Mito: “Com tanta renovável, a rede eléctrica portuguesa vai ficar instável”

É um receio compreensível: quanto mais um sistema eléctrico depende do sol e do vento — fontes que não se podem ligar e desligar por decreto —, mais frágil parece ficar. E em Portugal esse receio ganhou um argumento aparentemente decisivo em 2025: o maior apagão da história recente europeia, precisamente numa altura em que a Península Ibérica batia recordes de produção renovável.

A correlação temporal é real. A causalidade que a maioria das pessoas assumiu — não é.

1. O que a ENTSO‑E concluiu, ao fim de 11 meses de investigação

A 20 de Março de 2026, o painel de peritos da ENTSO‑E — 49 membros, entre operadores de rede, centros regionais de coordenação e reguladores nacionais, presidido por especialistas de dois países não afectados — publicou o relatório final sobre o apagão de 28 de Abril de 2025. A conclusão central: a causa foi uma falha de controlo de tensão e potência reactiva, não uma falta de inércia do sistema nem um excesso de produção renovável.

A cronologia é precisa: entre as 12h03 e as 12h33 desse dia, oscilações de tensão sucessivas em Espanha levaram vários operadores a reduzir exportações e reforçar tensão — o que, por sua vez, elevou ainda mais a tensão na rede. Muitos geradores, renováveis e convencionais, operavam em modo de factor de potência fixo em vez de controlo dinâmico de tensão, pelo que a redução de produção activa não foi acompanhada da redução correspondente de absorção reactiva — o oposto do que seria necessário para amortecer a subida de tensão. Protecções de sobretensão, reguladas abaixo dos limites recomendados, começaram a desligar geradores em cascata.

Em apenas 30 segundos — entre as 12h32m48 e as 12h33m18 —, 2 510 MW de produção desapareceram da rede espanhola. A Península Ibérica perdeu sincronismo com o resto da Europa continental às 12h33m19, e as interligações foram cortadas cinco segundos depois. O presidente da ENTSO‑E resumiu a conclusão numa frase: “isto não é sobre energias renováveis, é sobre controlo de tensão.” O painel foi ainda mais longe num ponto técnico decisivo: concluiu que mais inércia do sistema não teria evitado o colapso, porque a dinâmica que causou a perda de sincronismo foi de tensão, não de frequência — a inércia ajuda a amortecer desvios de frequência, não este tipo específico de instabilidade de tensão.

2. Portugal foi vítima do acoplamento síncrono — não uma causa

Toda a cadeia técnica de falhas — as oscilações, as centrais na região de Granada e Badajoz, os cortes em cascata — ocorreu inteiramente em território espanhol. Portugal caiu porque partilha a mesma rede síncrona europeia que Espanha, não porque tenha contribuído tecnicamente para o colapso. E na recuperação, os papéis inverteram-se face ao que a narrativa popular sugere: a REN repôs a Rede Nacional de Transporte sozinha, com centrais próprias de arranque autónomo — Castelo de Bode (hídrica) e Tapada do Outeiro (ciclo combinado a gás) —, concluindo a reposição pelas 23h20 do próprio dia. Espanha só recuperou por completo cerca de quatro horas mais tarde, com ajuda das interligações com França e Marrocos.

Em Maio de 2026, a ERSE classificou formalmente o apagão como “evento excepcional” — origem em Espanha, propagação inevitável dado o funcionamento interligado do sistema ibérico — excluindo-o dos indicadores normais de fiabilidade e das compensações automáticas aos consumidores.

3. O que os números de fiabilidade da REN realmente mostram

Se mais renovável tornasse mesmo a rede mais frágil, seria de esperar ver isso nos dados de qualidade de serviço da própria REN ao longo dos anos em que a quota renovável mais subiu. Não se vê. 2024 — o ano de maior penetração renovável de sempre em Portugal (71 % do consumo) — foi também o melhor ano de fiabilidade da rede de transporte já registado: um TIE (Tempo de Interrupção Equivalente) de apenas 0,6 segundos, excluindo eventos excepcionais.

O gráfico acima mostra porquê o apagão não deve ser lido como uma tendência: em 2025, o TIE total disparou para 605,5 minutos — inteiramente por causa do apagão de Abril. Retirando esse único evento externo e excepcional, o TIE de 2025 volta a ser 0,01 minutos, em linha com 2024. A própria REN descreve a qualidade de serviço técnica de 2025, fora do apagão, como “em linha com o registado nos últimos anos”. Os incidentes com impacto na rede de transporte também não mostram uma tendência preocupante: 245 em 2025 contra 231 em 2024 — um aumento de 1,4 % —, com a causa dominante a continuar a ser animais (45,3 % dos casos) e factores atmosféricos, não geração renovável.

Há também episódios directos de operação a alta penetração renovável sem incidente: entre 31 de Outubro e 6 de Novembro de 2023, Portugal correu 149 horas seguidascom produção renovável acima do consumo, incluindo 131 horas sem qualquer geração térmica. Em Abril de 2024, a rede operou um mês inteiro a 95 % de saturação renovável. Nenhum destes episódios produziu instabilidade.

O que é verdade — e onde a preocupação tem fundamento

Os custos de serviços de sistema estão mesmo a subir. Segundo dados citados pela ERSE, os encargos com serviços de sistema (regulação de frequência, reservas, compensação de reactiva) subiram cerca de 60 % entre Janeiro e Agosto de 2025 face ao mesmo período de 2024 — de 7,99 para cerca de 13,01 €/MWh, ainda que parte desse aumento reflicta os custos extraordinários do próprio apagão. A ERSE liga a tendência estrutural a “maior incorporação de energia renovável no mix, cuja produção é intermitente e imprevisível” — um custo económico real e crescente, distinto de um risco de apagão.

Nem todos os geradores cumpriram a sua parte. O próprio relatório da ENTSO‑E nota que geradores convencionais (não apenas renováveis) também falharam em fornecer potência reactiva dentro dos parâmetros pedidos em menos de 75 % do tempo — esta não é uma história de “renovável mau, convencional bom”, é uma história de regulação e coordenação insuficientes em toda a frota.

Em síntese

O maior apagão europeu em duas décadas aconteceu, e foi grave. Mas a sua causa técnica oficial — controlo de tensão e potência reactiva, explicitamente não a penetração renovável nem a falta de inércia — desmonta o argumento popular. Os dados de fiabilidade da própria REN, ano após ano, não mostram qualquer correlação entre mais renovável e mais incidentes; o ano de maior penetração renovável foi também o melhor ano de fiabilidade já registado. A ressalva honesta são os custos de operação de um sistema mais intermitente, que estão genuinamente a subir — um problema económico real, mas diferente do medo de apagões.