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 cerca de 15 GW de geração em poucos 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 finaliza investigações regulatórias sobre causas e responsabilidades. O Brasil, que tem matriz com penetração crescente de renováveis e leilão de baterias atrasado, deveria estar lendo este caso com lápis na mão.

O que aconteceu em poucos 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 havia 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 para níveis críticos em uma janela de tempo curta demais para que proteções convencionais conseguissem 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 cerca de 60 MW de capacidade BESS instalada em escala utility. É importante o contexto: o país opera aproximadamente 6-7 GW de armazenamento por bombeamento (pumped hydro) e mais de 17 GW de hidrelétricas, o que historicamente forneceu inércia síncrona e flexibilidade ao sistema. O ponto técnico relevante é que pumped hydro tem tempo de resposta de minutos, enquanto BESS responde em milissegundos. Para o tipo específico de cascata vista em 28/4/2025, BESS é a tecnologia tecnicamente adequada — e era praticamente inexistente.

O contraste com mercados maduros é didático:

Mercado	Capacidade BESS utility-scale (abr/2025)	Frequência de blackouts em larga escala
Texas (EUA)	~12 GW	Nenhum evento sistêmico desde 2021
Califórnia (EUA)	~13 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 (com 6-7 GW de pumped hydro à parte)	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 publicado nesta semana. O país também introduziu participação de renováveis em controle de tensão, ampliou o papel de mecanismos de flexibilidade e segue trabalhando em mecanismo de capacidade pendente de aprovação de State Aid pela Comissão Europeia. A meta nacional foi elevada para 22,5 GW de armazenamento até 2030, com pipeline de 16 GW de BESS em desenvolvimento — segunda maior carteira de projetos do mundo, atrás apenas dos EUA, segundo relatório EY Infrastructure Compass 2025.

Portugal, mais ágil, anunciou pacote de cerca de €400 milhões para fortalecer a rede, dos quais €137 milhões já direcionados a reforços imediatos. 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.

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, e em dias específicos atingiu picos próximos de 40% no SIN agregado. 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 regulado — o LRCAP-Armazenamento, originalmente 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 pendente após adiamento da votação em agosto/2025.
• Mecanismos de remuneração de serviços ancilares que não captam o valor pleno da resposta rápida e da inércia sintética.
• Pipeline de cerca 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 — em proporção bem maior que a Espanha pré-blackout. A diferença desfavorável é que o SIN está em expansão acelerada de fontes variáveis enquanto a margem de capacidade firme se estreita, e os reservatórios não respondem em milissegundos.

O atraso do LRCAP-Armazenamento em perspectiva

A Portaria MME nº 878, de 7 de novembro de 2025, instaurou a Consulta Pública nº 202/2025, com a minuta de diretrizes do primeiro leilão brasileiro de baterias. A consulta foi encerrada em 1º de dezembro de 2025. Quase cinco meses depois, a portaria definitiva — com ajustes às contribuições recebidas — 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, sinalizou publicação "nas próximas semanas". Estimativas setoriais apresentadas no evento apontaram demanda potencial de até 70 GWh em armazenamento no Brasil 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. Inércia sintética importa

Análises técnicas do evento ibérico convergiram para uma conclusão prática: aumentar inércia rotacional convencional, isoladamente, dificilmente teria evitado a sequência específica de eventos do dia 28/4. 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, que define os requisitos técnicos mínimos para conexão de SAEs ao SIN — ponto positivo do desenho regulatório brasileiro.

3. Margem para erro encolhe com escala

A Espanha tem cerca de 3 GW de interconexão com a França — limitação que aproxima sua operação de 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 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.

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 tratamento híbrido.
• Trabalho conjunto MDIC + BNDES + MME sobre conteúdo local — pode mudar significativamente a estrutura de custos dos projetos.
• Definição dos pontos de benefício locacional via metodologia MISCR descrita na NT EPE-DEE-NT-086/2025 — onde os multiplicadores de bonificação serão aplicados.

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