Leilão português de baterias perde para Espanha na atração de investimento, diz setor

O Governo apresentou, esta segunda-feira, as linhas-guia de um leilão de baterias, cujo lançamento ficou marcado para meados de setembro. O setor aplaude a iniciativa, mas é crítico de alguns dos critérios, nomeadamente a remuneração anual prevista para os municípios. A maioria alerta para uma situação de desvantagem face a Espanha, e mesmo face a outros países europeus, no que diz respeito a atrair investimento nesta área.

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“É positivo ver que começa a haver movimento no sentido de criar condições para o investimento e para uma maior flexibilidade do sistema elétrico”, considera João Amaral, CEO na Principle Power e ex-líder da Voltalia em Portugal. O gestor vê este movimento no lançamento do Plano Nacional de Armazenamento de Energia e nos renovados planos de reforço da capacidade hidroelétrica reversível. “O armazenamento deixa de ser um complemento e passa a ser uma infraestrutura essencial para garantir estabilidade, flexibilidade e segurança de abastecimento”, entende.

João Nuno Serra, CEO da Enforce e presidente da ACEMEL – Associação de Comercializadoras de Energia no Mercado Liberalizado, aplaude que se avance com um leilão, que vê como “a forma mais transparente de atribuir capacidade”. Destaca também pela positiva o facto de haver um calendário estabelecido, que cria previsibilidade, e de estarem fixados objetivos superiores aos inscritos no Plano Nacional de Energia e Clima, em termos da capacidade de armazenamento que se almeja ter no país até 2030 – 3 GW em vez de 2 GW – e 4,5 GW em 2040.

É positivo ver que começa a haver movimento no sentido de criar condições para o investimento e para uma maior flexibilidade do sistema elétrico.

A concurso estarão 750 megawatts (MW) para armazenamento autónomo aos quais se somam 300 MW para “capacidade sobrante”, relativa a projetos de renováveis que tenham componente de armazenamento. No que diz respeito à remuneração, em relação aos projetos autónomos, deverá ser entregue aos municípios 30% da receita obtida pelo Sistema Nacional de Energia, no âmbito do leilão. Já nos projetos de capacidade sobrante, a fatia inverte-se: os municípios recebem 70% das receitas do leilão. Por fim, os promotores ficam obrigados a entregar 2,5% da receita líquida colhida com os projetos aos municípios.

O leilão está marcado para 14 de setembro mas, até lá, vai decorrer um período para testar o desenho das peças, identificar ajustes necessários e reforçar a clareza das regras.

Remuneração no leilão gera dúvidas de competitividade face a Espanha

Numa nota mais negativa, João Nuno Serra relembra que o histórico de leilões de energia “não honra” o país. Recorda que estão por ligar todos os projetos que ganharam o concurso de solar flutuante que decorreu em 2021 – desses, “não há nenhum painel a flutuar” e a ligação à rede foi prorrogada. Também parte dos projetos vencedores dos leilões solares de 2019 e 2020 estão por construir. No caso do leilão do armazenamento, vê que pode haver uma “agravante” a colocar-se entre o concurso e a sua implementação: a exigência de remunerar os municípios anualmente.

“Não vejo qual o racional fazer ad initium uma declaração de oferta aos municípios. Projetos de energia são supranacionais, estão para lá dos interesses particulares dos municípios”, defende João Nuno Serra, frisando que alguns municípios apresentam “atitudes populistas” e “desenquadradas com a estratégia nacional”. E vê alguma falta de “coragem política” para contrariar este cenário. E questiona ainda o porquê dos 2,5% de remuneração, intuindo que mimetiza o que as eólicas pagavam aos municípios quando auferiam de feed in tariffs. “Em vez de o dinheiro ir para os municípios devia ir para reforço da rede elétrica, que é necessário para acomodar mais geração e baterias, e não onerar consumidores com as redes”, entende o líder da Enforce.

Para João Amaral, os apoios às baterias no âmbito do Plano de Recuperação e Resiliência “tiveram uma taxa de sucesso razoável”. Já em relação às recém-apresentadas iniciativas, confessa dúvidas, nomeadamente a “possibilidade de Espanha conseguir ser mais competitiva do que Portugal”, quer pela dimensão dos projetos, quer pelos requisitos aplicáveis. No que toca ao contributo previsto para os municípios em particular, considera-o “uma boa forma de tornar os projetos mais apelativos para as comunidades locais”, mas entende que também poderá criar diferenças de enquadramento regulatório face ao que existe em Espanha.

Em maio, a Comissão Europeia aprovou o mecanismo espanhol de capacidade, com dotação de cerca de 9 mil milhões de euros que financiam garantias dadas por dez anos, aberto ao armazenamento. António Coutinho, CEO da EDP Inovação, escreve na sua página de Linkedin, em relação ao leilão português, que “não havendo evidência de excesso de procura, e havendo antes indicações de necessidade de armazenamento, poderá ser preciso repensar as condições para reduzir o risco do promotor (leia-se custo de capital) e atrair investimento”.

Os investidores internacionais vão preferir Espanha.

João Nuno Serra assume que, do que conhece, o regime espanhol para o armazenamento é “mais atrativo”. Assim sendo, afirma que o leilão português não deverá ter uma “adesão extraordinária”. “Quando se começar a colocar a estrutura de custos, os investidores internacionais vão preferir Espanha”, antecipa, falando num deja vu em relação ao que aconteceu no campo da energia solar, que floresceu mais rapidamente em Espanha. Uma vez que o mercado está integrado, este “é um problema económico para o país e de desenvolvimento da engenharia portuguesa”, afirma.

Em todo o lado, onde se fala de leilões para baterias, o que está em causa é atribuir remuneração fixa. Alguém paga às baterias para existirem. (…) [No caso português] é o inverso disso. As baterias vão ter de pagar para existir.

O ex-secretário de Estado da Energia, e agora consultor na mesma área, João Galamba, considera que o leilão peca por assumir que os promotores de projetos de baterias terão de pagar para instalar os seus projetos. “Não vejo como é que este leilão irá atrair investidores”, afirma. Isto porque “em todo o lado, onde se fala de leilões para baterias, o que está em causa é atribuir remuneração fixa. Alguém paga às baterias para existirem”, como é o caso da Alemanha, Reino Unido, Austrália e Espanha, enumera, para depois acusar: “o anunciado [no caso português] é o inverso disso. As baterias vão ter de pagar para existir”.

Na ótica de Galamba, uma forma de o leilão funcionar seria este manter-se a mesma lógica mas “ter um preço de partida com um valor suficientemente negativo para acautelar o que tem de se pagar aos municípios e ainda receber” alguma compensação. Em paralelo, crê que seria mais fácil para os promotores se a compensação a entregar aos municípios consistisse num determinado valor por MVA (megavolt ampere) ao longo da vida do projeto, em vez de uma percentagem da receita. “O leilão tem de começar em valores negativos. Porque senão, [como promotor] só pago, e então vou para Espanha”, afirma. Os valores que Espanha irá pagar às baterias ‘por existirem’, contudo, ainda não estão definidos, indica o consultor de Energia.

Bruno Catela, responsável da unidade de negócio de baterias na Helexia, concede que, “do ponto de vista do investidor, este não é o melhor leilão de todos”, quando do outro lado da fronteira estão a ser dadas garantias de receita. “Podemos perder um pouco de terreno para Espanha”, assume. Contudo, não vê nesta dinâmica um lado unicamente negativo: “do ponto de vista do consumidor, prefiro os leilões como sairão em Portugal”. Isto porque “Espanha estará a pagar um premium hoje por uma tecnologia que daqui a cinco anos será mais barata”, algo semelhante ao que aconteceu em Portugal quando o país se iniciou nas energias renováveis e criou remuneração garantida, as feed in tariffs. “Se temos urgência em colocar [mais capacidade], temos de dar garantias aos investidores. Se queremos proteger os consumidores, é deixar o mercado funcionar por si só”, remata.

Se temos urgência em colocar [mais capacidade], temos de dar garantias aos investidores. Se queremos proteger os consumidores, é deixar o mercado funcionar por si só.

À margem do evento desta segunda-feira, no qual foi apresentada a Estratégia Nacional de Armazenamento e os contornos do leilão, a ministra do ambiente e Energia, Maria da Graça Carvalho, garantiu: “claro que queremos ser competitivos com os nossos vizinhos”. A responsável pela tutela indicou que estas condições de remuneração são aplicadas a um contexto “muito específico”, deste leilão e que outros projetos, fora deste âmbito, estarão sujeitos a condições específicas a definir pela DGEG nos próximos 90 dias, de acordo com o diploma que foi publicado no mesmo dia (decreto-lei 130/2026).

Serviços à rede com pontas soltas

O ex-secretário de Estado da Energia alerta ainda para três situações. Por um lado, “há um conjunto significativo de baterias” em Portugal que, atualmente, não têm estas mesmas obrigações de pagamento aos municípios. Por outro lado, afirma que os bancos não estão a financiar projetos de baterias que não tenham garantia de remuneração.

Por fim, é crítico do projeto de despacho sobre os requisitos técnicos aplicáveis às baterias, apresentado e colocado em consulta pública esta segunda-feira, o qual considera “agravar” a questão da remuneração. Isto porque, no seu entender, este despacho torna a prestação de serviços à rede uma obrigação por parte das baterias, e não algo a ser remunerado. Em contraste, a Alemanha avançou em janeiro com um mercado de inércia sintética, que paga um valor fixo para as baterias estarem disponíveis para servirem a rede perante picos de consumo ou quebras, relata. Em Espanha, estas questões ainda não estão a ser regulamentadas, mas podem ser usadas para tornar o investimento (ainda) mais atrativo. Se o despacho assim se mantiver, as baterias em Portugal “ainda vão ter de fornecer um conjunto de serviços que nos outros países são pagos”, remata.

João Amaral, por seu lado, sente também falta de um plano para os novos serviços de sistema, sublinhando que a rapidez de resposta das baterias à rede elétrica faz com que o seu contributo “vá muito além do simples armazenamento de energia”. Neste sentido, considera necessário que sejam criadas condições de mercado, nomeadamente um mercado de capacidade e mecanismos de remuneração dos serviços de sistema. “Só isto permite investimentos de longo prazo dos promotores”, afirma. É que, com isto, as rentabilidades poderão ser “relativamente reduzidas, mas também com maior previsibilidade”, tanto para o sistema elétrico como para os investidores. Indica, por fim, que os Estados Unidos estão a aplicar este tipo de modelo.

Do lado da Helexia, que trabalha as baterias de forma descentralizada – isto é, não à escala prevista para o leilão –, Bruno Catela vê como vantajoso para o país descentralizar a flexibilidade no sistema elétrico, e afirma que as indústrias com as quais trabalha poderão disponibilizar os serviços ao sistema, tanto através da instalação de baterias como da interrupção de consumos. Algo que, na sua ótica, deveria avançar em paralelo ao que está previsto para o concurso, e que seria passível de atingir uma capacidade instalada equivalente à que vai a leilão, num espaço de tempo semelhante. Desta forma, juntava-se a vantagem de beneficiar as indústrias e reduzir os seus custos operacionais, argumenta.