Baterias em Portugal: da ambição anunciada à execução necessária

Há um diagnóstico que se tornou muito comum entre quem acompanha de perto a transição energética em Portugal: o problema deixou de estar na definição de metas ambiciosas e passou a estar na execução.

A instabilidade legislativa, a morosidade dos procedimentos administrativos, os bloqueios no licenciamento, nenhuma destas críticas é nova. Mas em poucos domínios elas se aplicam com tanta nitidez como no do armazenamento de energia em baterias, precisamente o setor onde o Governo, no último ano, mais ambição depositou.

Recordemos o ponto de partida. No final de 2024 Portugal apresentou um resultado de consumo de 71% de eletricidade de origem renovável e tem, para 2030, a meta de alcançar os 93%. No entanto, a capacidade de armazenamento em baterias à escala de sistema não ia até há pouco tempo além de uns simbólicos 13 MW, encontrando-se hoje, no melhor cenário, em cerca de 120 MW instalados ou quase operacionais. O Plano Nacional de Energia e Clima aponta 1,5 GW para o final da década, com um objetivo intermédio próximo dos 750 MW. Entre os 120 MW de hoje e os 1,5 GW planeados há uma distância significativa que necessita de ser percorrida.

Foi o apagão de 28 de abril de 2025 que veio colocar o armazenamento de energia no centro das preocupações da política energética portuguesa. A resposta do Governo, traduzida num plano de reforço da segurança do Sistema Elétrico Nacional dotado de cerca de 400 milhões de euros, contém medidas que, no essencial, são positivas. A mais estruturante é o anunciado leilão de até 750 MVA de serviços de sistema prestados por baterias, financiado pelo PRR até 100 milhões de euros e sem recurso ao Orçamento do Estado. Assim, em vez de subsidiar a capacidade em abstrato, remunera-se o que as baterias efetivamente prestam à rede: segurança, estabilidade, resposta rápida em frequência.

A este eixo somaram-se o reforço da rede pela REN, com 137 milhões de euros em equipamentos de controlo de tensão e o alargamento da capacidade de black start a quatro centrais, bem como alterações no licenciamento que pretende simplificar o procedimento de projetos que incorporem baterias. Mais recentemente, em abril de 2026, a revisão do PRR aumentou a dotação dedicada à flexibilidade da rede e ao armazenamento de 160 para 180 milhões de euros e alargou o prazo de candidaturas. Há direção, há instrumentos e há dinheiro identificado. Para um setor habituado à indefinição, não é pouco.

Existe, por isso, um projeto, ambição e recursos. O problema, no entanto, é a execução e quanto a este aspeto, honestamente, o histórico recomenda prudência. O concurso de 100 milhões do PRR que financiou 43 projetos, num total de 500 MW, deu sinais de dificuldades de execução, com alguns promotores em risco de perder o apoio. O balcão único digital de licenciamento da Direção-Geral de Energia e Geologia, que poderia transformar verdadeiramente os prazos de aprovação, continua por implementar. E o próprio leilão de 750 MVA, que tinha sido inicialmente anunciado para arrancar até janeiro de 2026, prazo entretanto ultrapassado, depende de um caderno de encargos cujo desenho (onde deverá constar a duração mínima dos sistemas, os critérios de elegibilidade, a forma e prazo de remuneração, ou as penalidades por indisponibilidade) ainda não conhecido. Enquanto essas regras não forem clarificadas, o investidor sensato lerá o leilão como uma oportunidade anunciada, não como uma certeza. E um investimento desta magnitude necessita de certezas.

Acresce a esta incerteza um obstáculo que nenhum anúncio dissolve: a ligação à rede. Num recente relatório em que a Fieldfisher analisou onze mercados europeus de armazenamento, o congestionamento da rede surge como a principal barreira à concretização de projetos em nove deles, com Portugal classificado como mercado emergente. A isto junta-se a volatilidade regulatória que levou tantos promotores a uma postura cautelosa e que justifica que os contratos tenham vindo a incorporar cláusulas de alteração de circunstâncias e de força maior que cubram a curtailment imposta pelo operador.

Seria, ainda assim, um erro concluir pela falta de atratividade do mercado português das baterias. A oportunidade existe e existe um sentimento de urgência pós-apagão que não pode ser esquecido. O custo de baterias tem vindo a diminuir, com efeito direto na rentabilidade dos projetos. Existe uma aposta na co-localização decorrente, nomeadamente do Decreto-Lei n.º 99/2024. E existe uma procura estrutural identificada: os data centers, que já contratam energia a longo prazo. Para além disso, a produção local de lítio, a instalação de refinarias de lítio (projeto infelizmente, entretanto abandonado) e a instalação de fábricas de produção de baterias, têm o potencial de originar uma cadeia de valor que vai muito além do mero consumo.

A aposta de Portugal nas baterias é, no essencial, acertada, desde logo como condição da segurança do abastecimento. Mas a história da política energética nacional é fértil em metas ambiciosas que tropeçaram numa execução frágil. O que vai distinguir esta da anterior não será o número de medidas anunciadas, e sim a capacidade de as operacionalizar com a celeridade e a previsibilidade que os mercados exigem: lançar o leilão de 750 MVA com um desenho efetivamente realizável, colocar finalmente em funcionamento o balcão único da DGEG e dar estabilidade ao quadro de incentivos. Se isso acontecer, os 1,5 GW de 2030 deixam de ser uma aspiração para passar a ser um plano.

Assim, é central a aposta na execução das medidas anunciadas. É aí que cidadãos, decisores e investidores vão, com razão, exigir resultados.

*António Ribeiro Mendonça, associado do departamento de Público e Regulatório, e Rui Lanceiro, associado sénior do departamento de Público e Regulatório da Fieldfisher Portugal