O apagão de 28 de setembro na Península Ibérica foi um teste de stress sem precedentes que expôs os limites dos pressupostos técnicos, económicos e regulatórios sobre os quais se tem construído a transição energética. A conclusão é assumida num estudo académico para Espanha, mas que poderá valer para o Mibel (o mercado integrado de eletricidade entre Portugal e Espanha).
O estudo desenvolvido por dois especialistas do Centro Peter Huber da Universidade de las Hespérides (instituição de ensino das Canárias) avança que o “custo das restrições técnicas disparou após o apagão, resultando em sobrecustos diários de seis milhões de euros” que não aparecem no preço do mercado grossista, mas que são pagos pelos consumidores.
Estas restrições técnicas estão também a “expulsar as energias renováveis do sistema” e a levar a um maior recurso às centrais convencionais, em particular às de ciclo combinado que usam gás natural, e que estão a entrar mais na rede, em nome da segurança do abastecimento, deixando de fora tecnologias mais baratas mas que não têm o mesmo valor para o sistema.
Dados divulgados esta quinta-feira por um outro estudo mostram um aumento muito significativo no consumo de gás pelo sistema elétrico espanhol, o que teve impacto nos preços grossistas.
Espanha mais dependente do gás natural após apagão ibérico, dizem especialistas
A “expulsão” das renováveis que representa energia desperdiçada pelo sistema aumentou muito este verão, tendo alcançado um máximo de 11% em julho. Os autores do estudo comparam os dados de agosto de 2024 com agosto de 2025 em que a produção renovável foi de 55% do consumo peninsular, mas o corte (curtailment) foi 250% superior.
O trabalho foi conhecido dois dias antes de ser divulgado o primeiro relatório da investigação conduzida pelos peritos nomeados pela organização que integra as redes elétricas europeias, a ENTSO-E. É um relatório factual do incidente que não aponta responsabilidades e que caracteriza o apagão ibérico de fenómeno inédito atribuído a excesso de tensão que provocou uma cascata de desconexões de centrais elétricas. No dia 28 de abril, a oferta renovável — solar e eólica — no sul de Espanha dominava a energia que estava a ser injetada na rede e foram estas centrais as primeiras a desligar. Os peritos irão apresentar um relatório final com recomendações no primeiro trimestre de 2026.
O estudo elaborado pelos académicos do Centro Peter Huber analisa os efeitos que o apagão teve no sistema elétrico espanhol, com uma “operação reforçada” por parte da Rede Elétrica (REE) que assenta no pressuposto de que as tecnologias intermitentes (renováveis) têm um baixo valor para a segurança do sistema, apesar de apresentarem o custo mais baixo, medido através do LCOE (custo nivelado de energia).
Este indicador é um dos eixos desta análise, que questiona também o efeito da expansão das energias renováveis na redução do preço final da eletricidade em Espanha.
O LCOE resulta de uma fórmula que calcula o custo médio da produção de eletricidade por tecnologia ao longo da vida útil de um projeto, considerando vários custos envolvidos, do investimento à operação e manutenção e combustível, se for o caso. O facto de a produção renovável não precisar de combustíveis é logo um fator que a torna mais competitiva face às centrais convencionais a gás e carvão, sobretudo a eólica e solar cuja tecnologia madura se tornou muito mais barata na última década.
O peso deste critério na determinação da política energética em Espanha (em Portugal também é importante) tem fatores associados que contribuíram para enfraquecer a resistência do sistema. Nomeadamente:
As tecnologias com o LCOE baixo (as renováveis) geram “custos ocultos sob a forma de maiores necessidades de serviços de ajuste do sistema”.
A substituição progressiva de potência firme de geração (despachável) reduziu as margens estruturais de segurança face a perturbações.
A política energética deu preferência aos preços baixos ex ante (segundo o LCOE) em detrimento do custo total para o sistema, ignorando os riscos agregados.
Não obstante considerar que o LCOE é uma métrica “útil”, os investigadores da Universidade das Canárias dizem também que é incompleta e concluem que o seu “uso discriminado na política pública em Espanha não teve o efeito esperado de descida dos preços de eletricidade para o consumidor final, causando ainda uma maior complexidade do sistema”. E propõe substituir este indicador por uma métrica “mais robusta” que incorpore investimento e operação com custos sistémicos de integração, flexibilidade e segurança.
A enorme expansão da potência renovável, em particular solar, teve de facto um contributo importante para baixar os preços grossistas entre 2022 e 2024. Durante este período, o mercado elétrico europeu viveu uma crise de preços resultante da subida do gás natural por causa da invasão da Ucrânia pela Rússia. Neste contexto, Portugal e Espanha aplicaram um teto ao preço da energia produzida a partir do gás e conseguiram com a ajuda das renováveis ter preços de eletricidade mais baixos.
Os últimos anos foram também marcados por preços muito baixos, incluindo negativos, sobretudo nas horas de ponta da produção solar — início da tarde. Este efeito cresceu em 2025 e deverá continuar, à medida que entra mais potência na rede.
Mas a evolução não tem o mesmo sentido quando se olha para os preços finais da eletricidade. “Os dados europeus (a análise não inclui Portugal) mostram uma grande dispersão, mas mostram claramente que uma maior penetração renovável não se traduz em preços mais baixos de eletricidade. De facto, a tendência dos dados até parece sugerir o contrário.
Para os autores do estudo, o “apagão ibérico de 2025 demonstrou de forma dramática que os serviços de estabilidade do sistema têm um custo que o LCOE não reflete, daí que, defendam, tudo mudou após este fenómeno. A rede está a ser gerida de forma muito mais conservadora, o que é visível quando se analisa a evolução dos custos das restrições técnicas que saltaram de 197 milhões de euros em abril para 405 milhões de euros em maio.
Este custo, que entretanto baixou, mas em agosto continua 144% acima do verificado no mesmo mês do ano passado, já tinha duplicado em 2023 e aumentou 35% em 2024. “Os dados de 2025 não deixam lugares para dúvidas. Nos primeiros oito meses do ano já superamos amplamente o custo em restrições técnicas de todo o ano de 2024, alcançando quase 1.500 milhões de euros”. Os já referidos seis milhões de euros por dia.
Baterias podem ajudar a mitigar a pressão dos preços baixos e a energia renovável que não entra na rede
Os crescentes curtailments — cortes impostos à injeção (e produção) de energia renovável na rede devido ao excesso de produção face à procura — “podem impactar negativamente os investimentos futuros nestas tecnologias, tornando inviável o cumprimento das metas do plano nacional do clima”.
As decisões de política energética em Espanha têm impacto direto em Portugal, onde também se questiona o impacto das renováveis no preço do mercado grossista, o crescimento dos níveis de curtailment e a enorme pressão sobre os preços que está a baralhar os pressupostos financeiros que suportam muitos investimentos solares em fase de arranque. Para além da grande “dor de cabeça” que continua a ser o licenciamento, os preços baixos e o risco crescente de nem sequer poder entrar na rede estão a travar a execução de projetos em Portugal.
Durante a conferência da APREN (Associação Portiguesa de Empresas de Energia Renovável) realizada esta quinta e sexta-feira, o secretário de Estado da Energia revelou que existem pelo menos 3 Gigawatts (GW) de potência renovável que tem como prazo de entrada em operação o final do ano. O Governo quer conhecer melhor o grau de execução destes projetos. Jean Barroca disse ainda que vai ser lançado um estudo sobre os custos estatais dos diferentes sistemas energéticos, reforçando que “só com base em factos e análise com fundamento técnico podemos tomar decisões informadas e que garantam a proteção do interesse nacional”.
Outra das preocupações crescentes no setor do qual o estudo sobre os custos e preço da renovável faz eco é a perda de rentabilidade das centrais, sobretudo solares, que foram planeadas e licenciadas com base em pressupostos de escoamento em mercado e de preço que não se estão a concretizar. Para atenuar estes riscos, os especialistas apontam para a instalação de baterias junto destes centros produtores de forma a gerir a intermitência destas fontes e a evitar o desperdício de energia quando não há procura. Outra via apontada é a hibridização, a junção no mesmo ponto de ligação à rede de várias tecnologias de produção renovável que possam potenciar a energia injetada e assegurar uma maior estabilidade na produção.
