Portugal: Quadro regulatório para BESS e fotovoltaico — Preços negativos, tarifas de rede e mercados

Preços negativos e regimes de remuneração das renováveis

Portugal não dispõe, à data de junho de 2026, de uma norma explícita análoga ao § 51 EEG alemão — que suspende automaticamente o prémio de mercado durante as horas em que os preços no mercado grossista são negativos. O regime de apoio histórico assentou em tarifas feed-in garantidas (TRG), calculadas pela fórmula VRD (valor de referência para a determinação da remuneração), diferenciadas por tecnologia e ajustadas pela inflação, estabelecidas inicialmente pelo Decreto-Lei n.º 339-C/2001 e complementadas por legislação específica para cada fonte — Decreto-Lei n.º 225/2007 (quadro geral), Decreto-Lei n.º 126/2010 (hídrica) e Portaria n.º 1057/2010 (fotovoltaica concentradora) ERSE — Tarifas e Preços Eletricidade (inclui Regulamento Tarifário n.º 2/2025). Neste regime, a remuneração era fixada contratualmente e não estava indexada ao preço spot: os produtores recebiam a tarifa garantida independentemente do nível dos preços no mercado OMIE.

As instalações cujos contratos de tarifa garantida estão a expirar transitam para o mercado livre, ficando expostas integralmente aos preços do MIBEL. É precisamente nestas instalações que os preços negativos ou nulos criam impacto mais significativo: quando o preço spot cai a zero ou abaixo, a receita de venda é nula ou negativa, sem qualquer mecanismo de compensação automática previsto na legislação nacional vigente. Em 1 de abril de 2024, o preço horário no mercado diário OMIE caiu a zero em Portugal durante várias horas, com renováveis a cobrir 97% da procura nesse período ECO — Preços zero/negativos no MIBEL: impacto nas renováveis (abril 2024). A associação setorial APREN alertou para a inviabilidade de investir se os preços continuarem a colapsar, e a ERSE reconheceu a impossibilidade de prever o comportamento dos preços em função dos recursos naturais.

O novo instrumento de apoio previsto na reforma europeia do mercado elétrico — os Contratos por Diferença bidirecionais (CfD), introduzidos pelo Regulamento (UE) 2024/1747 — implica que, quando o preço de mercado supera o preço de exercício, o produtor devolve a diferença ao sistema; e quando o preço é inferior, recebe a diferença. Esta lógica cria de facto um mecanismo de limitação automática quando os preços são negativos: abaixo de zero, o produtor beneficia do CfD, mas a arquitetura dos CfD bidirecionais pode prever condições de suspensão ou de floor em zero, dependendo da estrutura contratual. A transposição nacional desta figura para Portugal está em curso e deve ser verificada junto da DGEG e da ERSE EUR-Lex — Regulamento (UE) 2024/1747: Reforma do Design do Mercado Elétrico.

Para as instalações em regime de autoconsumo renovável (reguladas pelo DL 15/2022 e legislação complementar aprovada pela ERSE no âmbito do Regulamento do Autoconsumo), a situação é distinta: o excedente injetado na rede é remunerado ao preço de mercado do período correspondente, sem qualquer garantia mínima — pelo que horas com preços negativos implicam encargos para o autoconsumidor, situação que a ERSE identificou como área a monitorizar ERSE — Tarifas e Preços Eletricidade (inclui Regulamento Tarifário n.º 2/2025).

Gestão de congestionamentos, abregeamento e obrigações de flexibilidade

O gestor global do sistema elétrico nacional é a REN, que opera a Rede Nacional de Transporte (RNT) e detém a responsabilidade pela segurança e estabilidade do sistema em tempo real. O abregeamento (curtailment) de instalações renováveis em Portugal é historicamente reduzido comparado com outros países europeus, em virtude da boa integração das fontes renováveis nos mercados de balancing e da disponibilidade de flexibilidade hídrica — Portugal conta com um parque de barragens com capacidade de reversibilidade (bombagem) significativa. Contudo, à medida que a capacidade solar e eólica instalada cresce, os episódios de excesso de oferta e os preços nulos/negativos tornam-se mais frequentes, como demonstrado pelos dados de abril de 2024 ECO — Preços zero/negativos no MIBEL: impacto nas renováveis (abril 2024).

O quadro legal para a gestão de congestionamentos está estabelecido nos Decretos-Lei n.º 29/2006, de 15 de fevereiro, e n.º 172/2006, de 23 de agosto, que definem as competências do gestor global do sistema, e no Manual de Procedimentos da Gestão Global do Sistema (MPGSS) publicado pela REN. Em situações de congestionamento, a REN pode requerer a modulação de centrais de acordo com as regras de despacho, dando prioridade às fontes renováveis nos termos do DL 15/2022, artigos relativos ao despacho por mérito de ordem económica e prioridade renovável Macedo Vitorino — Armazenamento de Eletricidade em Portugal (DL 15/2022, DL 99/2024, ERSE 3/2025).

A Diretiva n.º 3/2025 da ERSE — um desenvolvimento regulatório significativo de 2025 — estabelece as condições para os denominados acordos de acesso condicionado (restricted access agreements), que permitem ligações à rede em zonas de capacidade limitada através da metodologia LIFO (Last In, First Out): uma instalação que se liga em regime condicionado aceita ser a primeira a ser abregeada quando existe congestionamento Macedo Vitorino — Armazenamento de Eletricidade em Portugal (DL 15/2022, DL 99/2024, ERSE 3/2025). Esta figura é especialmente relevante para projetos de armazenamento autónomo que pretendam ligar-se em pontos da rede com capacidade de injeção restrita.

O DL n.º 99/2024, em vigor desde 18 de dezembro de 2024, reforça a simplificação e aceleração dos procedimentos de ligação à rede para instalações renováveis e de armazenamento, e clarifica a distinção entre armazenamento autónomo — ligado diretamente à RESP sem associação a centros produtores — e armazenamento co-localizado — associado a um centro produtor ou UPAC no mesmo ponto de acesso à rede Noctula — DL 99/2024: Alterações no quadro regulatório para energias renováveis. Esta distinção tem implicações práticas nos procedimentos de licenciamento e na atribuição de Títulos de Reserva de Capacidade (TRC): para injeção superior a 1 MW, o armazenamento autónomo requer TRC, com caução de 10.000 €/MVA. A Portaria n.º 1857/2025 introduziu adicionalmente a possibilidade de reconversão tecnológica — um TRC atribuído para solar pode ser convertido para armazenamento autónomo antes do início da construção — e de reutilização de capacidade de injeção entre instalações no mesmo ponto de interligação Macedo Vitorino — Armazenamento de Eletricidade em Portugal (DL 15/2022, DL 99/2024, ERSE 3/2025).

Quanto à obrigação de flexibilidade ativa por parte dos produtores renováveis, Portugal não estabeleceu até ao momento um regime de participação obrigatória em mercados de flexibilidade comparável ao sistema alemão de Redispatch 2.0 — a participação no mercado de serviços de sistema é voluntária, embora economicamente incentivada. Esta é uma área em evolução: o Governo aprovou em abril de 2025 um pacote para leilões de capacidade e flexibilidade, prevendo a realização de um leilão de 750 MVA de armazenamento (previsto para início de 2026) Macedo Vitorino — Armazenamento de Eletricidade em Portugal (DL 15/2022, DL 99/2024, ERSE 3/2025).

Tarifas de acesso às redes para instalações de armazenamento

A questão da dupla tributação tarifária do armazenamento — em que a energia é tarifada tanto na fase de carregamento (como consumo) como na fase de injeção (como produção) — constitui um dos principais obstáculos ao desenvolvimento do setor em Portugal. A ERSE tem vindo a introduzir isenções progressivas para mitigar este efeito, mas o quadro regulatório ainda não está completamente harmonizado.

O instrumento central é o Regulamento Tarifário do Setor Elétrico, aprovado pelo Regulamento ERSE n.º 828/2023, de 28 de julho, entretanto substituído pelo Regulamento ERSE n.º 2/2025, em vigor a partir de 2026 e aplicável ao período regulatório 2026–2029 ERSE — Tarifas e Preços Eletricidade (inclui Regulamento Tarifário n.º 2/2025). O artigo 54.º do Regulamento Tarifário (Regulamento n.º 828/2023) estabelece as situações de isenção do pagamento das tarifas de acesso às redes: nos termos dos n.ºs 1 e 2 desse artigo, as instalações de armazenamento podem beneficiar de isenção total das tarifas de Acesso às Redes em determinadas condições, nomeadamente quando a energia carregada é integralmente proveniente de fontes renováveis e quando a instalação está registada no âmbito do autoconsumo renovável ERSE — Tarifas e Preços Eletricidade (inclui Regulamento Tarifário n.º 2/2025). A ERSE publica, para cada período, as tarifas aplicáveis às instalações de armazenamento que beneficiam da isenção dos encargos de Custos de Interesse Económico Geral (CIEG) incluídos na Tarifa de Uso Global do Sistema.

A Diretiva ERSE n.º 10/2024, publicada a 7 de fevereiro de 2024, estabeleceu as tarifas e preços para a energia elétrica para o ano de 2024 e introduziu alterações na aplicação das tarifas de Acesso às Redes relacionadas com o armazenamento — um passo adicional na direção da eliminação da dupla tributação ERSE — Tarifas e Preços Eletricidade (inclui Regulamento Tarifário n.º 2/2025). Anteriormente, a Diretiva ERSE n.º 21/2023 havia fixado as tarifas para 2024 e referenciado o artigo 54.º do Regulamento Tarifário como base legal para as isenções de armazenamento.

O leilão de armazenamento lançado no âmbito do Plano de Recuperação e Resiliência (PRR) — investimento RP-C21-i08 — aprovou 41 projetos totalizando aproximadamente 500 MW e 99,75 milhões de euros em apoios a fundo perdido PRR — Aviso para Armazenamento de Energia (RP-C21-i08, 500 MW, 99,75 M€). Os projetos selecionados devem ter potência mínima de 1 MW, garantir carregamento e descarregamento à potência máxima durante pelo menos duas horas, e estar obrigatoriamente associados a centrais renováveis (fotovoltaicas ou eólicas) acima de 1 MW ligadas diretamente à rede. Esta exigência de associação a renovável cria o requisito implícito de que a energia carregada seja maioritariamente renovável — aproximando os projetos PRR do limiar de isenção tarifária previsto no Regulamento Tarifário. A condição específica de 75% de carregamento renovável, frequentemente citada no contexto do leilão PRR, decorre da estrutura de elegibilidade dos projetos e das condições de acesso aos apoios, não de uma regra tarifária autónoma PRR — Aviso para Armazenamento de Energia (RP-C21-i08, 500 MW, 99,75 M€).

O Regulamento ERSE n.º 2/2025 (período 2026–2029) introduz novos componentes de incentivo à gestão de capacidade de injeção em regime condicionado (ligações condicionadas) e mecanismos de ajustamento trimestral da tarifa de energia, mas os detalhes específicos sobre as regras de isenção de dupla tributação para o novo período regulatório devem ser verificados no texto integral publicado no Diário da República ERSE — Tarifas e Preços Eletricidade (inclui Regulamento Tarifário n.º 2/2025).

Mercados acessíveis a uma bateria em Portugal

Uma instalação de armazenamento de energia em Portugal pode participar em quatro segmentos de mercado com perfis de risco e horizontes temporais distintos:

1. Mercado diário e intradiário (OMIE/MIBEL)
O MIBEL é o mercado ibérico de eletricidade, estabelecido pelo Acordo de Santiago de Compostela de 1 de outubro de 2004, que unificou os mercados de Portugal e Espanha. A OMIE gere o mercado de energia spot — mercado diário (day-ahead) e mercado intradiário — enquanto a OMIP gere o mercado a prazo OMIE — Mercado de Eletricidade MIBEL (mercado diário e intradiário). O mercado diário apura o preço de referência do MIBEL para cada hora do dia seguinte, com leilão único às 12h00. Portugal e Espanha formam uma zona de preço única, mas podem ocorrer separações de mercado (market splitting) quando as interligações ficam saturadas. O mercado intradiário opera em sessões contínuas e em leilões, permitindo ajustes progressivos até próximo da entrega. Desde março de 2025, o MIBEL implementou a resolução de 15 minutos no mercado intradiário, antecipando a harmonização europeia OMIE — Mercado de Eletricidade MIBEL (mercado diário e intradiário). Uma BESS pode explorar o diferencial de preços entre horas de excesso renovável (preços baixos ou negativos) e horas de pico de procura, arbitrando energia no mercado spot.

2. Mercado de Serviços de Sistema (REN)
A REN gere o mercado de serviços de sistema, que compreende a reserva de regulação secundária (aFRR — automatic Frequency Restoration Reserve) e a reserva de regulação terciária (mFRR — manual Frequency Restoration Reserve), nos termos dos Decretos-Lei n.º 29/2006 e n.º 172/2006 Macedo Vitorino — Mercados e Serviços de Sistema (REN, PICASSO, 750 MVA leilão). As baterias podem pré-qualificar-se para prestar estes serviços à REN, gerando receitas pela disponibilidade de banda de regulação e pela energia ativada. A plataforma PICASSO (integração europeia de aFRR) constitui o próximo marco: Portugal aderiu à plataforma em novembro de 2024, o que abre às baterias nacionais o mercado europeu de aFRR com ativação transfronteiriça e granularidade de 15 minutos Macedo Vitorino — Mercados e Serviços de Sistema (REN, PICASSO, 750 MVA leilão). Anteriormente às reformas de 2024, o desmantelamento das centrais a carvão e o fim do serviço de interruptibilidade criaram uma necessidade suplementar de banda de regulação, que as baterias estão posicionadas para fornecer. A REN prepara adicionalmente um leilão de serviços de sistema de 750 MVA para início de 2026, especificamente direcionado para o armazenamento Macedo Vitorino — Armazenamento de Eletricidade em Portugal (DL 15/2022, DL 99/2024, ERSE 3/2025).

3. PPAs e contratos bilaterais
As baterias podem comercializar energia através de Contratos de Compra de Energia (PPA) bilaterais com consumidores elegíveis (alta e média tensão) ou com comercializadores, ao abrigo do regime de acesso de terceiros à rede previsto no DL 15/2022. Os PPA de longa duração conferem estabilidade de receita que complementa a volatilidade do mercado spot. Com a introdução dos CfD bidirecionais pelo Regulamento (UE) 2024/1747, espera-se que surja em Portugal um instrumento público de longa duração para instalações renováveis e de armazenamento, mas a transposição nacional está ainda em curso EUR-Lex — Regulamento (UE) 2024/1747: Reforma do Design do Mercado Elétrico.

4. Mecanismo de capacidade
Portugal não dispõe atualmente de um mercado de capacidade estruturado e permanente. O Governo anunciou em abril de 2025 a preparação de um leilão de capacidade e resiliência que incluirá centrais a gás e instalações de armazenamento, com o objetivo de assegurar suficiência de capacidade firme após a saída das centrais a carvão Macedo Vitorino — Armazenamento de Eletricidade em Portugal (DL 15/2022, DL 99/2024, ERSE 3/2025). Os detalhes de pré-qualificação, critérios de elegibilidade e remuneração deste mecanismo não estavam ainda definidos à data de publicação desta análise — recomenda-se verificação junto da DGEG e da ERSE. A nível municipal, as instalações de armazenamento com capacidade de ligação superior a 1 MVA são obrigadas a ceder ao município, a título gratuito, uma UPAC equivalente a 1% da potência de ligação, ou infraestrutura alternativa de valor equivalente (artigo introduzido pelo DL 99/2024) Noctula — DL 99/2024: Alterações no quadro regulatório para energias renováveis.