Um ano depois do apagão ibérico: o que o Brasil aprendeu (e o que ainda não fez)

Às 12h33 do dia 28 de abril de 2025, a Península Ibérica perdeu 15 GW de geração em cinco segundos. Quarenta e sete milhões de pessoas ficaram no escuro. Doze meses depois, a Espanha cresceu 589% em capacidade BESS instalada, gastou €666 milhões operando a rede em modo "reforçado" e ainda não puniu ninguém. O Brasil, que tem matriz parecida e leilão de baterias atrasado, deveria estar lendo este caso com lápis na mão.

O que aconteceu em cinco segundos

O colapso começou em subestações de Granada, Badajoz e Sevilha. Em segundos, a interconexão com a França se desacoplou. Às 12h34, a rede nacional espanhola tinha caído. A Red Eléctrica de España (REE) inicialmente estimou de 6 a 10 horas para restabelecimento — em algumas regiões, levou mais de 16 horas. Hospitais foram para geradores, pagamentos com cartão pararam, trens de alta velocidade ficaram presos em túneis no escuro.

O dado técnico mais brutal: a frequência da rede caiu de 50 Hz para níveis críticos em uma janela de tempo menor do que qualquer proteção convencional consegue responder. Houve desconexões automáticas em cascata de geradores que, mesmo com inércia rotacional disponível, não conseguiram segurar a queda.

O que o blackout ibérico revelou sobre BESS

Antes do colapso, a Espanha tinha apenas 60 MW de capacidade BESS instalada. Para comparação, no mesmo momento, Reino Unido operava 5,6 GW e Itália 1 GW. A meta espanhola para 2025 era de 500 MW — atingiu 12% disso. O país estava entregando primary reserve services gratuitamente, repassada para geradores convencionais sem mecanismo remunerado para baterias prestarem inércia sintética. Não havia capacidade BESS suficiente para responder à queda nem incentivo econômico para que existisse.

O contraste com mercados maduros é didático:

Mercado	Capacidade BESS (abr/2025)	Frequência de blackouts em larga escala
Texas (EUA)	12,2 GW	Eliminou apagões similares pós-2021
Califórnia (EUA)	+12 GW	Sem eventos sistêmicos comparáveis
Reino Unido	5,6 GW	Mercado de serviços ancilares maduro
Itália	1,0 GW	Capacity Market remunerando flexibilidade
Espanha	0,06 GW	Maior blackout europeu em 20+ anos

O que mudou em 12 meses

A Espanha cresceu 589% em capacidade BESS instalada entre abril de 2025 e abril de 2026, segundo levantamento da ESS News. O país também introduziu participação de renováveis em controle de tensão e ampliou o papel de mecanismos de flexibilidade. Portugal, mais ágil, anunciou pacote de €400 milhões para fortalecer a rede, incluindo expansão da capacidade de armazenamento para 750 MW.

O custo do "modo reforçado" — operar com mais gás e nuclear para garantir inércia — foi de €666 milhões entre maio de 2025 e março de 2026, segundo a REE. O consumo de gás para geração elétrica subiu 24% no primeiro trimestre de 2026 frente ao mesmo período do ano anterior. Para um domicílio típico, isso significou cerca de €15 ao longo do ano. Para a indústria, ferramentas de monitoramento setorial colocam o custo total dos serviços de ajuste em €1,8 bilhão só em 2026.

A conta vale a pena, mas o ponto é outro: o sistema só está estável hoje porque pagou caro para se proteger enquanto recompõe a capacidade BESS que deveria ter tido antes.

Onde o Brasil se parece com a Espanha pré-blackout

A penetração brasileira de fontes intermitentes (solar e eólica) já passou de 30% em momentos do dia em determinados subsistemas. O ONS opera com inércia decrescente em janelas específicas. E, da mesma forma que a Espanha em 2025, o Brasil tem hoje:

• Zero capacidade BESS contratada via leilão — o LRCAP-Armazenamento original previsto para abril/2026 foi adiado para o segundo semestre.
• Regulação incompleta sobre o enquadramento das baterias — se gerador, consumidor ou categoria híbrida — com a Consulta Pública 39 da ANEEL ainda em discussão.
• Mecanismos de remuneração de serviços ancilares que não captam o valor pleno da resposta rápida e da inércia sintética.
• Pipeline de 18 GW em projetos prontos para cadastro, segundo a ABSAE — capacidade técnica disponível, esperando sinal regulatório.

A diferença favorável é que o Brasil tem hidrelétricas com inércia genuína e grande capacidade de armazenamento estacional via reservatórios. A diferença desfavorável é que o SIN está expansão acelerada de fontes variáveis enquanto a margem de capacidade firme se estreita.

O atraso do LRCAP-Armazenamento em perspectiva

A Portaria MME nº 878/2025, publicada em novembro de 2025, instituiu a consulta pública para o primeiro leilão de baterias do país. A consulta foi encerrada em 1º de dezembro de 2025. Cinco meses depois, a portaria definitiva ainda não foi publicada. Sem ela, não há edital. Sem edital, não há habilitação. Sem habilitação, não há contratação. Sem contratação, não há projeto operacional em agosto de 2028 — data de início de suprimento já formalmente comprometida.

Em evento em Brasília na semana passada (23 de abril), executivos de Huawei, Brasol, Elera Renováveis e Axia Energia foram unânimes em pressionar o MME por publicação imediata da portaria. André Perim, diretor substituto do MME, prometeu publicação "nas próximas semanas". A perspectiva apresentada no evento foi de 70 GWh de demanda potencial até 2034.

Lições técnicas práticas para o setor brasileiro

1. BESS é serviço, não só commodity de energia

O caso espanhol mostra que o valor maior do BESS está em primary frequency response, voltage control e black start — não na arbitragem de preço. O LRCAP-Armazenamento brasileiro precisa precificar capacidade firme, mas a regulação ANEEL precisa simultaneamente abrir mercados de serviços ancilares remunerados. Sem isso, o leilão entrega potência ociosa e o sistema continua frágil.

2. A inércia sintética importa

O ENTSO-E concluiu que "mais inércia rotacional não teria evitado o cascata de 28 de abril dadas as sequências de eventos". Em outras palavras: a solução não é manter térmicas para "girar massa". A solução é grid-forming inverters em BESS, capazes de fornecer resposta ainda mais rápida e configurável. O Brasil já tem requisito de grid-forming na Nota Técnica NT-ONS DPL 0111/2025 — ponto positivo.

3. Margem para erro encolhe com escala

A Espanha tem 3 GW de interconexão com a França — uma "ilha elétrica". O SIN brasileiro, embora interconectado internamente, tem zonas com características semelhantes em momentos críticos (Norte e Nordeste com forte penetração eólica/solar e exportação para o Sudeste). Replicar 60 MW de BESS em um sistema desse porte seria temerário.

O preço da indecisão

A cada semana sem portaria definitiva, o cronograma de início de suprimento em agosto de 2028 se torna mais arriscado para projetos complexos — especialmente aqueles que dependem de nova infraestrutura de transmissão. Cada mês perdido se traduz em equipamento contratado mais tarde, financiamento mais caro, lead time chinês de 14-18 meses comprimido contra deadline regulatório.

O Brasil tem hoje a janela técnica, o pipeline de projetos, o pacote fiscal (Lei 15.269/25 com Imposto de Importação zerado e REIDI) e o capital interessado. Falta apenas a decisão política de publicar a portaria — e definir, de uma vez, se a "tarifa dupla" sobre baterias (consumidor + gerador) vai existir ou não.

O aniversário do apagão ibérico não é apenas uma data de calendário. É um lembrete técnico de que sistemas elétricos modernos não falham aos poucos — falham em segundos. E que, depois do colapso, o caminho de volta custa mais do que prevenir teria custado.

"A gente está falando desse leilão há mais de um ano, ele foi postergado muitas vezes. É uma pena, porque as baterias já poderiam estar [operando] hoje, ela entra no sistema muito rapidamente." — Fernando Elias, diretor de relações institucionais da Casa dos Ventos, em entrevista ao MegaWhat (18/02/2026).

O que monitorar nas próximas semanas

• Publicação da portaria definitiva do LRCAP-Armazenamento pelo MME — gatilho para tudo o mais.
• Definição da ANEEL sobre o enquadramento BESS (Consulta Pública 39) — gerador, consumidor ou híbrido.
• Resultado do trabalho conjunto MDIC + BNDES + MME sobre conteúdo local — pode mudar significativamente a estrutura de custos dos projetos.
• Evolução das interconexões internas no SIN e revisão do POTEE — onde os pontos de bonificação locacional serão definidos.

O Brasil tem o privilégio raro de aprender com o erro alheio antes de cometer o próprio. Resta saber se vai usar essa janela.