A pior semana — Quanto custa não ficar no escuro quando faltam o vento e o sol

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 demanda, num total de 1.634,5 MWh. A razão foi simples: a geração eólica ficou abaixo do previsto. Foi a nona ativação do ano do serviço de resposta ativa da demanda, e a sétima desde meados de julho.

Duas horas se resolvem com quase tudo: uma bateria, uma usina 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 baseado 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 fazer isso, traduz o resultado na conta de luz de uma família e de uma fábrica, e mostra onde cada solução pode falhar. Por trás dela está uma questão mais ampla, que os dois autores compartilham: não basta saber quanto custa produzir eletricidade; é indispensável saber quanto custa garantir o seu fornecimento, permanentemente, e quem arca com esses custos.

A pergunta é de potência, não só de energia. A segurança de abastecimento exige que, a cada instante, a potência disponível atenda à demanda, incluindo as reservas, a regulação e os demais 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 geração.

Na prática: É a diferença entre o preço da gasolina e o preço do seguro do carro. Os gráficos habituais mostram quanto custa cada litro. A pergunta da pior semana é quanto custa ter a certeza de que o carro anda no dia em que tudo dá errado.

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 compartilhou um gráfico de custos nivelados de várias tecnologias: nuclear de grande porte 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 são usadas 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 demanda hora a hora, incluindo os períodos prolongados de pouca geração, e a que custo total?

O ponto de vista de João de Jesus Ferreira: “O problema central do planejamento 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 atender à demanda, hora a hora, ao menor custo global e com níveis adequados de segurança de abastecimento. Um sistema elétrico não pode ser planejado apenas com base em balanços anuais de energia, metas de capacidade instalada ou percentuais de incorporação de renováveis. A geração eólica e fotovoltaica depende de condições meteorológicas que não acompanham necessariamente a evolução da demanda. A questão determinante é saber que potência firme e despachável, que capacidade de armazenamento, que flexibilidade da demanda e que contribuição efetiva das interligações serão necessárias para assegurar o equilíbrio do sistema, inclusive 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 confiável, 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 por litro e preço do seguro

O custo de um equipamento de armazenamento por MWh entregue resulta de dividir o custo anual pela energia que ele 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 conforme o uso que fizermos dele.

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 confiabilidade: 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 em outras 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 é multiplicado por dez, o custo por MWh é dividido por cerca 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 cerca de 5.800–6.500 €/MWh. A linha tracejada marca os 680 €/MWh do gráfico em discussão: para chegar lá, 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 as demais premissas do gráfico com um custo de capital de 7% e as reproduzimos 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 por 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 financiamento não paga o preço de uma vez: paga uma prestação durante muitos anos, com os juros incluídos. Com os equipamentos do sistema elétrico acontece 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. Essa porcentagem se chama fator de recuperação de capital, e depende só de duas coisas: a taxa de juros e o prazo. Com os 7% usados neste artigo, vale 10,98% em 15 anos, 9,44% em 20 anos, 8,58% em 25 anos e 7,25% em 50 anos. Quanto mais longo o prazo, mais baixa a prestação, mas nunca abaixo dos 7% dos juros.

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

Na prática: Um gerador de hospital passa o ano parado. Ninguém o escolhe pelo preço do kWh, mas pelo custo de tê-lo pronto no dia em que a rede falha. Para a pior semana, a pergunta certa não é quanto custa cada MWh, mas quanto custa, por ano, ter os MWh disponíveis quando fazem falta.

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

Mantivemos o cenário do gráfico original: um déficit 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 déficit 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 déficit resulta da simulação cronológica de séries horárias de geração e consumo, com a disponibilidade das usinas, os armazenamentos hídricos, as restrições de rede, as interligações e a variabilidade meteorológica, e se exprime 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-econômico 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 do sistema português entre 116 e 158 GWh de geração eólica em relação 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 consideramos quatro soluções. A Tabela 1 reúne as premissas de cada uma.

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

• 2 GW durante 120 horas. Portugal consumiu 53,1 TWh em 2025; dividindo 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 são pagas pela potência — o tamanho do motor: 700 €/kW × 2.000.000 kW = 1.400 M€. As baterias são pagas pela energia guardada — o tamanho do tanque: 150 €/kWh × 240.000.000 kWh = 36.000 M€. É aqui que nasce a diferença entre as duas: uma turbina tem um motor e busca o combustível no gasoduto; uma bateria tem de ter o tanque inteiro comprado, cheio e à espera.
• Eficiência. 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; o bombeamento, 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 é comprada a 50 €/MWh, nas horas de sobra.

Duas premissas merecem nota. A primeira é a das baterias. O investimento de 150 €/kWh se refere a um sistema completo instalado e corresponde, grosso modo, à média europeia mais recente: a pesquisa 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 se supõe, por simplificação, que toda a capacidade nominal é utilizável. A eficiência de 88% cobre as perdas do ciclo, não o superdimensionamento: 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 necessários cerca de 333 GWh nominais, e o custo anual subiria para 5.761 a 6.531 M€. A simplificação favorece, portanto, as baterias.

A segunda é a do bombeamento, que merece uma ressalva adicional. O Sistema Eletroprodutor do Tâmega (o complexo hidrelétrico do Tâmega, em Portugal) — 1.158 MW, 40 GWh, mais de 1.500 M€ — integra geração hidrelétrica convencional e reversível, barragens e reservatórios; o seu investimento global não é o custo de um armazenamento por bombeamento 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 do bombeamento são, por isso, indicativos e exigem uma avaliação técnico-econômica própria.

IV. Quatro maneiras de segurar a pior semana

Com as premissas da Tabela 1 e a receita da prestação, da manutenção e do combustível, a conta de cada solução se faz à mão, em poucas linhas. Nós a seguimos 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 mensalidade da academia: 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 de emissão. 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. Demanda 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 prêmio é quem aceita o incômodo. O preço de referência vem do serviço espanhol de resposta ativa da demanda: 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 revelou ainda.

3. Bombeamento novo

Um reservatório com bombeamento 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 necessários 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 eficiência 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 são pagas pelo tamanho do tanque: 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 eficiência 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 tanque 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 tê-las prontas e cerca de 32 M€ de gás e CO₂ por calmaria. A demanda que aceita parar tem um custo ilustrativo de 460 M€, calculado com o prêmio de disponibilidade adotado; não é um custo de mercado demonstrado para uma interrupção contínua de 120 horas, cuja viabilidade técnica e consequências econômicas ainda precisam ser avaliadas. O bombeamento novo, seis Tâmegas, custaria cerca de 790 M€, valor indicativo. As baterias custam 4.159 a 4.714 M€ por ano — dezesseis a dezoito vezes as turbinas. A figura mostra que a escolha da solução para a pior semana não é uma questão de ajuste fino: 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 déficit 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 econômico para Portugal. Manter disponível uma usina 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 servindo 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 operação 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 se fazem 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 ele 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 unidades: 257,1 M€ ÷ 53,1 milhões de MWh = 4,84 € a mais por MWh. Demanda que aceita parar, 8,66 €; bombeamento, 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 acabamos 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 demais se obtêm 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 geração, 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 da premissa, 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 dobrando, as turbinas continuam a custar menos de um décimo das baterias, porque o combustível só se paga em 360 horas por ano. Mesmo alterando várias premissas ao mesmo tempo contra as turbinas e a favor das baterias, a diferença diminui 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 conta de luz 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 da faixa de 2.500 a 5.000 kWh, a mais representativa em Portugal — paga cerca de 690 € por ano: 3.000 kWh × 0,23 €/kWh, o preço de referência com impostos publicado pela ERSE (a agência reguladora portuguesa). 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 conta. Com demanda que aceita parar, 2,17 € por mês (3,8%). Com bombeamento novo, 3,72 € (6,5%). Com baterias, 19,58 a 22,19 € por mês: 235 a 266 € por ano, ou 34 a 39% da conta. 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 todo mundo 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 aumentos tarifários aprovados: o repasse real depende dos mecanismos de financiamento, da estrutura tarifária, da imputação aos diferentes agentes e das decisões regulatórias.

Uma nota de rigor. Em relação apenas à componente de energia, que fica em torno de 50 a 70 €/MWh, o seguro com baterias aumenta o custo em 110 a 180% (78,32 ÷ 70 = 112%; 88,77 ÷ 50 = 178%); em relação à conta completa da família, que inclui redes, taxas e impostos, em 34 a 39%. As duas afirmações são verdadeiras, e convém não confundi-las. 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%).

Na prática: Ter turbinas a gás à espera para os cinco piores dias do ano custa a uma família pouco mais de 1 € por mês, o preço de um cafezinho. Fazer o mesmo com baterias custa cerca de 20 € por mês, o preço de um jantar fora. A diferença não está no rendimento das máquinas: está em pagar um motor ou pagar um tanque cheio.

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 a 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 o bombeamento: a reserva hídrica encolhe exatamente quando faz falta. Um terceiro colega, na mesma conversa, lembrou o comportamento racional dos operadores: com os reservatórios baixos, 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 o bombeamento existe. Mas significa que o bombeamento só é seguro se os reservatórios tiverem com que turbinar. A pior semana tem de ser calculada com os armazenamentos reais, reservatório a reservatório.

A interligação não é potência firme. A sua contribuição depende de haver geração disponível do outro lado e capacidade de transmissão nos momentos críticos. Um anticiclone pode cobrir toda a Península e reduzir ao mesmo tempo a geração variável dos dois países; Portugal continuará a importar se a Espanha dispuser de capacidade firme, de água ou de importações da França suficientes. Hoje é, de fato, a 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 planejamento, a sua contribuição é avaliada em escassez simultânea, com a adequação do sistema vizinho, as restrições de transmissão 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 gerenciável — 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 geração fotovoltaica é o comando remoto dos inversores. A capacidade de modular ou desligar a distância deve pertencer ao operador da rede, não ao fabricante do equipamento.

VII. O que esta conta deixa de fora

• 1. O déficit 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 do sistema 116 a 158 GWh de eólica; o déficit do sistema depende ainda da água, do gás, da interligação e da demanda nesse dia, e só um estudo de adequação o determina.
• 2. O que já existe. As usinas 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 demanda 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 revelou ainda. 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 geração 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 geração 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 rodem 15.000 km a 120 g/km. Quem considerar esse preço baixo pode refazer a conta: mesmo a 120 €/t, a ordem de grandeza se mantém.
• 6. Redes e serviços de sistema. A integração das diferentes tecnologias tem custos distintos de conexão, reforço de rede, controle 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 omiti-los nem transferi-los para outros componentes do sistema.
• 7. Quem arca com 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 sendo recuperados por meio 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 for possível estabelecer uma relação causal técnica e economicamente fundamentada, a imputação desses 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 levantamento 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 contas: 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 é usado, e um seguro, por definição, é pouco usado.

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 demanda que aceita parar e o bombeamento ficam entre as duas, mas com ressalvas sérias: a primeira ainda não existe na escala de cinco dias; o segundo falha justamente nos invernos secos. As baterias continuam a ser excelentes para aquilo para que foram feitas — as horas, a frequência, o pico do fim da tarde. Para a pior semana, são o seguro mais caro.

O desafio do planejamento não é, portanto, maximizar a incorporação de uma tecnologia, mas construir um sistema capaz de atender à demanda permanentemente, com segurança, confiabilidade e competitividade. A expansão da geração variável deve ser avaliada pela sua contribuição efetiva e pelos custos que implica em capacidade firme, armazenamento, redes, flexibilidade e serviços de sistema: uma potência instalada muito superior ao pico 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 produzi-la quando o tempo ajuda. Isso exige recuperar o planejamento integrado da demanda e da oferta e tratar a segurança de abastecimento como condição do sistema, e não como externalidade da transição energética.

A questão é ao mesmo tempo técnica, econômica e política: que sistema elétrico pretendemos construir, quanto estamos dispostos a pagar para garantir a segurança de abastecimento e quem deve arcar com 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.

Numa frase: Garantir os cinco piores dias do ano com turbinas a gás custa a uma família pouco mais de 1 € por mês; com baterias, cerca de 20 €.

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 as premissas da Tabela 1. O custo anual de cada solução é a soma da anuidade 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 a eficiência e p (carga) = 50 €/MWh o preço da energia de carga. O fator entre colchetes, 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 eficiência 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 a eficiência de 38% das turbinas, seria de cerca de 133 M€/ano.

Demanda que aceita parar. 2 GW × 230 €/kW·ano = 460 M€/ano. O serviço espanhol de resposta ativa da demanda 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 uma premissa dos autores. Cada ativação está limitada a duas horas.

Bombeamento. 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 hidrelétrico complexo, não o custo específico de capacidade reversível; o resultado é uma aproximação indicativa e não um custo validado para 240 GWh de bombeamento 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 alugado por longo prazo: o preço por quilômetro depende de quantos quilômetros se rodam 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, as eficiências 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 se obtém resolvendo a segunda fórmula em relação a N.

Conta de luz. Acréscimo por MWh consumido = custo anual / 53,1 TWh. Família: × 3 MWh/ano; porcentagem em relação 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. As premissas são ilustrativas e se destinam a comparar ordens de grandeza num cenário definido. Não substituem um estudo de adequação com séries cronológicas de geração e consumo, disponibilidade dos recursos, condições meteorológicas, restrições de rede e análise probabilística. A Tabela 6 altera várias premissas ao mesmo tempo: 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 se mantém em todos os casos, com razões entre 3,3 e 46. A potência do déficit entra linearmente nas duas soluções e não altera a razão; menos episódios por ano ou episódios mais longos a aumentam. Só déficits curtos, de algumas horas, invertem a ordem — e é para esses que as baterias servem. Os valores econômicos são condicionais às premissas adotadas 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€. Razão: 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€. Razão: 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

• ECO (2026), Consumo de energia elétrica atinge máximo histórico em 2025, citando a REN — 53,1 TWh consumidos em Portugal em 2025.
• ENTSO-E, Transparency Platform — consumo, geração 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).
• 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.
• Red Eléctrica (2026), nota à imprensa sobre o leilão do serviço de resposta ativa da demanda — 1.775 MW a 42,62 €/MW por hora, segundo semestre de 2026; máximo de duas horas por ativação.
• Energías Renovables (2025), SRAD — 1.725 MW a 65 €/MW por hora, primeiro semestre de 2026.
• 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

• Iberdrola (2022), Iberdrola inaugura a gigabateria do Tâmega — 1.158 MW, 40 GWh, investimento superior a 1.500 M€.
• Energy-Storage.news (2025), Battery storage system prices continue to fall sharply, BNEF and Ember reports find — pesquisa da BloombergNEF de 10 de dezembro de 2025, sistemas chave na mão: média mundial de 117 US$/kWh; Europa 177; Estados Unidos 219; China 73.
• Energy-Storage.news (2024), Behind the numbers: BNEF finds 40% year-on-year drop in BESS costs — pesquisa de 2024: Europa 275 US$/kWh.

C. Preços ao consumidor

• ERSE (2024), Boletim Eletricidade Eurostat, 2.º semestre de 2023 — 0,2299 €/kWh com impostos na faixa residencial de 2.500 a 5.000 kWh/ano.

D. Métodos de adequação

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

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

Nota metodológica

O que é esta página. Uma adaptação para o português do Brasil do artigo de Gaspar do Amaral e João de Jesus Ferreira publicado no LinkedIn em 15 de outubro de 2026; a versão integral em português de Portugal está neste site. A nota metodológica e as referências anotadas dos próprios autores estão adaptadas acima, no lugar que ocupam no original.

Números e unidades. Todos os números, unidades e contas são exatamente os do original; só os separadores seguem o uso brasileiro (1.634,5 em vez de 1 634,5). Os valores em dinheiro mantêm a notação original, em euros (M€ = milhões de euros). Vocabulário adaptado: «demanda» (procura), «bombeamento» (bombagem), «usina» (central), «reservatório» (albufeira), «conta de luz» (fatura).

Mudanças de forma, não de conteúdo. O subtítulo original («… — e porque é que a resposta não está no preço por MWh») aparece como subtítulo desta página. As onze imagens originais (Figuras 1 a 3, Tabelas 1 a 6 e as duas fórmulas) são reproduzidas tal como estão, com os textos em português de Portugal; cada legenda traduz o conteúdo da imagem. Os títulos das fontes ficam na língua original; os links são os do original.

Gaspar do Amaral · Original em português de Portugal de 15 de outubro de 2026, publicado neste site; adaptação emitida em 27 de outubro de 2026 · Figuras e tabelas © Aprecisa.com · Com recurso a IA