Apagão. Um ano depois…

Portugal deu uma resposta correta ao incidente de 28 de abril de 2025, devendo continuar a pautar-se por exigência acrescida e contínua de regras e regulamentação que antecipem os desafios da transição energética. Foi o que fez para a introdução da produção solar fotovoltaica, em 2015, e, como já tinha realizado com a integração da produção eólica no Sistema Elétrico Nacional (SEN) em 2006, definindo um conjunto de requisitos à época inovadores que provaram estar corretos e adequados no dia do apagão.

Portugal deve continuar nesta senda de melhoria contínua, antecipando os desafios que se adivinham com a integração de grandes volumes de armazenamento nos próximos anos no SEN, assim como no processo de reconversão das centrais mais antigas, que devem também elas evoluir para requisitos cada vez mais exigentes e adequados a sistemas elétricos cada vez mais descarbonizados.

Passou praticamente um ano desde o dia 28 de abril de 2025 que deixou uma marca substancial no país, mas que ainda, passado este tempo, é objeto de interpretações e extrapolações muitas delas contraditórias e, por vezes, até falaciosas. É neste contexto que propomos o presente artigo, alicerçado na análise circunstanciada e independente realizada pela ENTSO-E, a par das entidades Reguladoras dos diferentes países, assim como da Associação dos Reguladores, constituindo um Painel de Peritos com 49 especialistas de 15 países diferentes, procurando assim contribuir para descodificar o tema técnico.

Os sistemas elétricos são um dos mais complexos sistemas de tempo-real realizado pelo ser humano, funcionando em permanência para assegurar em cada segundo o equilíbrio entre a oferta (geração) e a procura (consumo) de eletricidade. É um sistema de engenharia complexo, que tem de funcionar em harmonia e em equilíbrio em tempo real até aos seus extremos. No caso da Europa, abrange uma região da Ucrânia até à Península Ibérica, e da Escandinávia ao Norte de África, a funcionar em sincronismo e equilíbrio.

O sub-sistema ibérico em particular, encontra-se ainda e na prática isolado do restante sistema europeu, dado o nível reduzido de interligações existentes entre Espanha e França. Esta foi a restrição que limitou a propagação do incidente de 28 de abril de 2025 de forma mais profunda e descontrolada ao sistema de França, contrariamente ao que ocorreu entre Portugal e Espanha, dado o seu elevado nível de integração de mercado. Deve, contudo, ser reforçado que as interligações são um elemento essencial de estabilização de rede e integração de mercado, com benefícios substanciais para os consumidores da região.

Um incidente desta natureza, pela sua génese, complexidade técnica e dimensão não se configura como tendo origem numa única fonte ou perturbação. À semelhança dos acidentes de aviação, há sempre o contributo de diversas causas que, quando presentes em simultâneo e convenientemente alinhadas, mesmo que de forma improvável, desencadeiam uma sequência de acontecimentos que conduzem de forma inevitável ao desfecho como o que se verificou, e que foi demonstrado pela avaliação do Painel de Peritos.

Tratou-se de um incidente de grande impacte e baixa probabilidade, que exige uma análise cuidada de modo que se possam prevenir situações semelhantes no futuro, tendo em conta que, num sistema liberalizado de produção e consumo ditados pelo mercado, as suas exigências refletirão os efeitos da sua crescente variabilidade (produção e consumo), no quadro da transição energética cada vez mais acelerada, e que de facto está em curso há mais de 20 anos.

O incidente de 28 de abril teve origem numa combinação de fatores técnicos que fragilizaram o controlo de tensão e a estabilidade do sistema elétrico na rede da Península Ibérica, com relevância em Espanha – onde se registaram várias situações de sobretensão nos instantes antes do apagão – e que se propagou na operação em tempo real a Portugal.

Antes do colapso, foram detetadas oscilações, a primeira em Espanha e uma outra, inter-área, no alinhamento Este-Centro-Oeste do sistema europeu, às quais França e Espanha aplicaram medidas de amortecimento previstas nos procedimentos bilaterais. Para melhor compreensão da sequência para o leitor, vamos usar sempre a referência horária de Portugal Continental. A primeira oscilação, em Espanha registou-se entre as 11:03 e as 11:08 hora de Lisboa, a segunda, entre as 11:19 às 11:22.

O colapso iniciou-se com o desligamento sequencial e automático de unidades de produção relevantes por sobretensão em Espanha. Às 11:32:57 deu-se o primeiro desligamento de 355 MW em Granada, seguido às 11:33:16 de 727 MW em Badajoz e às 11:33:17 de 928 MW em Segóvia, Huelva, Badajoz, Sevilha e Cáceres. Em 20 segundos desligaram-se mais de 2000 MW na mesma região, sem considerar a produção embebida que também se desligou.

Segundo o relatório do Painel de Peritos, esta cascata de desligamentos em apenas 4 segundos (desde as 11:33:16) deu origem ao colapso do sistema Espanhol, arrastando o sistema Português, e decorreu da existência de margens reduzidas entre limites operacionais de tensão e patamares de atuação de proteções dos geradores, a par de uma resposta insuficiente de potência reativa a variações de tensão por parte de algumas instalações renováveis (nomeadamente com fator de potência fixo) e a limitações na eficácia do suporte de controlo de tensão do sistema por parte das centrais convencionais em Espanha.

De notar que até às 11:33:18 não foram observados quaisquer disparos de geração em Portugal. Todas as perturbações ocorreram do outro lado da fronteira, e os disparos de bombagem/consumo em Portugal apenas ocorreram depois e no processo da ativação automática do Plano de Defesa, para responder à diminuição da frequência, mas sem possibilidade de conter o colapso do sistema ibérico

Assim, e em resumo, por ultrapassar largamente a capacidade de resposta automática, a sequência de disparos em Espanha arrastou todo o sistema ibérico interligado, sendo impossível travar o processo de disparos em cascata, apesar de todas as contramedidas previstas nos Planos de Defesa de Portugal e Espanha. Às 11:33 a península ibérica estava em “apagão”.

Este incidente não afetou, contudo, a integridade da infraestrutura de rede ou de produção, pelo que a sua recuperação foi iniciada de imediato, tendo Portugal recuperado a alimentação de praticamente todo o país (toda a rede de transporte) em pouco mais de 11 horas. Inicialmente a partir dos dois produtores nacionais com capacidade de arranque autónomo (blackstart) e, durante o processo, integrando com Espanha à medida que sistema espanhol recuperava, com a ajuda das interligações com França e Marrocos. Criaram-se 4 ilhas na reposição do Sistema Elétrico Português, com uma prontidão só possível porque este tipo de incidentes e o processos se simulam sistematicamente todos os anos e porque existiu grande articulação entre a REN, a E-Redes e os Produtores, bem como com o Operador da Rede Espanhola, para coordenar os incrementos progressivos de potência e consumo, até estar em operação todo o sistema integrado.

Passado este tempo, e à luz do que descreve o relatório do Painel de Peritos internacional, foram identificadas 23 recomendações (medidas de compensação e mitigação pós-incidente) a aplicar a todos os sistemas elétricos da Europa, no sentido de reduzir risco deste tipo de incidentes e reforçar resiliência do sistema elétrico europeu, como sejam:

• O reforço do controlo dinâmico da tensão (gestão de potência reativa), com avaliações de margem e necessidades, aumento de observabilidade e mecanismos de conformidade/penalização em caso de incumprimento;
• Reforço da monitorização e ajuste coordenado de parâmetros de amortecimento (como estabilizadores de sistema) das centrais para controlo das oscilações, assim como a expansão de monitorização e ferramentas de deteção de oscilações;
• Reforço do controlo e validação das parametrizações das proteções dos geradores, de redes internas/privadas de recolha de geração, e assim como aumento da observabilidade e controlabilidade da produção de menor dimensão, tipicamente embebida na rede de distribuição e nos consumos;
• Revisão regular dos Planos de Defesa dos sistemas elétricos da Europa, de modo a responder ao crescente efeito da produção embebida, bem como incorporar, na medida do possível, eventuais medidas associadas ao controlo de tensão;
• Reforço dos testes e ensaios das centrais com o serviço de “blackstart”, meios de comunicação, e controlo fino da reposição da produção de menor dimensão.

Muitas destas recomendações, o SEN já as incorpora total ou parcialmente, e outras estão em fase de implementação e/ou estudo e deverão ser implementadas durante os próximos anos.

De notar que, em Portugal, resultado do trabalho de planeamento e de gestão do Sistema Elétrico Nacional, a avaliação do comportamento e evolução da tensão e das necessidades de reativa do sistema pelo operador de rede/gestor global do sistema permitiram identificar as necessidades futuras destes meios de controlo ao longo dos anos.

Já em 2024, foram previstos, no Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede Nacional de Transporte de Eletricidade – PDIRTe, meios e equipamentos específicos para continuar a manter uma resposta dinâmica e estável da tensão, em complemento ao contributo do mercado (dos geradores), para acomodar as necessidades futuras decorrentes do crescimento acelerado da transição energética.

Refira-se que em Portugal implementaram-se desde sempre medidas exigindo controlo dinâmico de tensão às centrais solares. Na primeira central fotovoltaica ligada à rede de transporte portuguesa, em 2018, foi incluída a obrigação do controlo dinâmico da tensão, seguindo-se todas as outras com a mesma exigência.

Em resumo, pode assim dizer-se que várias das medidas recomendadas pelo Painel de Peritos já estão em vigor em Portugal e que outras estavam já previstas, e ainda que a experiência portuguesa demonstra que a adoção dessas mesmas medidas pelos Sistemas Elétricos dos outros países europeus tornará mais segura a transição energética na Europa.