Análise do Mercado de Armazenamento de Energia no Reino Unido em 2026

Sumário executivo:
O Reino Unido é um dos países mais atrativos da Europa para investimentos em Sistemas de Armazenamento de Energia em Baterias (BESS). Atualmente, possui a maior capacidade instalada de BESS em escala de rede na Europa e oferece diversas fontes de receita, com forte apoio do governo e das operadoras de rede.

O governo do Reino Unido estabeleceu uma meta ambiciosa: alcançar uma produção de energia limpa igual ao seu consumo até 2030. Esse objetivo impulsiona um crescimento significativo em energias renováveis e exige maior flexibilidade no sistema energético, principalmente por meio de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS).

Uma questão fundamental permanece: será que as condições de mercado são suficientemente atrativas para garantir a capacidade de armazenamento de energia em baterias (BESS) necessária para o sistema?

Devido ao aumento contínuo da capacidade de geração de energia renovável, às reformas no mecanismo de balanceamento e à erosão dos preços dos serviços de frequência, a arbitragem de energia deverá desempenhar um papel cada vez mais importante na receita dos sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS).

Apesar das incertezas existentes, o mercado de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) do Reino Unido, impulsionado por planos governamentais e dados de mercado, ainda oferece oportunidades significativas de crescimento e inovação. Os investidores devem manter-se informados, ser adaptáveis e buscar parcerias para superar os potenciais desafios.

I. O Reino Unido lidera o mercado europeu de sistemas de armazenamento de energia em baterias.

Identificamos o Reino Unido como um dos países europeus mais atrativos para investimento em Sistemas de Armazenamento de Energia em Baterias (BESS). O Reino Unido detém atualmente a maior capacidade instalada de BESS em escala de rede, oferece as fontes de receita mais diversificadas e recebe forte apoio do governo e das operadoras de rede para aumentar a capacidade de BESS. Neste artigo, analisaremos o mercado de BESS do Reino Unido, explorando as principais oportunidades e os desafios para investidores atuais e potenciais.
O governo do Reino Unido formulou planos ambiciosos com o objetivo de reformar o setor energético e construir um sistema limpo e confiável. Em dezembro de 2024, o recém-empossado governo trabalhista lançou o "Plano de Ação Energia Limpa 2030", estabelecendo a meta de que o Reino Unido produza, pelo menos, tanta eletricidade limpa quanto consome até 2030. Atingir esse objetivo exigirá um aumento substancial nas fontes de energia renováveis, como a solar e a eólica. Isso, por sua vez, requer maior flexibilidade no sistema energético do Reino Unido — por exemplo, na forma de armazenamento de energia em baterias (BESS). O Reino Unido é líder global na implantação de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) em escala de rede e um dos primeiros países a buscar ativamente investimentos nessa área. Devido à capacidade limitada de interconexão e à forte dependência da energia eólica, o Reino Unido precisa de BESS para garantir a estabilidade de seu sistema elétrico.

II. Plano de Ação Energia Limpa 2030: Oportunidades para Sistemas de Armazenamento de Energia em Baterias

O sistema elétrico do Reino Unido está evoluindo rapidamente. Em 2005, a maior parte da eletricidade era gerada a partir de carvão, gás natural e energia nuclear (ver Figura 1). No mesmo ano, a energia eólica e solar forneciam menos de 1% da eletricidade do Reino Unido. Avançando para 2025, a energia eólica e solar produzem quase metade da eletricidade do Reino Unido, enquanto a última usina termelétrica a carvão acaba de ser desativada.

Figura 1: Geração de eletricidade no Reino Unido por fonte, 2005-2050. Fonte: BloombergNEF, RaboResearch 2025

Nas próximas décadas, espera-se que a geração de energia renovável cresça para 80% do fornecimento de eletricidade. Essa visão é apoiada pelas metas mais recentes do governo no "Plano de Ação Energia Limpa 2030" (ver Figura 2). De acordo com o plano, a capacidade instalada para geração de energia renovável variável aumentará significativamente, enquanto a capacidade estável e despachável permanecerá praticamente a mesma. Uma quantidade substancial de fontes flexíveis adicionais será necessária para acomodar a maior variabilidade na matriz de geração.

Figura 2: Metas de capacidade instalada para 2030 (GW) em comparação com a capacidade de 2024.
(Fonte: Plano de Ação Energia Limpa 2030, RaboResearch 2025. Nota: A capacidade despachável de baixo carbono inclui biomassa, BECCS de energia, gás natural com CCUS e hidrogênio. O armazenamento de longa duração inclui baterias de fluxo, hidrelétricas de bombeamento, ar comprimido, armazenamento térmico, armazenamento por gravidade e armazenamento de hidrogênio.)

Espera-se que as baterias desempenhem o papel mais importante no fornecimento de flexibilidade à rede elétrica do Reino Unido. O "Plano de Ação Energia Limpa 2030" prevê que a capacidade instalada de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) aumentará seis vezes, passando de 4,5 GW em 2024 para entre 23 GW e 27 GW em 2030. Essa capacidade prevista supera significativamente a expectativa de 14 GW a 16 GW relatada na primeira parte desta série, que se baseava em cenários da BloombergNEF. Os planos de instalação atuais (ver Figura 3) indicam que atingir a meta nacional é possível. De acordo com o Repositório Europeu de Armazenamento de Energia, lançado recentemente pela Comissão Europeia, no início de março de 2025, a capacidade instalada já havia aumentado em 1 GW em comparação com os 4,5 GW previstos no "Plano de Ação Energia Limpa 2030". Se considerarmos também os projetos atualmente em construção e aqueles já licenciados, a capacidade chega a 20 GW, com outros 18 GW em projetos anunciados. No entanto, atingir até 27 GW de capacidade de baterias até 2030 dependerá de muitos fatores, principalmente da confiança dos investidores e desenvolvedores no retorno sobre o investimento (ROI). A redução dessa confiança pode levar a uma desaceleração no comissionamento de projetos, como observado em 2024, com diminuição das receitas devido à canibalização do mercado de frequência. Embora a queda nos preços das baterias melhore a viabilidade de novos projetos, reduzindo os requisitos de CAPEX, investidores e desenvolvedores devem estar atentos à dinâmica que afeta os fluxos de receita disponíveis para ativos de armazenamento de energia em baterias (BESS).

Figura 3: Capacidade operacional cumulativa de armazenamento de energia em baterias, projetos em andamento e metas nacionais.
Fonte: BloombergNEF, Repositório Europeu de Armazenamento de Energia (Comissão Europeia), Plano de Ação Energia Limpa 2030, RaboResearch 2025. Nota: Capacidade instalada em 4 de março de 2025.

III. Navegando pela estrutura de receita diversificada e dinâmica do BESS no Reino Unido

A estrutura de receitas dos sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) do Reino Unido é uma das mais diversificadas da Europa. A maioria dos mercados atacadistas e serviços auxiliares do Reino Unido permite que o armazenamento de energia participe como uma entidade independente (ver Figura 4), mas a dinâmica de cada fluxo de receita pode mudar significativamente ao longo do tempo, complicando o planejamento da estratégia de negócios.

Figura 4: Estrutura de Receitas do BESS no Reino Unido
Fonte: BloombergNEF, Operador Nacional do Sistema Energético (NESO), Modo Energy, RaboResearch 2025

IV. Mudança no armazenamento de energia: da priorização de serviços de resposta de frequência para serviços de arbitragem de energia.

A composição da matriz de receitas de um projeto típico de BESS (Sistema de Armazenamento de Energia em Baterias) não é de forma alguma estática (ver Figura 5); o foco do armazenamento de energia mudou dos serviços de frequência para a arbitragem de energia. Devido à saturação do mercado, a participação dos serviços de frequência na matriz de receitas diminuiu significativamente, de 80% em 2022 para apenas 20% em 2024. Olhando para o futuro, até 2030, esperamos que a arbitragem de energia domine a matriz de receitas, com a maior parte da receita proveniente da participação no mecanismo de balanceamento.

Figura 5: Evolução da estrutura de receita do BESS
Fonte: BloombergNEF, Aurora, Modo Energy, RaboResearch 2025

Nas seções seguintes, analisaremos as diferentes fontes de receita e seus papéis previstos no futuro dos projetos de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) no Reino Unido.

4.1 Arbitragem de energia nos mercados atacadistas

Nos últimos dois anos, a arbitragem de energia tornou-se a fonte de receita mais significativa nos mercados atacadistas. Em 2022, representou aproximadamente 8% da receita média dos sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS). Segundo dados da Modo Energy, em 2024, a arbitragem de energia representará quase 50% da receita média dos projetos, e espera-se que essa proporção aumente nos próximos anos. O potencial de receita da arbitragem de energia depende em grande parte da estrutura de geração de eletricidade. Devido à menor capacidade de geração solar no Reino Unido, os spreads de verão são menores do que na Alemanha e na Holanda (ver Figura 6). No inverno, os spreads tendem a aumentar. A geração de energia eólica leva a preços mínimos mais baixos, enquanto o aumento dos preços do gás natural leva a preços máximos mais altos.

Figura 6: Diferenciais médios mensais de preços nos mercados de curto prazo (Day-Ahead Markets)
Fonte: Entso-E, RaboResearch 2025

Olhando para o futuro, a crescente participação da energia eólica e, principalmente, da solar na matriz elétrica do Reino Unido provavelmente facilitará oportunidades de arbitragem, criando maiores spreads de preços. Assim como na Alemanha e na Holanda, um excesso de oferta de energia solar pode levar a preços mais baixos durante o dia. Simultaneamente, como o gás natural continua sendo a principal opção para geração despachável no Reino Unido, prevemos preços elevados contínuos durante os horários de pico.

Devido à profundidade do mercado atacadista, o potencial de canibalização de mercado nas receitas de arbitragem é relativamente baixo. Embora o aumento da capacidade das baterias possa reduzir a volatilidade extrema dos preços, a maior penetração das energias renováveis, combinada com a expectativa de que o papel das turbinas a gás permaneça inalterado, sustentará as oportunidades de arbitragem. Isso contrasta com os serviços de frequência, em que a capacidade instalada de baterias agora excede a demanda inerente do mercado, levando a uma queda significativa nos preços.

4.2 Mecanismo de balanceamento e taxas de salto

Outro fator que impulsiona o aumento da arbitragem de energia na cadeia de receita é a reformulação do mecanismo de balanceamento, que favorece as baterias. O mecanismo de balanceamento pode oferecer retornos mais altos do que o mercado atacadista, já que a energia é comprada ou vendida com um prêmio. Atualmente, mesmo quando as ofertas e lances de baterias são as opções mais competitivas disponíveis, elas são frequentemente ignoradas. Devido aos dados limitados sobre a capacidade energética disponível das baterias, os engenheiros da sala de controle muitas vezes ativam unidades tradicionais do mecanismo de balanceamento em vez de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS). Isso leva a custos de sistema mais altos e perda de receita para projetos de BESS. A introdução da Plataforma Aberta de Balanceamento em dezembro de 2023 melhorou a participação de BESS no mecanismo de balanceamento. Essa plataforma permite que os engenheiros da sala de controle comuniquem instruções às unidades do mecanismo de balanceamento de forma mais eficaz, aumentando a participação de unidades menores, incluindo baterias. Evidências dessa melhoria são a redução nas taxas de omissão de baterias de 90% em 2023 para 75% em 2024. Com a implementação de medidas adicionais, como o Código de Rede GC0166 no terceiro trimestre de 2025, espera-se uma redução ainda maior nas taxas de omissão de baterias. Este Código de Rede introduzirá novos parâmetros, aprimorando ainda mais a utilização do sistema de armazenamento de energia em baterias (BESS) pela sala de controle no mecanismo de balanceamento.

4.3 Serviços de Frequência

Devido à saturação do mercado, as receitas com serviços de frequência diminuíram drasticamente nos últimos dois anos. Até 2022, os operadores de baterias conseguiam cobrar preços elevados por seus serviços. A partir de 2023, a capacidade de armazenamento de energia em baterias (BESS) começou a exceder a demanda total do mercado de frequência, levando a quedas de preços devido ao aumento da concorrência. De acordo com dados da BloombergNEF, enquanto um portfólio de BESS normalmente poderia gerar mais de £ 110.000 por MW por ano com serviços de frequência, esse valor caiu para menos de £ 30.000 por MW por ano em 2023. Em 2024, devido ao excesso de oferta de capacidade de baterias, os preços de frequência no Reino Unido já eram menos da metade da média europeia. Consequentemente, esperamos que a participação dos serviços de frequência na receita total do mercado de BESS continue a diminuir (ver Figura 5). Até 2030, a capacidade instalada de BESS poderá aumentar seis vezes, mas a profundidade do mercado de serviços de frequência triplicará apenas. Portanto, os serviços de frequência continuarão a ser dominados por baterias, mas, a longo prazo, elas representarão apenas uma pequena parcela da receita total dos sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS).

4.4 Mercado de Capacidade

Ao contrário da arbitragem de energia e dos serviços de frequência, o mercado de capacidade proporciona um fluxo de receita estável. O Reino Unido organiza dois tipos de leilões: T-4 (quatro anos antes da entrega) e T-1 (um ano antes da entrega). Esses leilões são abertos a instalações de geração e armazenamento existentes e planejadas. Os leilões T-4 representam a maior parte do volume do mercado de capacidade e oferecem contratos com duração de até 15 anos. Garantir um contrato no mercado de capacidade T-4 pode proporcionar um fluxo de receita estável para um projeto de sistema de armazenamento de energia em baterias (BESS), mesmo antes de sua construção. No entanto, para projetos existentes, um atraso de quatro anos na receita pode representar desafios significativos. Em leilões recentes do mercado de capacidade, o Operador Nacional do Sistema Energético (NESO) contratou muitos projetos de BESS para aumentar a capacidade de baterias na rede. Simultaneamente, as receitas provenientes de serviços de frequência diminuíram significativamente. Como resultado, alguns projetos de armazenamento em operação apresentaram retornos decepcionantes, enquanto a implantação de outros foi adiada. Os preços dos contratos no mercado de capacidade variaram bastante nos últimos anos, em parte devido às diferentes taxas de participação de projetos de BESS. A dinâmica de preços também é influenciada pelos custos de geração de tecnologias concorrentes, principalmente a geração a gás. Para os próximos anos, a Modo Energy prevê que a receita do mercado de capacidade representará de 10% a 20% da receita de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS).

4.5 Serviços de Grid

Os serviços de rede geralmente desempenham um papel menor na receita de um projeto de armazenamento de energia em baterias (BESS), mas podem fornecer renda adicional de baixo risco para fortalecer a viabilidade do investimento em empresas de armazenamento de energia. A remuneração e os processos de licitação variam de acordo com o serviço. Recentemente, os serviços de rede gerenciados pela NESO passaram por diversas reformas favoráveis aos BESS. Os serviços de tensão, estabilidade e restauração (partida a frio) eram tradicionalmente adquiridos de geradores térmicos. Devido às suas características físicas, esses geradores podem produzir e absorver potência reativa e fornecer inércia. No entanto, embora as baterias sejam assíncronas, seus inversores fotovoltaicos podem gerar potência reativa e fornecer inércia virtual. A NESO agora está adquirindo esses serviços de baterias. Em 2022, cinco projetos de BESS garantiram contratos em licitações para fornecer serviços de estabilidade. Um desses projetos, Blackhillock, na Escócia, entrou em operação em março de 2025, tornando-se o primeiro projeto de BESS do mundo a fornecer serviços de estabilidade. No final de 2024, três projetos de BESS garantiram contratos de tensão de dez anos. Os contratos de serviços de restauração ainda não foram concedidos a projetos de armazenamento de energia em baterias (BESS), mas as baterias foram incluídas no estudo de viabilidade da NESO para novas tecnologias de partida a frio. As tarifas de rede de transmissão e distribuição podem ser divididas em dois tipos: Tarifa de Uso do Sistema na Rede de Transmissão (TNUoS) e Tarifa de Uso do Sistema na Distribuição (DUoS), referentes às redes de transmissão e distribuição, respectivamente. As tarifas de rede são baseadas na localização do armazenamento. Projetos de armazenamento localizados próximos à demanda de carga, como no sul da Inglaterra, pagam tarifas de rede ou são compensados, enquanto projetos de baterias distantes da demanda de carga, como na Escócia e no País de Gales, devem pagar taxas. Outro serviço baseado em localização disponível para BESS é o gerenciamento de restrições. Projetos de baterias localizados no leste da Inglaterra e na Escócia podem concorrer em licitações para ficarem em prontidão em caso de falha na transmissão. Até o momento, apenas um projeto de bateria, Wishaw, garantiu um contrato de gerenciamento de restrições, e o potencial de receita desse serviço ainda não está totalmente claro.

V. Outros desenvolvimentos no panorama do mercado de armazenamento de energia em baterias (BESS) no Reino Unido

5.1 Acordos de Pedágio (Acordos de Tarifa Fixa)

A queda nas receitas comerciais em 2023 e 2024 aumentou o interesse dos operadores de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) em receitas contratuais, como contratos de tarifação e preços mínimos. Em 2024, a gestora de ativos de BESS Gresham House e a otimizadora Octopus Energy assinaram o primeiro contrato de tarifação de BESS do Reino Unido. Este contrato permite à Octopus Energy operar 568 MW/920 MWh de capacidade de baterias por dois anos. Em contrapartida, a Gresham House receberá £ 57.000 por MW por ano, valor superior à receita média de BESS em 2024. A consolidação dos contratos de preço fixo para projetos de BESS dependerá do retorno e da estabilidade oferecidos pelos fluxos de receita comercial.

5.2 Maior, Melhor, Mais Longo

Os projetos de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) no Reino Unido estão se tornando cada vez maiores em termos de potência nominal e duração do sistema. No final de 2024, o maior projeto de BESS tinha 100 MW. Em 2025, baterias de 300 MW ou mais entrarão em operação, enquanto baterias de 1 GW estão sendo consideradas em fase de planejamento, com previsão de desenvolvimento até 2027. A rápida queda nos preços dos sistemas de armazenamento de energia fez com que a duração dos sistemas aumentasse de 1h para 2h, tornando-se padrão. Alguns projetos anunciados têm duração de até seis horas.

5.3 Localização, localização, localização...

Devido às restrições da rede elétrica, as receitas estão se tornando cada vez mais dependentes da localização. De acordo com a Modo, os projetos de baterias no norte da Escócia e no sudeste da Inglaterra têm receitas acima da média, enquanto aqueles nas Midlands e no sudoeste da Inglaterra têm receitas abaixo da média. A principal razão para essa disparidade é que o mecanismo de balanceamento é baseado na localização. Se o Reino Unido adotar a precificação por zonas (o que o governo britânico está considerando), a importância da localização do projeto aumentará ainda mais. Diferentes zonas de preços podem levar uma área a oferecer spreads de preços no atacado mais atraentes do que outras. O impacto da matriz de geração, da demanda e das interconexões nos preços da eletricidade deve ser avaliado em nível local nesse cenário.

5.4 Projetos Co-localizados (Solar/Eólica mais Armazenamento)

Espera-se que o armazenamento de energia desempenhe um papel cada vez mais importante em projetos que operam em conjunto com geração eólica e, principalmente, solar. A instalação de baterias no mesmo local que a geração intermitente pode otimizar o uso da rede e gerenciar o risco de restrições de fornecimento, por exemplo, aprimorando os Contratos de Compra de Energia (PPAs). No entanto, a viabilidade comercial de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) em conjunto difere daquela de sistemas BESS independentes e exige novas especializações. Além disso, políticas como as atuais regras de Contratos por Diferença (CfD) podem precisar de ajustes para melhor acomodar projetos em conjunto. Mesmo assim, grandes projetos em conjunto, como o projeto eólico e de armazenamento Hornsea da Ørsted (300 MW/600 MWh), estão em fase de planejamento.

5.5 Novas fontes potenciais de receita estarão disponíveis

O sistema elétrico do Reino Unido está passando por uma reforma, e muitos novos serviços de rede sob contratos da NESO estarão disponíveis para sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS). Isso inclui reservas rápidas adicionais para baterias registradas sem mecanismo de balanceamento, reservas lentas, possibilidades de empilhamento para resposta dinâmica e reservas, produtos de restauração estática, aquisição baseada em localização de resposta dinâmica e reservas, e mercados adicionais de estabilidade, tensão e restrição.

VI. O que os investidores da BESS podem esperar no futuro?

Após um período de sucesso para os operadores de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) no Reino Unido, as receitas tradicionais estão em declínio, principalmente devido à saturação do mercado de frequência. Como o volume de negociação no mercado de frequência aumentará apenas ligeiramente em comparação com a capacidade dos BESS, é improvável que os altos fluxos de receita provenientes de serviços de frequência retornem. Portanto, os investidores em BESS devem ajustar cuidadosamente seus modelos de negócios para se adaptarem a essa nova realidade, optando por fluxos de receita comerciais e/ou contratuais. No âmbito comercial, espera-se um aumento nas oportunidades de arbitragem devido ao rápido crescimento da energia renovável e à evolução do mecanismo de balanceamento. No entanto, é crucial manter-se informado sobre a possibilidade de precificação zonal, que pode levar a diferenças significativas nas oportunidades de arbitragem entre regiões. No âmbito contratual, o mercado de capacidade continuará a fornecer renda garantida. Acordos de preço mínimo e de tarifa fixa (Tolling Agreements) podem se tornar opções mais comuns para projetos de BESS garantirem receita, enquanto outras receitas contratuais, como PPAs (Power Purchase Agreements), também podem se tornar disponíveis para esses projetos. A redução dos custos dos sistemas de armazenamento de energia diminuirá o investimento de capital para novos projetos e para a expansão ou substituição dos existentes. Contudo, não há garantias e os riscos de interrupções na cadeia de suprimentos e tarifas não devem ser descartados. Apesar das incertezas no mercado de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) em constante evolução, a necessidade de maior capacidade de armazenamento de energia na rede elétrica do Reino Unido é evidente. Os planos governamentais fornecem uma direção clara para o desenvolvimento futuro, e dados e análises de mercado abrangentes sobre o mercado de BESS no Reino Unido indicam oportunidades para investidores. O caminho a seguir pode ser mais complexo, mas as oportunidades de crescimento e inovação no mercado de BESS do Reino Unido permanecem imensas. Mantendo-se informados, sendo adaptáveis e buscando parcerias com instituições financeiras que se adaptam a essas novas regras de mercado, os investidores podem superar esses desafios enquanto contribuem para a transição energética do Reino Unido.