Um ano depois do apagão, setor pede aceleração no armazenamento

“O incidente de apagão mais severo no sistema energético europeu dos últimos 20 anos” e uma situação “inédita”. Foi assim que o painel de especialistas da Rede Europeia de Operadores de Redes de Transporte de Eletricidade (ENTSO-E), que estudou o evento durante quase um ano, descreveu o apagão que deixou Portugal e Espanha às escuras no dia 28 de abril de 2025.

Um ano depois, o que mudou? Após várias medidas e recomendações anunciadas, o setor da energia em Portugal elogia algumas das iniciativas, mas urge que saltem do papel e do simples nível de aprovação para a realidade. Reforçar a aposta no armazenamento é um dos apelos mais reiterados.

Os números multiplicam-se, no que diz respeito às medidas avançadas no rescaldo do apagão. Em julho do ano passado, o Governo português apresentou um conjunto de 31 medidas, das quais considera executadas a larga maioria – 21 – enquanto as restantes dez classifica como estando “em curso”. Em entrevista ao ECO/Capital Verde, a ministra do Ambiente afirma que espera conseguir concluir todas as medidas até ao final do ano.

Já o grupo de peritos do ENTSO-E, quando faltava menos de um mês para se contar um ano desde o apagão, apresentou 22 recomendações a serem implementadas por Portugal e Espanha, de forma a prevenir futuros eventos semelhantes. Estas resumem-se em três eixos: “O reforço das práticas operacionais, a melhoria da monitorização do comportamento do sistema e uma coordenação e partilha de dados mais estreitas entre os intervenientes do sistema elétrico”.

Deste pacote de medidas, a ministra do Ambiente e Energia afirma que 90% “já estão implementadas ou previstas” no caso nacional. Ainda por aplicar, explicou, está por exemplo uma recomendação sobre a aplicação dos requisitos de controle de tensão para geradores pequenos. E reconhece que a atualização dos planos de deslastre pode ser feita “mais amiúde”.

“Se acontecer [de novo um apagão] estamos mais bem preparados para continuar a ter eletricidade, pelo menos as infraestruturas críticas e para que em cada aglomerado haja um sítio onde há eletricidade”, considera a ministra.

A ERSE irá identificar as oportunidades de melhoria que surgirem e não perderá a oportunidade para as concretizar.

O regulador da energia, a ERSE, concede que o trabalho ainda não está concluído: “A ERSE irá identificar as oportunidades de melhoria que surgirem e não perderá a oportunidade para as concretizar”. Indica que estão a decorrer “análises aprofundadas” e que estas permitirão identificar elementos para “medidas concretas que terão de ser adotadas”. Já representantes do setor, embora reconheçam alguns avanços, pedem mais ação.

Setor pede aceleração no armazenamento

Um dos pontos mais destacados na ação pós-apagão foi o aumento do número de centrais com arranque autónomo, ou blackstart, que foram responsáveis por ‘reanimar’ o sistema elétrico depois deste colapsar. Na altura, eram apenas duas – Tapada do Outeiro e Castelo de Bode – e registaram-se dificuldades no arranque. Agora, são quatro, somando-se as centrais hídricas de Alqueva e do Baixo Sabor. Anualmente, as novas centrais vão acrescentar 1,7 milhões de euros aos custos com blackstart, 8,4 milhões até 2030.

Outras das ações mais elogiadas, tanto pela APREN – Associação Portuguesa de Energias Renováveis como pela Helexia, é o reforço do investimento na rede. Este foi dado tanto pela aprovação do plano de investimentos da REN por parte do Governo, como por um investimento de 137 milhões de euros especificamente para a modernização e reforço da capacidade de operação e controlo da rede elétrica. Também o anunciado investimento na autonomia das infraestruturas críticas, apesar de estar por concretizar, é valorizado pelas mesmas fontes.

Numa visão mais crítica, o ex-secretário de Estado da Energia, João Galamba, considera que “na verdade ainda não avançou nenhuma medida”, apontando que foram avançadas sobretudo aprovações, com poucas consequências práticas.

Para o mesmo, “a principal lacuna entre anúncios e execução” é o leilão de serviços de sistema, que estava prometido para janeiro, mas que continua por avançar. Realça esta falha na medida em que considera que as baterias podem ter um papel importante na gestão do sistema elétrico, através de serviços de sistema que remuneram a disponibilidade das baterias para emprestarem energia à rede quando for necessário equilibrá-la. Podem fazê-lo em “microssegundos”, ao contrário de outros sistemas de armazenamento, como é o caso das barragens, afirma Galamba. Desta forma, as baterias podem ajudar a prevenir apagões. Mas a crítica da falta de ação neste campo não é feita ao Governo, e sim à REN, que é quem deve propor serviços de sistema ao regulador.

António Vidigal, ex-CEO da EDP Inovação, partilha da mesma visão, ao considerar que seria útil “definir novos Serviços de Sistema mais rápidos”. O mesmo aponta que, na generalidade da Europa, esse serviço começa a ser pago e está em mercado. “É um serviço que é prestado melhor por baterias, pois é um serviço simétrico (que utiliza pouca energia) e fácil de implementar”, indica, alertando que os geradores clássicos são mais lentos e têm desgaste mecânico.

João Nuno Serra, CEO da Enforce e presidente da ACEMEL – Associação dos Comercializadores de Energia no Mercado Liberalizado, na mesma linha, afirma que “o problema do país é que se anuncia muita coisa e parece que as coisas se resolvem ao anunciar um plano, uma medida. Mas não: só se resolvem quando a medida é executada”. Este aponta que os processos de licenciamento continuam a “esbarrar” e que Espanha está a avançar a melhor ritmo, em áreas chave para o sistema como o solar e as baterias. “Não estamos a avançar no ritmo certo”, conclui.

O problema do país é que se anuncia muita coisa e parece que as coisas se resolvem ao anunciar um plano, uma medida. Mas não: só se resolvem quando a medida é executada.

Também a APREN, entre as medidas mais prementes para serem executadas na sequência do apagão, destaca a promoção de soluções assentes em centrais renováveis híbridas, associadas a sistemas de armazenamento, e a criação de uma estratégia clara de armazenamento.

Luís Pinho, country director da Helexia, considera que “o quadro regulatório português já está a evoluir no sentido de integrar mais flexibilidade”, mas vê como relevante a criação de “sinais regulatórios económicos mais fortes” para remunerar serviços de rede prestados por baterias, autoconsumo e ativos distribuídos, assim como acelerar soluções locais de resiliência para clientes críticos, combinado autoconsumo solar, baterias e gestão inteligente de energia. Além do reforço da presença de baterias na rede e junto das infraestruturas críticas, defende a aceleração desta solução também junto de outros clientes.

Em entrevista ao ECO/Capital Verde, a ministra Maria da Graça Carvalho afirmou que o lançamento do mercado de serviços de sistema previsto no pós-apagão “está para breve”, e deverá acontecer até ao final do ano. Também a Estratégia para o Armazenamento, fazendo parte do leque de medidas no rescaldo, conta que esteja concluída este ano.

A APREN acrescenta outro pontos à lista de “discos pedidos” para que exista sobretudo harmonia após o apagão: o reforço das interligações elétricas com a Europa, através de França, uma “condição essencial para equilibrar o sistema em cenários de crise”. Neste aspeto, há um avanço programado para breve. No início de junho, Portugal e Espanha deverão reunir-se com França para que este país apresente um calendário para a construção das interligações.

O líder da ACEMEL destaca ainda como um outro passo importante para o futuro que os inversores, uma componente dos painéis solares, tenham a capacidade de grid forming, que permite “gerar rede elétrica quando não a há”. Concede que esta alteração pode fazer subir os custos de um projeto em 20% ou 30%, para instalações mais pequenas, mas considera importante disseminar essa tecnologia. António Vidigal é adepto da introdução desta mesma tecnologia. “Portugal foi precursor na Europa na introdução de renováveis. Deve ter a ambição de ser também precursor na adoção dos serviços necessários para que funcionem bem. Há muito valor económico nessa estratégia”, afirma.

Portugal foi precursor na Europa na introdução de renováveis. Deve ter a ambição de ser também precursor na adoção dos serviços necessários para que funcionem bem. Há muito valor económico nessa estratégia.

Outra preocupação premente para o líder da ACEMEL, na sequência do apagão, é a subida dos custos de gerir o sistema, “o custo que a rede tem com o mercado em tempo real”, e a REN está mais “conservadora” na sua gestão da rede desde o apagão, avalia João Nuno Serra. Estes custos, que são os chamados encargos de regulação, estão nos 25 euros por megawatt-hora, mais do dobro da cifra com que fecharam no ano passado. Isto, indica, tem impacto na comercialização, já que é cobrado pela REN aos comercializadores. “O OMIP está a trabalhar numa solução para isto, mas não é uma tarefa simples”, afirma.

Kristin reforça necessidade de agir

Questionada sobre o maior risco que o país enfrenta, mesmo após a aplicação das medidas e recomendações previstas, a ministra do Ambiente não hesita em nomear: “as tempestades”.

Pouco mais de meio ano após o apagão, um comboio de tempestades que assolou o país em janeiro, e que teve como expoente a tempestade Kristin, veio criar novamente grandes disrupções no sistema elétrico.

O principal ensinamento do apagão ibérico e Kristin é que é necessário mais controlo, mais visibilidade dos sistemas e capacidade de resposta rápida.

Para a APREN, apesar destas diferenças, ambas as situações evidenciam a mesma necessidade de fundo: “redes elétricas mais modernas, resilientes e flexíveis”. Luís Pinho reforça a mensagem, concluindo: “o principal ensinamento do apagão ibérico e Kristin é que é necessário mais controlo, mais visibilidade dos sistemas e capacidade de resposta rápida”, que passam pela estabilidade de operação, dados e digitalização, armazenamento e flexibilidade.