O Reino Unido deu um passo decisivo para acelerar a implementação do armazenamento de energia de longa duração (LDES, na sigla em inglês) com a divulgação das decisões preliminares para a primeira fase do programa "Cap and Floor" (Limite Máximo e Piso) promovido pela Ofgem, a agência reguladora dos mercados de eletricidade e gás da Grã-Bretanha.
O portfólio selecionado inclui 16 projetos, totalizando 7645 MW, dos quais 11 correspondem a sistemas de armazenamento de energia com baterias de íon-lítio (BESS) , totalizando 3630 MW e 47,7 GWh, com autonomia de até 18 horas, um marco sem precedentes para o armazenamento na Europa.
A premiação envia um sinal ao mercado que vai além da capacidade selecionada. Embora o programa tenha sido lançado para promover tecnologias de armazenamento de longa duração, como o armazenamento hidrelétrico por bombeamento, a primeira chamada de propostas acabou confirmando a competitividade do lítio em um segmento que, até recentemente, parecia reservado a outras soluções. O portfólio inclui projetos com durações que variam de 8 a 18,03 horas, demonstrando que as baterias estão começando a expandir seu papel na transição energética.
A decisão também surge em meio à forte expansão do mercado britânico de armazenamento de energia. Em setembro de 2025, o Reino Unido possuía 6.872 MW de capacidade operacional em sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) , consolidando sua posição como um dos mercados mais desenvolvidos da Europa para essa tecnologia. No entanto, a maioria dessas instalações foi projetada para aplicações de curto prazo. O programa LDES abre agora um novo capítulo, incentivando projetos capazes de proporcionar flexibilidade por períodos muito mais longos.
47,7 GWh de armazenamento de energia em baterias (BESS) e duração de até 18 horas.
O portfólio preliminar selecionado pela Ofgem inclui 11 projetos de sistemas de armazenamento de energia em baterias de íon-lítio , totalizando 3.630 MW de potência e 47,7 GWh de capacidade energética .
Os projetos selecionados são:
Um dos principais participantes foi a Field , que garantiu cinco projetos totalizando 1,6 GW e 26,8 GWh , com um tempo médio de operação de 16,75 horas . Após o anúncio da seleção, o CEO e cofundador da empresa, Amit Gudka, afirmou que o programa "Cap and Floor" de armazenamento de energia de longa duração (LDES) do Reino Unido se tornou uma referência global para esse fim e enfatizou que as baterias selecionadas, com tempos de operação entre 16 e 18 horas, estarão entre as mais duradouras do mundo, ajudando a enfrentar o desafio de gerenciar o fornecimento diário de eletricidade.
A concorrência para acesso ao programa foi acirrada. Dos 77 projetos inicialmente considerados elegíveis, quatro desistiram antes do início da avaliação, de modo que a Ofgem acabou analisando 73 propostas. Destas, apenas 16 receberam uma decisão preliminar favorável, enquanto 57 foram excluídas desta primeira rodada, principalmente devido ao desempenho econômico inferior em comparação com os projetos selecionados e à falta de benefícios estratégicos suficientes para justificar a priorização.
Diferentemente dos contratos por diferença (CfD) ou de outras licitações com preço garantido para energia, o programa britânico não estabelece uma tarifa por megawatt-hora.
O esquema funciona através de um mecanismo chamado "Cap and Floor" (Limite Máximo e Mínimo), projetado para reduzir o risco financeiro de projetos com longos períodos de retorno.
Na prática, se a receita do projeto ficar abaixo do "Piso", os consumidores arcam com a diferença. Por outro lado, se a receita ultrapassar o "Teto", o empreendedor devolve o excedente aos consumidores.
O programa tem uma duração padrão de 25 anos e os limites de receita são calculados a partir dos custos específicos de cada projeto e dos parâmetros financeiros definidos pela Ofgem.
De onde virá a receita?
O documento oficial deixa claro que o apoio regulatório não substitui o mercado. A principal fonte de receita continuará sendo a arbitragem temporal, ou seja, carregar as baterias quando os preços da eletricidade estão baixos e descarregar a energia quando o mercado registra valores altos.
Isso se soma à receita do Mercado de Capacidade , bem como a outros serviços prestados ao sistema elétrico. No entanto, o órgão regulador reconhece que os preços futuros dessas atividades permanecem incertos.
Para calcular os níveis de proteção financeira, a Ofgem utiliza taxas de retorno predeterminadas , em vez de fixar um preço para a energia. Assim, o Limite Mínimo garante um retorno real de 4,47% , enquanto o Limite Máximo limita os ganhos a um retorno de 7,48% , ambos ajustados pela inflação utilizando o índice CPIH.
Para os investidores, o principal atrativo do mecanismo reside na redução da incerteza. Ao contrário de outros modelos de apoio, o programa não garante um preço para a energia, mas sim uma gama de receitas que melhora a viabilidade financeira de projetos com custos iniciais elevados, mantendo, ao mesmo tempo, a exposição aos sinais do mercado de eletricidade.
No entanto, a concessão do benefício não garante o acesso definitivo ao programa de apoio. A Ofgem condicionou os acordos de "Limite Máximo e Mínimo" ao cumprimento de uma série de marcos técnicos, regulatórios e financeiros. Os desenvolvedores devem demonstrar progresso na obtenção de financiamento, na garantia da conexão à rede, na obtenção da Decisão Final de Investimento (FID), no cumprimento dos prazos de construção e comissionamento, na obtenção de todas as licenças necessárias e na apresentação de relatórios periódicos sobre o andamento de cada projeto. Em caso de descumprimento, o órgão regulador poderá revogar o benefício.
Além de garantir a segurança do abastecimento, a Ofgem espera que esses projetos reduzam o desperdício de energia renovável , especialmente na Escócia, onde a produção de energia eólica frequentemente excede a capacidade de transmissão da rede elétrica.
Ao armazenar esses excedentes e evitar o desperdício, o órgão regulador acredita que os futuros "preços de exercício" que os desenvolvedores de energias renováveis precisarão solicitar nos próximos leilões governamentais também poderão diminuir, reduzindo assim os custos do sistema a longo prazo.
O compromisso do Reino Unido com o armazenamento não se limita ao programa LDES.
Entretanto, o país continua a desenvolver alguns dos maiores projetos de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) da Europa. Um deles é o Thorpe Marsh Green Energy Hub, onde a Sungrow fornecerá a tecnologia para um sistema de armazenamento de 1,4 GW e 3,1 GWh, desenvolvido pela Fidra Energy e considerado o maior projeto de BESS do Reino Unido quando estiver em operação.
Este tipo de desenvolvimento demonstra que o mercado britânico continua a aumentar a escala dos seus ativos, ao mesmo tempo que explora configurações capazes de proporcionar maior flexibilidade ao sistema elétrico, uma tendência que agora recebe um forte apoio regulamentar com o programa LDES.
Haverá novas rodadas.
A consulta pública sobre estas decisões preliminares permanecerá aberta até 7 de agosto de 2026 , enquanto os resultados finais serão publicados durante o outono britânico de 2026 .
A Ofgem também confirmou que planeja abrir novas janelas de inscrição , sujeitas a consulta pública durante 2026, com o objetivo de lançar uma segunda chamada em 2027 para continuar expandindo a capacidade de armazenamento de longa duração que o sistema elétrico britânico exigirá nos próximos anos.
Especialistas do setor alertam que a queda nos custos das baterias e o desenvolvimento de configurações mais duradouras estão tornando as baterias de íon-lítio cada vez mais competitivas em aplicações que antes pareciam reservadas para tecnologias tradicionais de armazenamento de longa duração, como hidrelétricas de bombeamento ou ar comprimido.
Além da capacidade alocada, a primeira fase do projeto levanta uma questão para o mercado global: se as baterias de íon-lítio já se mostraram competitivas em projetos com duração de até 18 horas, estarão elas marcando o início de uma nova tendência no armazenamento de energia de longa duração?