tetangga: hanya membantu jika, pada hari itu, tetangga punya sesuatu untuk dipinjamkan.

Cadangan pengatur (mFRR). Daya yang disimpan untuk masuk dalam hitungan menit ketika sesuatu gagal. Sejak 2022, sebagian dibeli melalui lelang dari konsumen besar, yang bersedia mengurangi pemakaian.

Dalam kehidupan sehari-hari: Itu petugas pemadam kebakaran yang piket di pos: dibayar untuk berada di sana, bahkan pada hari-hari tanpa kebakaran.

Interuptibilitas dan pelepasan beban. Interuptibilitas adalah pengurangan pemakaian yang disepakati dan dibayar dengan konsumen besar. Pelepasan beban adalah memutus listrik per wilayah untuk menyelamatkan sisa jaringan.

Dalam kehidupan sehari-hari: Di sebuah kapal yang kemasukan air, muatan yang sudah disepakati dibuang ke laut lebih dulu; jika belum cukup, kompartemen-kompartemen ditutup.

Nilai energi yang tidak tersalurkan (VoLL). Berapa nilai setiap MWh yang tidak diterima konsumen bagi konsumen itu. Di Portugal, 12.433 €/MWh: sekitar 12 € per kWh, dibandingkan sekitar 0,23 € yang dibayar di tagihan.

Dalam kehidupan sehari-hari: Satu kWh untuk kulkas berharga beberapa sen; makanan yang rusak akibat pemadaman jauh lebih mahal.

Biaya mempertahankan kapasitas (CONE). Berapa biaya, per tahun, untuk memiliki 1 kW cadangan yang siap beroperasi.

Dalam kehidupan sehari-hari: Itu premi tahunan asuransi mobil: dibayar ada atau tidak ada kecelakaan.

Pasar energi saja. Pembangkit hanya dibayar untuk energi yang dijualnya.

Dalam kehidupan sehari-hari: Itu seperti taksi yang hanya dibayar per perjalanan. Taksi cadangan untuk malam Tahun Baru akan diam sepanjang sisa tahun tanpa pemasukan, dan tak seorang pun mau membelinya.

Mekanisme kapasitas. Pembayaran untuk kesiapan, per MW dan per tahun, sebagai imbalan atas kewajiban untuk siap ketika jaringan membutuhkan.

Dalam kehidupan sehari-hari: Itu seperti iuran bulanan untuk tukang ledeng darurat: dibayar setiap bulan agar ia datang pada Minggu malam ketika pipa pecah.

I. Tolok ukur nasional

RMSA-E diterbitkan oleh DGEG dan memuat analisis REN, yang disertakan sebagai lampiran. Laporan ini menyimulasikan sistem kelistrikan jam demi jam, dengan 40 rezim hidrologi yang berbeda, kerusakan acak pada unit pembangkit, dan beberapa skenario konsumsi serta kapasitas terpasang. Keamanan pasokan diukur dengan dua indikator. Yang pertama adalah indeks cakupan puncak probabilistik (ICP): rasio antara daya yang tersedia dan beban puncak, dengan probabilitas 95% atau 99%; di bawah 1, beban puncak tidak tertutup. Yang kedua adalah ekspektasi kehilangan beban (LOLE, dari loss of load expectation): jumlah jam per tahun ketika, rata-rata, sarana yang tersedia tidak cukup untuk konsumsi dan cadangan.

Setiap edisi memuat “uji tekanan”: sistem sebagaimana adanya, ditambah yang sedang dibangun atau mulai dibangun sampai akhir tahun, tanpa memperhitungkan proyek lain apa pun. Inilah pertanyaan paling sederhana dan paling keras yang bisa diajukan: jika tidak ada lagi yang dibangun, kapan sistem berhenti mencukupi?

Sampai edisi 2024, standar nasional adalah 5 jam per tahun ekspektasi kehilangan beban. Pada 2025, Portugal mengadopsi standar keandalan Eropa, yang dihitung ERSE menurut metodologi ACER: 1,46 jam per tahun. Batas jam kekurangan yang ditoleransi turun dari 5 menjadi 1,46 per tahun, kurang dari sepertiga batas sebelumnya.

Dalam praktik: Uji tekanan adalah pertanyaan yang diajukan kepada lemari makanan sebelum badai: kalau saya tidak membeli apa-apa lagi, cukup sampai kapan? Dan standar baru itu ketat: rata-rata, kurang dari satu setengah jam per tahun tanpa listrik — lebih singkat daripada lamanya satu pertandingan sepak bola.

II. Delapan peringatan

Tabel 1 menghimpun kesimpulan utama uji tekanan setiap edisi.

Dibaca dari atas ke bawah, tabel ini bercerita. Pada tiga edisi pertama, lintasan acuan memberikan kehilangan beban hampir nol, di bawah satu jam per tahun, tetapi uji tekanan sudah memperingatkan: tanpa pembangkit batu bara dan tanpa Tapada do Outeiro, beban puncak tidak akan lagi tertutup. Pada 2020, tahun masalah bergeser dari 2025 ke 2022. Sejak 2021, laporan mulai menghitung kapasitas yang kurang: 400 sampai 450 MW, lalu 600 sampai 1.050, lalu 1.750 sampai 1.950, lalu sekitar 1.650. Pada 2025, dengan standar baru, kekurangan untuk 2026 berada antara 850 dan 1.550 MW, dan untuk 2030 antara 1.240 dan 1.690 MW.

Gambar 1 merangkum tabel dalam dua gambar. Di kiri, setiap titik menandai tahun ketika, menurut setiap edisi, beban puncak tidak lagi tertutup; garis putus-putus adalah tahun edisi itu sendiri. Jarak antara titik dan garis adalah waktu peringatan: tujuh tahun pada 2018, satu tahun sejak 2021. Di kanan, batang menunjukkan kapasitas tambahan yang dianggap perlu oleh setiap edisi; bagian yang terang adalah batas atas rentang yang disebut. Gambar ini hanya punya satu bacaan: sejak 2021, setiap laporan memperingatkan untuk tahun berikutnya, dan yang kurang berada pada orde 1.000 sampai 2.000 MW. Urutan ini sebaiknya tidak dibaca sebagai deret statistik. Kondisi uji tekanan berubah dari edisi ke edisi (pembangkit yang diperhitungkan, interkoneksi, hidrologi, standar), dan tabel mencatatnya.

Tapada do Outeiro, pembangkit siklus gabungan berbahan bakar gas berkapasitas 990 MW, adalah bagian yang terus muncul. Edisi 2023 menyimpulkan bahwa, bahkan jika dipertahankan melewati akhir kontrak pembelian energinya, masih kurang sekitar 950 MW. Edisi 2024 memperhitungkannya dan masih meminta tambahan 650 MW. Edisi 2025 mengandaikan pembangkit itu beroperasi sampai 31 Desember 2026, batas waktu yang ditetapkan Ministério do Ambiente e Energia (Kementerian Lingkungan dan Energi Portugal) untuk satu perpanjangan lagi, dan meski begitu tetap mendapati sistem dalam keadaan krisis.

Dalam praktik: Ini seperti lampu peringatan bensin di dasbor mobil. Pada 2018 lampu itu menyala untuk memberi tahu bahwa masih tersisa tujuh tahun. Sejak 2021 lampu itu menyala setiap tahun untuk mengatakan bahwa masalahnya sudah tahun depan. Yang kurang adalah daya satu sampai dua pembangkit sebesar Tapada do Outeiro.

III. 2026: tahap krisis

RMSA-E 2025 terbit pada 5 Juni 2026, dengan cakrawala 2026–2040. Uji tekanan untuk 2026 menghasilkan ekspektasi kehilangan beban 12,8 jam per tahun dan 7,2 GWh per tahun energi yang tidak tersalurkan. Itu hampir sembilan kali standar.

Untuk menutup kekurangan, REN mengkaji kebutuhan cadangan pita pemulihan frekuensi dengan aktivasi manual (mFRR), cadangan yang kini mencakup interuptibilitas industri, dengan asumsi bahwa hanya 10% kapasitas interkoneksi dengan Spanyol yang tersedia. REN menyimpulkan bahwa diperlukan 850 sampai 1.550 MW kapasitas tambahan yang terjamin. Lelang pita mFRR ke-7 telah diadakan. Menurut ralat yang diterbitkan DGEG, sebagian kapasitas yang dilelang tidak teralokasikan. Komentar REN atas penilaian Eropa menambahkan satu data: lelang-lelang terbaru untuk produk ini mengalokasikan paling banyak sekitar 400 MW, “meskipun kebutuhan sistem jauh lebih besar”.

Jika kekurangan itu terjadi, laporan menetapkan tiga langkah, dengan urutan ini: meminta operator Spanyol mengaktifkan program bantuan; mengurangi pemakaian pelanggan industri yang memiliki kontrak interuptibilitas; dan, jika mereka tidak memenuhi, melepas beban yang tidak diprioritaskan sesuai protokol antaroperator jaringan. Langkah terakhir itu, dalam bahasa sehari-hari, adalah memadamkan listrik bagi sebagian konsumen.

Dalam praktik: Bayangkan sebuah lift yang menurut aturan inspeksi tidak boleh berhenti beroperasi lebih dari satu setengah jam per tahun, tetapi menurut hitungan pabriknya sendiri akan berhenti hampir tiga belas jam. Jika kekurangan datang, rencananya seperti gedung yang kehabisan air: pertama minta bantuan tetangga, lalu minta penghuni yang paling boros menutup keran, dan akhirnya air dimatikan untuk beberapa lantai.

Pada 15 Juni 2026, sepuluh hari setelah laporan terbit, Pemerintah Portugal mengumumkan persiapan sebuah mekanisme kapasitas, terbuka bagi pembangkitan, penyimpanan, dan pengelolaan permintaan, serta dimulainya pranotifikasi kepada Komisi Eropa.

IV. 2030 dan sesudahnya

Untuk tahun-tahun berikutnya, laporan menganalisis dua lintasan: lintasan Konservatif dan lintasan Ambisi, yang kedua selaras dengan Plano Nacional de Energia e Clima (PNEC, Rencana Nasional Energi dan Iklim Portugal). Bahkan dengan seluruh interkoneksi tersedia, ekspektasi kehilangan beban tetap di atas standar pada setiap tahun yang dianalisis.

Gambar 2 menunjukkan, dalam skala logaritmik, perkiraan jam pemadaman per tahun menurut dua metodologi resmi. Garis hijau dan biru adalah dua lintasan RMSA-E 2025, dengan 100% interkoneksi tersedia; belah ketupat adalah uji tekanan 2026. Garis oranye adalah standar 1,46 jam/tahun; garis putus-putus, standar lama 5 jam/tahun. Garis abu-abu bertitik adalah penilaian Eropa. Antara 2028 dan 2030, kedua tolok ukur menjauh dengan faktor lebih dari seribu: yang nasional naik menjadi 20 sampai 45 jam per tahun, yang Eropa turun praktis menjadi nol. Gambar ini tidak mengatakan tolok ukur mana yang benar. Gambar ini mengatakan bahwa keduanya tidak mungkin sama-sama benar.

Lonjakan dari 2028 ke 2030 punya dua penyebab, menurut laporan: penutupan Tapada do Outeiro pada akhir 2029 dan kenaikan konsumsi. Jika hanya 10% interkoneksi yang tersedia, ekspektasi kehilangan beban pada 2030 naik menjadi sekitar 58 jam per tahun pada lintasan Konservatif dan 198 pada lintasan Ambisi. Pada 2035 dan 2040 angkanya melampaui 180 jam per tahun di semua lintasan, didorong oleh konsumsi elektroliser, pusat data, dan industri besar. Dan jika semua pembangkit siklus gabungan berbahan bakar gas ditutup pada 2030, kehilangan beban akan melampaui 500 jam per tahun: “pada beberapa jam simulasi dan untuk berbagai tahun iklim, sistem berada dalam defisit terhadap beban puncak”. Laporan itu sendiri menyimpulkan bahwa pembangkit-pembangkit ini perlu dipertahankan sebagai daya andal.

Laporan itu juga memuat satu kesimpulan yang hampir tidak dibicarakan siapa pun. Rencana Nasional Energi dan Iklim (PNEC) menjanjikan bahwa, pada 2030, 93% listrik yang dikonsumsi di Portugal akan berasal dari sumber terbarukan. Tidak satu pun lintasan yang dikaji membawa negara itu ke sana: angkanya berhenti di 92%, 86%, atau 57%, tergantung jalan yang ditempuh. Dua kesimpulan laporan — kapasitas andal kurang dan target terbarukan tidak tercapai — tidak saling bertentangan; keduanya saling menjelaskan. Matahari dan angin menghasilkan banyak sepanjang tahun, tetapi tidak hadir di setiap jam. Pada jam-jam ketika keduanya tidak ada, listrik harus datang dari gas, dari air, atau dari Spanyol. Jam-jam itulah yang membahayakan keamanan pasokan, dan jam-jam yang sama itulah yang menggagalkan target.

Dalam praktik: Ini seperti murid yang berjanji mendapat nilai 93 dalam ujian dan yang, menurut hitungan gurunya sendiri, paling baik mendapat 92 dan paling buruk 57. Janji itu bukan mustahil, tetapi tidak satu pun jalan yang dikaji sampai ke sana.

Dalam praktik: Bayangkan dua timbangan menimbang orang yang sama: satu menunjukkan 70 kilogram, yang lain 70 gram. Tidak perlu tahu mana yang benar untuk menyadari bahwa salah satunya sangat keliru. Mulai 2028, kedua tolok ukur resmi menjauh seperti itu, lebih dari seribu kali. Tolok ukur Eropa menimbang ringan karena mengandaikan tetangga selalu ada di rumah untuk meminjamkan; tolok ukur nasional menimbang berat karena memperkirakan konsumsi yang belum datang. Sebelum memutuskan berapa yang dibayar untuk asuransi, negara harus tahu timbangan mana yang dipercayainya.

V. Tolok ukur Eropa mengatakan hal lain

Sejak 2019, peraturan Eropa tentang pasar internal listrik (Peraturan (UE) 2019/943) mewajibkan ENTSO-E, asosiasi operator jaringan Eropa, untuk setiap tahun membuat penilaian kecukupan sumber daya Eropa (ERAA). ACER menyetujui atau mengubahnya. Edisi 2025 disetujui, dengan perubahan, melalui Keputusan 06/2026, pada April 2026. Untuk Portugal, penilaian ini memberikan 0,82 jam per tahun ekspektasi kehilangan beban pada 2028 dan praktis nol pada 2030, 2033, dan 2035. ACER mencatat bahwa, untuk 2028, rentang antara dua varian model adalah 1 sampai 6 jam, dibandingkan standar 1,46, dan justru menolak agar hasilnya disajikan sebagai rentang, karena tidak memberikan sinyal yang jelas.

Akibatnya bersifat hukum sebelum bersifat teknis. Sebuah Negara Anggota hanya boleh membentuk mekanisme kapasitas jika penilaian Eropa atau penilaian nasional mengidentifikasi masalah kecukupan. Karena penilaian Eropa tidak mengidentifikasinya, RMSA-E 2025 disesuaikan dengan metodologi Eropa agar dapat berfungsi sebagai penilaian nasional dan membenarkan mekanisme itu. Penyesuaian inilah, kata laporan itu sendiri, yang menunda penerbitannya.

Mengapa kedua tolok ukur berbeda? REN menjelaskannya secara tertulis, dalam komentar negara yang dilampirkan pada penilaian Eropa. Ada dua alasan utama. Pertama, model Eropa mengandaikan pemompaan di pembangkit yang ada jauh lebih banyak daripada yang terukur secara historis. Kedua, model itu mengandaikan bahwa 100% kapasitas interkoneksi dengan Spanyol selalu tersedia untuk pertukaran komersial, hal yang tidak terjadi dalam operasi nyata. REN menambahkan bahwa penilaian Eropa memakai standar rata-rata 3 jam/tahun untuk Portugal, karena negara itu belum menerbitkan standar menurut metodologi yang disetujui, dan memperkirakan potensi respons permintaan sebesar 855 MW, padahal lelang di Portugal tidak pernah melampaui sekitar 400 MW.

Tolok ukur nasional juga punya keterbatasan yang diakui laporan itu sendiri. Dalam versi yang disesuaikan dengan metodologi Eropa, hanya enam dari 36 tahun iklim penilaian Eropa yang disimulasikan. Dan hasilnya bergantung pada skenario permintaan dengan pertumbuhan kuat konsumsi padat listrik yang masih harus dikonfirmasi.

Namun, ada satu hal yang disepakati kedua tolok ukur, dan itulah yang terpenting. Penilaian kelayakan ekonomi ERAA sendiri menyimpulkan bahwa sebagian besar pembangkit siklus gabungan Portugal tidak menguntungkan di pasar energi saja: pada 2028, tergantung pendekatannya, antara 1.770 dan 3.060 MW dari 3.829 MW yang ada akan dinonaktifkan. Dari situ REN menyimpulkan bahwa mekanisme pembayaran kapasitas mungkin diperlukan. Kedua tolok ukur tidak sepakat tentang apakah kapasitas kurang hari ini. Keduanya sepakat bahwa kapasitas andal yang ada tidak membiayai dirinya sendiri.

Dalam praktik: Tolok ukur Eropa mengandaikan tetangga selalu ada di rumah untuk meminjamkan dan waduk pompa selalu penuh. Tolok ukur Portugal tahu bahwa, pada hari yang buruk, tetangga pun mungkin tidak punya apa-apa dan waduk tinggal setengah. Dalam satu hal keduanya sepakat: pembangkit gas itu seperti mobil pemadam kebakaran — tak seorang pun membayarnya menurut kilometer yang ditempuh; ia dibayar agar selalu siap.

VI. Kapan kekurangan terjadi, menurut model Eropa

ENTSO-E menerbitkan berkas berisi energi yang tidak tersalurkan jam demi jam, di setiap zona, untuk masing-masing dari 540 simulasi (36 skenario iklim × 15 sampel kerusakan). Saya menganalisisnya untuk Portugal dan Spanyol. Hasilnya ada di Tabel 3 dan Gambar 3.

Tabel 3 merangkum episode pemadaman. Di Portugal, episode pemadaman rata-rata berlangsung 1,7 jam dan tidak pernah lebih dari 4; pemadaman terbesar sekitar 1.150 MW. Pada 97% jam pemadaman di Portugal, Spanyol juga mengalami pemadaman, yang menegaskan bahwa interkoneksi tidak menyelamatkan ketika kekurangan terjadi di seluruh Iberia. Satu skenario iklim saja memuat 63% energi yang tidak tersalurkan di Portugal: ekspektasi kehilangan beban adalah rata-rata dari banyak tahun tanpa masalah dan sedikit tahun yang buruk. Di Spanyol, episode mencapai 18 jam berturut-turut dan, dalam satu simulasi yang sama, ada sampai 9 hari berturut-turut dengan pemadaman.

Gambar 3 menunjukkan pada bulan apa dan pukul berapa jam-jam dengan energi yang tidak tersalurkan terjadi, dalam persentase dari total setiap zona. Di kiri, Portugal pada 2028, satu-satunya tahun dengan pemadaman berarti dalam model Eropa; di kanan, Spanyol pada 2030. Di Portugal, semua jam pemadaman jatuh antara pukul 18.00 dan 21.00, dan tiga perempatnya pada Agustus dan September: akhir hari, ketika matahari menghilang, pada akhir musim kering, ketika waduk berada pada titik terendah. Di Spanyol, sebagian besar pemadaman terjadi pada sore hari dari November sampai Januari, dengan ekor menuju dini hari pada Desember. Gambar ini menunjukkan bahwa risiko yang dilihat model Eropa di Semenanjung Iberia bukanlah seminggu penuh tanpa angin: melainkan jam matahari terbenam, yang berulang pada hari-hari berturut-turut.

Angka-angkanya menegaskan hal itu. Di Portugal, episode pemadaman rata-rata berlangsung 1,7 jam dan tidak pernah lebih dari 4; pemadaman terbesar sekitar 1.150 MW. Pada 97% jam pemadaman di Portugal, Spanyol juga mengalami pemadaman, yang menegaskan bahwa interkoneksi tidak menyelamatkan ketika kekurangan terjadi di seluruh Iberia. Satu skenario iklim saja memuat 63% energi yang tidak tersalurkan di Portugal: ekspektasi kehilangan beban adalah rata-rata dari banyak tahun tanpa masalah dan sedikit tahun yang buruk. Di Spanyol, episode mencapai 18 jam berturut-turut dan, dalam satu simulasi yang sama, ada sampai 9 hari berturut-turut dengan pemadaman.

Hal ini menuntut pembacaan yang lebih bernuansa atas skenario tadi. Untuk pemadaman yang ditemukan model Eropa (dua sampai empat jam pada akhir sore), baterai dua sampai empat jam adalah jawaban yang memadai, asalkan dapat diisi ulang antara satu akhir sore dan akhir sore berikutnya. Untuk lima hari berturut-turut defisit terus-menerus, jumlah energi yang harus disimpan membuat baterai menjadi solusi yang sangat mahal. Tetapi itu bukan pola pemadaman dalam model Eropa. Polanya adalah rangkaian akhir sore yang sulit. Dan pertanyaannya menjadi: pada hari-hari musim dingin dengan sedikit angin dan sedikit matahari, adakah energi pada tengah hari untuk mengisi ulang penyimpanan sebelum beban puncak berikutnya? Itulah persisnya yang menurut tolok ukur nasional, yang lebih terperinci soal tenaga air dan cadangan operasional, mungkin tidak ada.

Dalam praktik: Dalam model Eropa, kekurangan listrik bukanlah seminggu dalam gelap: melainkan himpitan dua atau tiga jam pada akhir hari, ketika matahari terbenam dan pemakaian masih tinggi. Untuk itu, baterai cocok: seperti ponsel yang diisi pada siang hari dan bertahan sepanjang malam. Masalahnya adalah beberapa hari mendung tanpa angin berturut-turut: jika pada siang hari tidak ada sisa energi untuk mengisi, pada akhir sore baterai sudah kosong.

VII. Berapa nilai tidak terjadinya pemadaman

Standar 1,46 jam/tahun bukan angka sembarangan. Angka itu berasal dari perhitungan ERSE, dengan dukungan dua perusahaan konsultan, yang diterbitkan pada Desember 2025. Langkah pertama adalah memperkirakan berapa biaya satu pemadaman bagi konsumen, melalui survei: nilai energi yang tidak tersalurkan (VoLL) adalah 3.442 €/MWh untuk konsumen rumah tangga, 16.105 €/MWh untuk konsumen nonrumah tangga, dan 12.433 €/MWh sebagai rata-rata tertimbang untuk Portugal daratan. Sebagai perbandingan, nilai yang dihitung di Spanyol adalah 22.879 €/MWh. Langkah kedua adalah memperkirakan biaya tahunan untuk menjaga setiap kW dari setiap teknologi cadangan tetap tersedia, yang disebut CONE (cost of new entry). Langkah ketiga adalah membagi yang satu dengan yang lain: hasilnya adalah jumlah jam pemadaman per tahun yang mulai membuat penambahan cadangan layak dibayar.

Tabel 3, dalam praktiknya, adalah daftar harga asuransi. Mempertahankan pembangkit siklus gabungan yang sudah ada, dengan hanya membayar operasinya, berbiaya 18,2 €/kW per tahun, dan teknologi itulah yang menetapkan standar 1,46 jam/tahun. Turbin gas siklus terbuka yang baru berbiaya 74,8 €/kW per tahun. Baterai empat jam berbiaya 454,8 €/kW per tahun, enam kali lebih mahal. Ini angka regulator, bukan perkiraan pihak yang berkepentingan.

Tabel ini sebaiknya dibaca dengan dua catatan. Nilai untuk konsumen nonrumah tangga bertumpu pada 246 wawancara yang tervalidasi dan tidak ditimbang sektor demi sektor, seperti dicatat ERSE sendiri; angka 12.433 €/MWh adalah perkiraan dengan margin galat. Dan potensi permintaan fleksibel yang diperhitungkan, sekitar 0,7 GW pendingin/pemanas ruangan, hanya menggeser pemakaian selama beberapa jam; itu tidak sama dengan menghentikan industri selama berhari-hari.

Dalam praktik: Ini hitungan orang yang memutuskan apakah akan membeli genset untuk restorannya: berapa kerugiannya per jam tanpa listrik, dibandingkan berapa biaya per tahun untuk memiliki genset yang siap. Bagi rumah tangga, setiap kWh yang kurang bernilai sekitar 3,4 €; bagi perusahaan, sekitar 16 €. Dan asuransi termurah adalah yang sudah ada: mempertahankan satu pembangkit gas berbiaya 18,2 € per kW per tahun; baterai baru 25 kali lebih mahal.

VIII. Kapasitas: membayar agar selalu siap

Di pasar energi saja, setiap pembangkit menerima bayaran per MWh yang dijualnya. Pembangkit yang hanya dibutuhkan beberapa puluh jam per tahun tidak dapat mengembalikan, dari jam-jam itu, baik investasi maupun biaya pemeliharaannya. Para ekonom menyebutnya masalah “uang yang hilang” (missing money). Secara teori, harga yang sangat tinggi pada jam-jam kelangkaan akan menutup selisihnya; dalam praktik, harga itu punya batas dan sulit diterima secara politik. Hasilnya tercantum dalam penilaian Eropa sendiri: antara 1.770 dan 3.060 MW dari 3.829 MW pembangkit siklus gabungan Portugal tidak menguntungkan pada 2028 dan akan ditutup.

Dalam praktik: Tak seorang pun membiarkan taksi diam sepanjang tahun menunggu malam Tahun Baru. Jika kota membutuhkan taksi-taksi itu pada malam tersebut, kota harus membayar mereka agar tersedia — atau menerima bahwa tidak akan ada taksi.

Mekanisme kapasitas membayar, selain energi, juga kesiapan: sejumlah uang per MW dan per tahun, sebagai imbalan atas kewajiban untuk tersedia ketika operator jaringan memintanya, dengan sanksi bagi yang gagal. Jumlah yang dibeli ditentukan oleh standar keandalan; harganya, sebagai aturan, ditentukan melalui lelang. Setiap teknologi dihitung menurut kapasitas andalnya: diterapkan koefisien pengurangan yang mencerminkan seberapa besar kontribusinya, rata-rata, pada jam-jam kritis. Pembangkit gas dihitung hampir penuh; baterai dua jam dihitung sebagian; angin dan surya dihitung sedikit.

Dalam praktik: Itu seperti iuran bulanan untuk tukang ledeng darurat: dibayar setiap bulan agar ia datang pada Minggu malam, dan jika ia tidak datang, ia kehilangan iuran itu. Dan setiap orang dibayar menurut apa yang dijaminnya: tukang ledeng yang hanya datang separuh dari waktu menerima separuh.

Ada tiga bentuk utama. Pada pasar terpusat, operator jaringan membeli kapasitas melalui lelang, bertahun-tahun sebelumnya; ini model Britania Raya, Italia, Belgia, Polandia, Irlandia, dan kini Spanyol. Pada kewajiban terdesentralisasi, setiap pemasok listrik harus membeli sertifikat yang menutup beban puncak pelanggannya; ini model Prancis. Pada cadangan strategis, beberapa pembangkit keluar dari pasar dan hanya dipanggil dalam keadaan darurat; ini model Jerman, Swedia, dan Finlandia. Tabel 5 membandingkan kasus-kasus itu.

Aturan Eropa ketat. Peraturan (UE) 2019/943 hanya mengizinkan mekanisme kapasitas jika suatu penilaian kecukupan mengidentifikasi masalah, mensyaratkan standar keandalan, mewajibkan mekanisme itu terbuka bagi semua teknologi — pembangkitan, penyimpanan, dan permintaan —, menetapkan batas emisi 550 g CO₂ per kWh, yang menyingkirkan pembangkit batu bara, dan memungkinkan partisipasi kapasitas dari negara lain. Setiap mekanisme merupakan bantuan negara dan memerlukan persetujuan Komisi Eropa.

Di Portugal, sejarahnya singkat dan terputus-putus. Sampai 2017, pembangkit menerima insentif jaminan daya yang ditetapkan secara administratif. Pada tahun itu, sebuah lelang mengalokasikan 1.766 MW seharga 4.775 €/MW untuk tiga kuartal terakhir, dengan biaya kurang dari 5,7 juta €, dibandingkan sekitar 12,9 juta € dalam rezim sebelumnya; lelang itu tidak menjadi mekanisme permanen. Pada 2022, layanan interuptibilitas diganti dengan pasar pita cadangan pengatur, terbuka bagi konsumen besar, yang lelangnya tidak pernah melampaui sekitar 400 MW. Pada 15 Juni 2026, Pemerintah mengumumkan persiapan mekanisme kapasitas yang kompetitif, terbuka bagi pembangkitan, penyimpanan, dan pengelolaan permintaan, serta dimulainya pranotifikasi kepada Komisi. Volume, biaya, maupun tanggal belum diumumkan.

Di Spanyol, jalannya sudah ditempuh. Komisi menyetujui pada Mei 2026 sebuah mekanisme sampai 9.000 juta € untuk 2026–2036, sekitar 900 juta € per tahun. Orden TED/966/2026, tertanggal 15 September, menetapkan aturannya: lelang utama sampai lima tahun sebelumnya, lelang penyesuaian tahunan, dan lelang transisi; kontrak satu tahun untuk pembangkit yang ada, sampai lima belas tahun untuk pembangkit baru, dan satu sampai sepuluh tahun untuk permintaan; hilangnya pembayaran dengan tambahan denda 20% dan pengecualian setelah tiga kali gagal uji. Koefisien pengurangan, pendanaan, dan tanggal lelang pertama masih harus ditentukan.

Di luar Eropa, dua kutub ekstremnya ada di Amerika. Di PJM, pasar listrik terbesar di Amerika Serikat, lelang untuk 2027/28 ditutup pada harga maksimum, 333,44 US$ per MW per hari, sekitar 122 US$ per kW per tahun, dan meski begitu 6.623 MW tetap tidak terkontrak; hampir seluruh kenaikan beban puncak yang diperkirakan berasal dari pusat data. Di Texas, pasarnya hanya energi dan mengandalkan harga yang sangat tinggi pada jam-jam kelangkaan; pada Februari 2021, badai musim dingin membuat jutaan orang tanpa listrik selama berhari-hari.

Portugal berbeda dalam tiga hal. Pertama, hukum: penilaian Eropa tidak mengidentifikasi masalah kecukupan di negara itu, dan penilaian nasional harus disesuaikan untuk mendasari mekanisme. Kedua, skala: yang kurang, 850 sampai 1.550 MW pada 2026, setara dengan satu atau dua pembangkit, di pasar dengan sedikit pesaing potensial, sehingga lelang kurang kompetitif. Ketiga, tetangga: dengan Spanyol membayar kapasitas dan Portugal belum, kapasitas andal di Semenanjung Iberia punya pembeli di satu sisi perbatasan dan tidak di sisi lain, dan mekanisme Spanyol berencana membuka diri, kelak, bagi partisipasi negara-negara yang terinterkoneksi.

Dalam praktik: Spanyol sudah membayar iuran tukang ledeng; Portugal masih memutuskan. Jika tukang ledeng itu tinggal di perbatasan, pada Minggu malam ia akan lebih dulu mendatangi yang membayarnya.

IX. Yang masih harus diukur

Kedua tolok ukur adalah model, bukan pengukuran. Langkah berikutnya adalah membandingkannya dengan yang benar-benar terjadi: menelusuri deret per jam nyata produksi angin, surya, dan air, konsumsi, serta pertukaran dengan Spanyol selama sepuluh tahun terakhir, lalu menghitung berapa kali ada akhir sore atau minggu ketika marginnya minimal, berapa lama berlangsung, dan siapa yang menutupnya. Datanya terbuka untuk umum, di platform transparansi ENTSO-E. Saya melakukan penghitungan itu dalam «As piores semanas que já tivemos» (“Minggu-minggu terburuk yang pernah kita alami”): dalam dua belas tahun data per jam ada 20 periode tanpa angin selama empat hari atau lebih, dan yang menopangnya makin lama makin Spanyol — jam-jam dengan impor lebih dari 3 GW naik dari satu pada 2015 menjadi 1.562 pada 2026. Itulah persisnya asumsi yang diandalkan tolok ukur Eropa dan yang menurut data tidak terjamin. Penghitungan yang sama masih harus dilakukan khusus untuk jam-jam puncak akhir sore.

Ada pula tiga pertanyaan yang tidak dijawab dokumen-dokumen itu. Pertama, berapa jam margin yang menipis sudah dialami sistem sejak penutupan pembangkit batu bara, tanpa pemadaman. Kedua, berapa biaya interuptibilitas jika harus berlangsung berhari-hari, bukan berjam-jam. Ketiga, bagaimana kedua tolok ukur didamaikan sebelum mekanisme kapasitas sampai di Brussel, tempat tolok ukur Eropa akan berbobot.

Dalam praktik: Model adalah prakiraan cuaca. Data terukur adalah termometer. Sebelum memutuskan berapa yang dibayar untuk asuransi, ada baiknya melihat apa yang ditunjukkan termometer selama sepuluh tahun terakhir.

Cara mengetahui timbangan mana yang dipercaya: enam langkah

• 1. Menimbang satu kilo yang sudah diketahui. Minta kedua tolok ukur memprakirakan dua belas tahun yang sudah dilalui dan lihat mana yang mengenali hari-hari sulit yang benar-benar terjadi, seperti akhir sore 12 Januari 2021 atau kekeringan disertai ketiadaan angin pada Oktober 2022.
• 2. Menukar suku cadang antartimbangan. Jalankan model Eropa dengan interkoneksi nyata, pemompaan historis, dan 400 MW permintaan, satu asumsi setiap kali, dan model nasional dengan 36 tahun iklim, untuk mengetahui mana yang menjelaskan perbedaannya.
• 3. Mengukur tetangga. Ukur, jam demi jam, kapasitas impor yang ditawarkan dan margin Spanyol pada akhir sore yang dingin dan tanpa angin, dalam penilaian bersama REN dan REE.
• 4. Menghitung yang terdaftar, bukan yang diumumkan. Prakirakan konsumsi baru hanya dengan permohonan sambungan yang disetujui dan kontrak yang ditandatangani, seperti kantin sekolah direncanakan menurut murid yang terdaftar.
• 5. Membuka timbangan. Terbitkan data dan asumsi kedua model dan minta tinjauan independen sebelum mekanisme sampai di Brussel.
• 6. Sementara itu, putuskan apa yang murah untuk diperbaiki. Pertahankan pembangkit siklus gabungan yang ada, seharga 18,2 €/kW per tahun; kontrak satu tahun untuk pembangkit yang ada; kontrak panjang hanya untuk kapasitas baru dan hanya setelah kedua tolok ukur didamaikan; beli secara bertahap.

Sebelum membeli asuransi yang mahal, timbanglah satu kilo yang sudah diketahui di kedua timbangan dan tanyakan kepada tetangga, dengan angka, apakah ia akan ada di rumah pada Minggu malam terburuk. Sampai saat itu, pertahankan asuransi murah yang sudah dimiliki.

Kesimpulan

Sejak 2018, laporan resmi Portugal memperingatkan bahwa, tanpa kapasitas andal baru, beban puncak tidak akan lagi tertutup. Tahun masalah selalu dimajukan dan kekurangan bertambah dari 400 menjadi sekitar 1.700 MW. Pada Juni 2026, laporan menyatakan “tahap krisis” untuk tahun itu juga, dan Pemerintah mengumumkan mekanisme kapasitas. Penilaian Eropa, yang disetujui ACER, mengatakan tidak ada masalah, dan REN menjelaskan alasannya: penilaian itu mengandaikan pemompaan lebih banyak daripada yang nyata dan interkoneksi yang selalu tersedia.

Kedua tolok ukur sepakat dalam hal yang pokok. Pembangkit gas yang ada adalah cadangan termurah, dan pasar sendirian tidak membayarnya. Keduanya tidak sepakat dalam hal selebihnya, dan justru di situlah ditentukan berapa yang akan kita bayar. Minggu terburuk bukan lagi hipotesis: itu kesimpulan delapan laporan resmi. Yang masih harus diketahui adalah apakah kita akan melewatinya dengan pembangkit yang dibayar untuk menunggu atau dengan protokol pelepasan beban.

Dalam satu kalimat. Selama delapan tahun laporan resmi memperingatkan bahwa Portugal akan membutuhkan 1 sampai 2 GW cadangan andal; tolok ukur Eropa mengatakan tidak, dan dari ketidaksepakatan itulah bergantung siapa yang membayar listrik pada akhir sore terburuk dalam setahun.

Gaspar do Amaral

Teks, tabel, gambar, dan perhitungan oleh penulis, dengan bantuan AI dalam penelusuran, ekstraksi laporan, dan verifikasi. © Aprecisa.com

Catatan metodologi

Laporan nasional. Saya membaca ringkasan eksekutif dan bagian analisis keamanan pasokan dari delapan edisi RMSA-E, dari 2018 sampai 2025, yang diterbitkan DGEG. Edisi 2018 sampai 2021 berupa pindaian; saya mengekstrak teksnya dengan pengenalan karakter optik dan memeriksa setiap nilai yang dikutip pada gambar halamannya. Dari edisi 2022 sampai 2025 saya mengekstrak teksnya secara langsung. Untuk RMSA-E 2025 saya memakai ralat yang diterbitkan DGEG, yang mengoreksi halaman 11, 42, dan 75 mengenai hasil lelang pita mFRR ke-7. Nilai dalam Tabel 1 dan Gambar 1 adalah nilai uji tekanan setiap edisi; jika edisi menyebut rentang, saya mencatatnya; jika menyebut lebih dari satu kondisi (misalnya, dengan dan tanpa Tapada do Outeiro), saya mencatat yang utama dan menyebut yang lain.

Penilaian Eropa. Nilai ekspektasi kehilangan beban ERAA 2025 untuk Portugal (rata-rata 0,82 jam/tahun pada 2028, dengan persentil 95 sebesar 4,05 jam/tahun; 0,00, 0,02, dan 0,06 jam/tahun pada 2030, 2033, dan 2035) adalah nilai dalam Lampiran 3, setelah pembagian pemadaman antarzona. Rentang 1 sampai 6 jam/tahun pada 2028 adalah yang disebut ACER dalam Keputusan 06/2026. Komentar REN ada di Lampiran 6.

Berkas per jam. Berkas ERAA_2025_HourlyENSData mencantumkan, untuk setiap tahun sasaran (2028, 2030, 2033, 2035), setiap skenario iklim (1 sampai 36), setiap sampel kerusakan (1 sampai 15), dan setiap zona, jam-jam dengan energi yang tidak tersalurkan beserta nilainya dalam MWh. Saya menghitung: ekspektasi kehilangan beban sebagai jumlah jam dengan pemadaman dibagi 540; ekspektasi energi yang tidak tersalurkan sebagai jumlah MWh dibagi 540 (nilainya sama dengan Lampiran 3); satu episode sebagai rangkaian jam berturut-turut dengan pemadaman dalam simulasi yang sama; maksimum hari berturut-turut sebagai jumlah terbesar hari kalender berturut-turut dengan sedikitnya satu jam pemadaman dalam simulasi yang sama; keserentakan sebagai bagian jam pemadaman di Portugal yang, dalam simulasi yang sama dan pada jam yang sama, juga mengalami pemadaman di Spanyol. Sebaran per bulan dan per jam dalam Gambar 3 menghitung jam dengan pemadaman, bukan energi.

Nilai energi yang tidak tersalurkan dan CONE. Nilai dalam Tabel 3 adalah nilai skenario tengah laporan akhir ERSE Desember 2025 (Tabel 1 sampai 3). Jam pemadaman yang dibenarkan setiap teknologi diperoleh, menurut metodologi ACER, dengan membagi CONE dengan VoLL: misalnya, 18,2 €/kW·tahun ÷ 12.433 €/MWh × 1.000 = 1,46 jam/tahun.

Keterbatasan. Semua angka dalam artikel ini adalah hasil model resmi, bukan pengukuran atas apa yang terjadi. Kondisi uji tekanan berubah dari edisi ke edisi, sehingga urutan dalam Gambar 1 menunjukkan perkembangan peringatan, bukan deret yang homogen. Saya tidak menganalisis skenario permintaan setiap edisi maupun lampiran teknis lengkapnya; kesimpulan yang dikutip adalah yang ditonjolkan laporan-laporan itu sendiri.

Tentang terjemahan ini. Terjemahan artikel yang diterbitkan penulis di LinkedIn pada 13 Oktober 2026; versi lengkap berbahasa Portugis ada di situs ini. Lima tabel dan tiga gambar adalah gambar asli, dengan teks berbahasa Portugis, dan keterangan terjemahan yang memuat judul, isi, dan sumbernya; naskah asli mengulang Tabel 3, dan terjemahan ini menampilkan apa yang dilihat pembaca naskah asli. Sampul asli diganti dengan sampul terjemahan. Nomor tabel yang dikutip dalam teks adalah nomor dalam naskah asli. Contoh sehari-hari terakhir dalam daftar istilah, yang dalam naskah asli tampil sebagai judul, ditampilkan dalam kotak yang sama dengan yang lain. Nama lembaga dan laporan Portugal tetap dalam bahasa Portugis, dengan penjelasan dalam kurung pada kemunculan pertama. Judul sumber tetap dalam bahasa aslinya; hanya anotasinya yang diterjemahkan.

Referensi

1. DGEG, Monitorização da Segurança de Abastecimento — [A. Laporan nasional keamanan pasokan (DGEG/REN)] halaman dengan semua edisi.
2. RMSA-E 2025 (2026–2040) — terbit pada 5 Juni 2026 — tahap krisis pada 2026, 12,8 jam/tahun; kebutuhan 1.240–1.690 MW pada 2030; ralat (naskah asli berbahasa Portugis).
3. RMSA-E 2024 (2025–2040) — 18 Februari 2025 — ≈ 1.650 MW pada 2025.
4. RMSA-E 2023 (2024–2040) — 22 Desember 2023 — 1.750–1.950 MW pada 2024.
5. RMSA-E 2022 (2023–2040) — 25 Oktober 2022 — 600–1.050 MW pada 2023.
6. RMSA-E 2021 (2022–2040) — 400–450 MW pada 2022.
7. RMSA-E 2020 (2021–2040) — beban puncak tidak tertutup pada 2022 (ICP = 0,96).
8. RMSA-E 2019 (2020–2040) — beban puncak tidak tertutup pada 2025 (ICP = 0,98).
9. RMSA-E 2018 (2019–2040) — beban puncak tidak tertutup pada 2025 (ICP = 0,98).
10. ENTSO-E, ERAA 2025 — Reports & Results — [B. Penilaian Eropa] laporan eksekutif, Lampiran 1 sampai 7, dan berkas per jam energi yang tidak tersalurkan.
11. ACER, Decisão 06/2026 sobre a ERAA 2025 — persetujuan dengan perubahan; rentang 1 sampai 6 jam/tahun untuk Portugal pada 2028.
12. ERSE, Segurança de Abastecimento — [C. Standar keandalan dan nilai energi yang tidak tersalurkan] laporan akhir Desember 2025: VoLL 12.433 €/MWh, CONE per teknologi, standar 1,46 jam/tahun.
13. ACER, Decisão 23/2020 — metodologi penghitungan VoLL, CONE, dan standar keandalan.
14. Governo de Portugal (15 de junho de 2026), Governo prepara mecanismo de capacidade — [D. Keputusan politik] pranotifikasi kepada Komisi Eropa; lelang baterai 750 MVA.
15. Governo de Portugal (2026), Governo prepara mecanismo de capacidade… — [E. Mekanisme kapasitas] 15 Juni 2026: mekanisme kompetitif, terbuka bagi pembangkitan, penyimpanan, dan permintaan; dimulainya pranotifikasi.
16. Governo de Portugal (2017), Primeiro leilão de garantia de potência — 1.766 MW seharga 4.775 €/MW; biaya sampai 5,68 juta €, dibandingkan 12,9 juta € dalam rezim sebelumnya.
17. ERSE (2021), ERSE aprova diretiva que cria mercado de banda de reserva de regulação — Direktif 14/2021; menggantikan layanan interuptibilitas mulai 1 Januari 2022.
18. Energy-Storage.news (2026), EU approves Spain's €9 billion capacity market — sepuluh tahun, sekitar 900 juta € per tahun; pembangkitan, permintaan, dan penyimpanan.
19. DLA Piper (2026), Spain launches its new capacity market — Orden TED/966/2026: jenis lelang, durasi, sanksi, batas 550 g CO₂/kWh.
20. Modo Energy (2026), leilão T-4 da Grã-Bretanha para 2029/30 — 27,10 £/kW·tahun; 40,1 GW.
21. PJM (2025), PJM Auction Procures 134,479 MW of Generation Resources — 2027/28: 333,44 US$/MW·hari, pada batas; 6.623 MW tidak terkontrak; pusat data.
22. Gaspar do Amaral (2026), As piores semanas que já tivemos — [F. Data terukur] dua belas tahun kelistrikan Portugal, jam demi jam, dari ENTSO-E: periode tanpa angin, impor dari Spanyol, dan pemakaian pembangkit gas (naskah asli berbahasa Portugis).

Gaspar do Amaral · Naskah asli berbahasa Portugis tertanggal 13 Oktober 2026, diterbitkan di situs ini; terjemahan diterbitkan pada 27 Oktober 2026 · Gambar dan tabel © Aprecisa.com · Dengan bantuan AI