Dois meses após o apagão do dia 28 de abril, já foram divulgados em Espanha dois relatórios oficiais e um “contra-relatório” do setor elétrico com muita informação e algumas respostas sobre as causas do evento inédito que deixou Portugal e Espanha às escuras.

Já não parece haver dúvidas de que houve falhas efetivas na gestão do sistema elétrico do país vizinho — que se propagaram em segundos a Portugal — mas há também leituras contraditórias sobre o que e quem falhou. O relatório interno da Red Eléctrica de España (REE) aponta culpas às centrais elétricas que acusa de não cumprirem o contratado e estabelecido nos protocolos em matéria de estabilização do sistema e controlo de tensão. As elétricas escolheram os seus consultores (um dos quais português) para contra-atacarem e acusarem o operador da rede espanhola de ser o único responsável pois era quem tinha a obrigação de controlar o nível de tensão na infraestrutura de transportes.

Salomónico, o comité nomeado pelo Governo espanhol encontra falhas nos dois lados: no operador da rede e nas elétricas, mas também aponta para uma origem “mutifatorial”. Ou seja, não é uma causa, mas a combinação de várias, o que acaba por dificultar a atribuição de responsabilidades. Até agora, ninguém assumiu culpas nem se demitiu (ou foi demitido) por causa do apagão. Falta conhecer a investigação do regulador espanhol — a CNMC (comissão nacional de mercados e concorrência).

Em Portugal, não é conhecido qualquer inquérito ou avaliação ao sistema elétrico, nomeadamente à forma como o sistema respondeu à “violência” do evento vindo de Espanha e como correu a reativação após o zero total de energia. Os operadores de rede, a REN (transporte) e E-Redes (distribuição), entregaram relatórios à ERSE (Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos) para justificar o pedido de classificação do blackout como um evento excecional. Estes documentos não são públicos.

A pronúncia mais aguardada é o relatório preliminar dos peritos independentes nomeados pela rede de operadores europeus (ENTSO-E) que será a primeira avaliação externa às causas do apagão ibérico que foi um acontecimento inédito na história recente do mercado elétrico europeu, ainda que seja uma entidade corporativa, que integra os operadores de transporte europeus onde estão a REE e a REN.

O relatório “verdadeiramente independente”, na expressão da ministra do Ambiente e Energia, elaborado pelo regulador europeu ACER poderá chegar apenas no final do ano. Maria da Graça Carvalho remete para daqui a um mês a apresentação de medidas de reforço da segurança energética. Em Espanha essas medidas foram aprovadas esta semana. As declarações da ministra foram feitas à saída de uma reunião com a ACER em Bruxelas onde foi questionada sobre um pedido de indemnização a Espanha, tendo respondido que esse não era o foco do Governo neste momento.

O Observador enviou questões sobre esta possibilidade ao Ministério do Ambiente e Energia que não respondeu em tempo útil.

Além do intenso debate técnico, o episódio alimentou dúvidas sobre a política energética sobretudo em Espanha (e em menor escala em Portugal) onde o Estado é o maior acionista da rede elétrica e para a qual o presidente do Governo, Pedro Sánchez, nomeou uma antiga ministra do PSOE, Beatriz Corredor. Não é só a falta de investimento nas redes para acomodar a expansão acelerada de oferta renovável que está em causa, mas também uma gestão do sistema orientada para os preços baixos, muito pressionada pelos reguladores e pelos decisores políticos.

O que concluiu o Governo espanhol?

A principal conclusão do relatório do comité nomeado pelo Governo para analisar a “crise de eletricidade de 28 de abril” é a de que teve uma “origem multifatorial. A causa última do zero elétrico (apagão) peninsular foi um fenómeno de sobretensões em forma de reação em cadeia através da qual as tensões elevadas provocaram desconexões da geração (o desligar de centrais produtoras) e assim sucessivamente. Este fenómeno foi procedido de variações de tensão de grande amplitude em curtos períodos de tempo ao longo da manhã”.

O documento apresentado pelo Executivo de Pedro Sánchez há mais de uma semana identifica os vários fatores que contribuíram para o evento, divididos em dois capítulos.

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O sistema mostrava insuficiente capacidade de controlo dinâmico das tensões. O que tem várias explicações, como o facto de estar programado para esse dia um número inferior ao normal de centrais térmicas que prestam este serviço. Uma das centrais avisou que estaria indisponível, mas o operador de rede não a substituiu, apesar de ser a unidade localizada na zona do território (sul de Espanha) onde o fenómeno de sobretensão era mais intenso. Por outro lado, as centrais que estavam ligadas para regular a tensão não deram o contributo esperado pelo operador de rede na absorção da energia reativa nos momentos de tensão elevada. E em particular houve uma central ligada no sul que terá feito o contrário. É também referido que partes da rede de distribuição e grandes consumidores não terão atuado em linha com o fator de potência, contribuindo para o problema.

No dia 28 de abril uma série de oscilações (tensão e frequência) condicionou de forma significativa o sistema, interferindo na sua configuração e dificultando o sucesso das manobras de estabilização. Apesar do registo de desequilíbrios em horas e até dias anteriores, o relatório destaca que a primeira grande oscilação aconteceu às 12h03 (11h03 hora portuguesa) que foi sentida em toda a península (Portugal incluído). Foi uma oscilação de frequência de 0,6 hertz que teve origem numa central que, segundo a rede elétrica, teve um comportamento atípico.

Para amortecer esta oscilação e proteger o sistema, foram adotadas as medidas previstas nos protocolos — deslastres de redes e redução das exportações na interconexão com França (Portugal pediu para manter o nível de compras a Espanha). Não tiveram o resultado esperado porque foram pensadas para uma configuração do dia elétrico diferente da que existia e acabaram por ter o efeito contrário, contribuindo para uma sobretensão generalizada do sistema.

Foi neste contexto que aconteceram as primeiras desconexões de unidades de geração, algumas das quais indevidamente, e que propagaram a sobretensão pelo sistema, levando à tal reação em cadeia — sobretensão gera desconexão que por sua vez gera mais tensão (por desequilíbrio entre a procura e a oferta). Uma vez iniciada esta reação em cadeia, a contenção exigiria capacidade — que o sistema não teve —  de regular para baixo o nível das tensões. Essa capacidade teria de ser superior ao efeito de alta tensão gerado por estas desconexões. Os instrumentos revelaram-se ineficazes. “Não só porque eram insuficientes, mas porque estavam desadequados ao fenómeno em curso”.

O excesso de tensão acabou por gerar desequilíbrios também na frequência, devido ao desligar de centrais de produção.

Qual a causa apontada pela Red Elétrica de España?

A análise do operador da rede espanhol cinge-se à manhã do dia 28, desvalorizando perturbações registadas nos dias e horas anteriores. “Em conclusão, ficou demonstrado que não ocorreu nada de relevante no sistema entre as 0h00 e as 12h00 digno de ser referido, pelo que as próximas secções [do relatório] se centram no que ocorreu a partir das 12h00” porque, diz a REE, até a essa hora as condições cumpriam todos os requisitos de operação.

Às 12h03 verifica-se uma “forte oscilação de frequência”, de 0,6 hertz durante quatro minutos, que coincide com as manobras de amortecimento de outra oscilação com uma dimensão menor, de 0,2 hertz. Esta oscilação “provoca uma baixa de tensão média com flutuações até 30 kv (kilovolts)”. O centro de controlo da REE ativa as medidas previstas para tentar eliminar a oscilação, entre as quais a redução do intercâmbio exportador com França e uma mudança no modo de operação desta interligação que passa para potência constante.

“Todas as medidas adotadas tendem a aumentar o nível de tensão no sistema elétrico, mas são necessárias para corrigir as oscilações” e que reforçam o seu amortecimento, o que no momento era a prioridade.

Às 12h16 reaparece a oscilação de 0,6 hertz que tem subjacentes quedas de tensão nas subestações mais afetadas, tendo sido tomadas ações para controlar a situação que, mais uma vez, tem como consequência a subida do nível de tensão.

Na análise ao incidente, a REE concluiu que “a oscilação [de frequência] e a sua repetição não são naturais ao sistema, mas sim forçadas. Esta oscilação é registada com grande amplitude numa central fotovoltaica localizada na província de Badajoz”. Desaparece do sistema quando a unidade é estabilizada, mas reaparece minutos mais tarde. O comportamento desta central, que a imprensa espanhola identificou como sendo a mega-central solar de Balboa da Iberdrola, deve ser alvo de uma investigação sobre a causa da “oscilação forçada”, de forma a implementar ações corretivas e evitar a repetição do caso.

“Considera-se que a oscilação da central levou a tomar medidas para amortecer as oscilações que estavam a afetar o sistema que, por sua vez, reduziram as margens de controlo da tensão do mesmo”. Não foi um problema de inércia do sistema, mas sim um problema de tensão e pelo disparo em cascata de centrais de geração renovável”.

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A existência de mais inércia do sistema, que seria propiciada pela ligação de mais centrais convencionais do que as programadas pela REE, apenas teria, segundo esta avaliação, levado a que a queda de frequência fosse ligeiramente mais lenta, mas não teria impedido o colapso do sistema, dado a dimensão da produção que se desligou.

O sistema elétrico perdeu em menos de um minuto 2.000 MW (megawatts) sobretudo de geração renovável, o que significa que perdeu “toda a absorção reativa associada a estes geradores”. A gestora da rede aponta ainda o dedo à geração convencional — as centrais a gás, nucleares e hídricas — que afirma não terem absorvido a energia reativa como era a sua obrigação, de acordo com os procedimentos. E destaca duas centrais, uma no sul e outra no centro, que deveriam estar a trabalhar para o controlo de tensão na rede.

A REE considera que o “comportamento dos sistemas de proteção da rede de transporte foi correto”. E que a desconexão com a rede francesa travou a propagação do problema àquele país que poucas horas depois até contribuiu para a recuperação da rede espanhola.

O que respondem as elétricas?

Poucos dias depois de conhecidas as conclusões do operador da rede e do governo de Espanha, a associação que junta as principais elétricas (Endesa, Iberdrola e EDP) a operar no país, a AELEC, divulgou o seu relatório ao fenómeno de 28 de abril. A análise feita por duas entidades externas, a consultora Compass Lexcon e o INESC TEC (Instituto de Engenharia de Sistemas e Computadores Tecnologia e Ciência) do Porto, será entregue — por iniciativa da associação que tem vindo a manifestar publicamente reservas ao levantamento de causas feito pelas autoridades espanholas — aos peritos do ENTSO-E que estão a realizar a “investigação independente”.

No meio de um atirar de culpas recíproco, numa coisa parecem estar de acordo. A causa do apagão foi um fenómeno generalizado de aumento da tensão na rede por incapacidade nas linhas elétricas de absorver a potência reativa. O que falhou foram os mecanismos de controlo da tensão, acabando por gerar também um problema de frequência, devido ao desequilíbrio entre a energia injetada na rede e a respetiva procura quando as centrais que alimentaram essa procura começaram a disparar.

As causas da sobrepotência e os motivos porque falhou o seu controlo, bem como os respetivos responsáveis, são o principal ponto de clivagem entre os principais atores do sistema elétrico.

O relatório da AELEC atribui o fenómeno a uma resposta insuficiente, a vários níveis, por parte da gestão da rede.

Recua aos dias anteriores para questionar as ações levadas a cabo pela REE para resolver os problemas de tensão que se verificaram na rede e que geraram desconexões localizadas mesmo antes do apagão — numa refinaria da Repsol e na gestora da rede de alta velocidade espanhola, a Adif.

Questiona também se a programação de centrais convencionais feita pela operadora da rede para o dia 28 de abril foi a adequada. É que estava prevista uma elevada produção solar, que coloca mais pressão sobre as redes devido à menor capacidade destas centrais de assegurar a inércia e absorver a energia reativa. Mas o número de centrais térmicas chamadas foi o mais reduzido do ano — uma delas estava indisponível devido a um incêndio e não foi substituída. Estas unidades podem ser chamadas apenas para prestar um serviço de estabilização da rede que tem de ser pago pelo sistema.

E depois olha de forma crítica para a resposta que a REE foi dando às oscilações. “Os sócios da AELEC estimam que as manobras para amortecer as oscilações (fecho de linhas e desconexões de equipamentos) fizeram subir a geração reativa, esgotando a margem existente. Este desequilíbrio era particularmente acentuado no sul de Espanha”.

Na mesma linha, as elétricas descartam qualquer disfunção ou incorreto funcionamento das suas centrais. O disparo automático, que a REE diz ter sido “inadequado e incorreto” de muitas centrais solares, foi a resposta adequada dos equipamentos de proteção perante as oscilações de tensão que o operador da rede não conseguia controlar. As centrais convencionais, que a REE diz não terem absorvido a energia reativa que era esperada, estavam a funcionar corretamente.

Apesar de não ter tido acesso a toda a informação, a AELEC defende que as desconexões iniciais de centrais “evidenciam já um problema sistémico de controlo de tensão”, que só foi agravado com a saída destas centrais. “Em todo caso, estes 2.000 MW (megawatts) representariam dezenas de subestações e centrais renováveis de tecnologias distintas em pontos geográficos distintos e de uma multitude de proprietários”. Foram as consequências e não as causas.

Foi excesso de tensão que causou o apagão, mas elétricas devolvem as culpas à rede espanhola

E insiste que não compete às centrais elétricas controlarem se os níveis de tensão e frequência são os adequado ao sistema. Isso é responsabilidade do operador da rede.

A central onde tudo começou

Quer o Governo, quer a Red Elétrica de España identificam como episódio inicial da crise as oscilações sentidas poucos minutos depois das 12h00 e que tiveram origem, segundo o operador da rede espanhola, numa central solar em Badajoz. Esta unidade, que a imprensa espanhola veio a identificar como sendo a central Núñez de Balboa da Iberdrola, teria tido um comportamento atípico e errado para o qual a REE pede uma investigação própria.

Já a análise feita para as elétricas desvaloriza o impacto das oscilações de frequência (e não de tensão) geradas a partir desta central. O parque solar de Badajoz detido pela Iberdrola (que é uma das três associadas da AELEC) nem é referido na apresentação e não é estabelecida qualquer relação de causa-efeito entre este fenómeno e as perturbações de tensão que vieram a afetar a rede. Até porque essas variações ao nível da tensão já se verificavam antes. A referida central manteve-se aliás em operação após esta oscilação e, segundo os responsáveis da AELEC, não teve o comportamento errado ou incorreto que lhe é atribuído pelo operador da rede. Prova disso, argumentam, é o facto de continuar a operar até hoje.

Esta posição não fecha contudo a porta a uma ligação indireta entre as duas perturbações (de tensão e de frequência) que pode ter desempenhado um papel nos acontecimentos que culminaram no apagão. Isto porque as medidas adotadas pela REE para resolver esta oscilação de frequência terão causado ou ampliado os problemas de tensão da rede num quadro em que os mecanismos de controlo dessa tensão estava fragilizado. E, nessa medida, pode ter contribuído para o “zero total” (a ausência de tensão que é sinónimo de apagão).

Interligação com França e preços negativos. Há outros culpados?

O relatório do governo espanhol dá alguma atenção ao impacto que a gestão da interconexão com França terá tido no desfecho da crise elétrica.

No dia do apagão, Espanha estava a exportar energia elétrica para França e a operar num modo de linha em corrente alternada. Esse modo foi alterado pela Red Elétrica de España para uma potência constante que à data era de 1.000 MW no sentido de França (Espanha estava a exportar, embora já tivesse reduzido o fluxo). Esta mudança de modo de funcionamento foi uma das tentativas da operadora da rede espanhola para amortecer as oscilações.

O problema coloca-se quando se começa a registar do lado espanhol uma assimetria entre a oferta e a procura em resultado da queda de vários centros de produção. No regime de potência constante, a interligação manteve os 1.000 MW no sentido de França em vez de inverter o sentido do trânsito dessa potência para Espanha, o que ajudaria a equilibrar o sistema espanhol. Foi o efeito contrário do que teria acontecido se estivesse a operar em corrente alternada o que não ajudou o sistema ibérico. A relevância deste quadro no apagão não está determinada e o estudo das elétricas diz que são necessários mais dados para fazer essa avaliação.

A interligação francesa desconectou-se quando as necessidades de energia de Espanha ultrapassaram a capacidade de interligação. O reforço desta capacidade, que está muito abaixo das metas europeias, poderia ter feito a diferença na resposta a esta crise elétrica na Península Ibérica, como alertaram as ministras dos dois países ibéricos em carta enviada ao comissário europeu da Energia, Dan Jorgensen.

Maria da Graça Carvalho tem estado alinhada com a homóloga espanhola — Sara Aagesen — na pressão junto de França e da Comissão Europeia para acelerar a construção das interligações elétricas entre a “ilha energética” e a Europa e cujo atraso condenou a Península Ibérica a ser uma ilha apagada e isolada durante várias horas no passado dia 28 de abril.

Outro fator referido remete para motivações económicas e para os preços baixos no mercado de eletricidade durante aquela manhã. Segundo este relatório, deu-se uma queda de geração solar em plena rampa de subida da produção para o qual não há fenómeno atmosférico que justifique. A razão “mais plausível é que tenha sido por razões de mercado”.

Apesar dos preços diários serem fixados durante a sessão de mercado que ocorre na véspera, há um mercado intradiário no qual podem ser feitos ajustes de preço para ofertas no próprio dia. Com geração a mais no sistema (muito por força do solar), os preços estavam nos 10 euros negativos por MW, o que seria um custo em vez de receita para os produtores que estavam no mercado.

As mudanças na oferta e a perda de produção renovável resultaram numa diminuição da energia reativa absorvida por estas unidades, o que é fator de aumento da tensão nas redes. Estas alterações poderão também estar na origem de “desvios significativos” face à programação dos intercâmbios com França que, por sua vez, impactam as tensões.

Outro dos aspetos analisados é uma particularidade do sistema elétrico que suscita dúvidas aos peritos que investigaram o apagão para o executivo. As infraestruturas comuns de evacuação (ICE) surgiram nos últimos 20 anos em Espanha para responder à expansão das oferta renovável e à necessidade de minimizar custos financeiros e impactos ambientais nas ligações à rede. São “estruturas complexas” que envolvem redes privadas de subestações e linhas às quais se ligam dezenas de centrais detidas por vários titulares que, por acordo, constroem e usam estes pontos de ligação comum. Em alguns casos estas estruturas são geridas por um dos produtores, ou vários, mas também podem ser geridas por terceiros através de uma subcontratação de serviços de operação e manutenção, normalmente prestados por empresas de engenharia. Em Portugal são financiadas e construídas pelos produtores, mas a sua gestão pertence à REN.

Estas “estruturas de titularidade e governança complexas” dificultam a análise do que aconteceu no da 28 de abril, nomeadamente na recolha de informação, mas também suscitam dúvidas sobre a sua capacidade de gestão na operação destas estruturas, nomeadamente no que toca ao controlo da tensão.

Para além das grandes centrais, foram identificados contributos de outras instalações para os desequilíbrios de tensão, bem como de grandes consumidores de muito alta tensão que estavam diretamente ligados à rede de transporte.

O que já mudou na gestão do sistema e que custos traz para os clientes?

De acordo com a AELEC, a operação da rede espanhola mudou logo nos dias seguintes ao apagão com a injeção de mais geração convencional (centrais a gás, nucleares e hídricas) — dez grupos adicionais — que tiveram como efeito diminuir as flutuações de tensão na rede entre 37% e 52%. Segundo a mesma análise, nos últimos anos aumentaram os episódios de sobretensão na rede de transporte, bem como o número de desconexões por sobretensão do lado da oferta e da procura.

Dados que levam a associação a concluir que a gestora da rede elétrica “não dispõe de ferramentas suficientes para evitar que tensões na rede de transporte alcancem valores muito elevados, existindo ocasiões em que ultrapassam os limites estabelecidos”.

Esta diferente gestão da rede tem impacto nos custos do sistema elétrico porque há uma necessidade de recorrer mais aos serviços de sistema de forma a acautelar os efeitos que muita geração renovável, sem um complemento das unidades térmicas, tem no equilíbrio do sistema. Entre os serviços que é preciso contratar, e pagar, está a disponibilidade das centrais térmicas (têm de estar ligadas) não para venderem energia, mas para absorverem a energia reativa e permitirem os níveis adequados de inércia. E quanto mais as renováveis estiverem a dominar a oferta e a trazer os preços para baixo, mais necessário é recorrer a estes serviços ou a outras soluções que vão, no sentido inverso, agravar os custos.

A fatura das medidas adotadas nas primeiras horas e dias, ainda em fase de recuperação e consolidação do sistema, não pode ser passada para os clientes quando estão em causa contratos com preços fixos, como avisou o regulador espanhol. Mas é uma questão de tempo até chegarem aos consumidores.

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Em Portugal, quem estava exposto ao preço de mercado teve de enfrentar preços mais altos nos primeiros dias pós-apagão porque a REN, por questões de segurança energética, limitou as importações de Espanha durante algumas semanas. Aos preços grossistas do mercado diário é preciso somar os custos dos serviços de sistema que, segundo a gestora das redes portuguesas, estavam mais caros do lado espanhol.

O que estão a fazer Espanha e Portugal?

Espanha aprovou várias medidas, entre as quais o reforço de supervisão da Comissão Nacional dos Mercados e da Concorrência (CNMC), que terá seis meses para avaliar o cumprimento das obrigações de controlo de tensão por parte de todos os intervenientes no sistema elétrico. A CNMC terá ainda de elaborar um plano de inspeções extraordinário para avaliar a capacidade de reposição do sistema em caso de falha, com especial foco nas centrais de arranque autónomo e nas redes de distribuição.

A REE terá de apresentar uma proposta para novos requisitos mínimos de monitorização e um protocolo para melhorar a coordenação entre a rede de transporte e a de distribuição.

Em Portugal, a intenção é anunciar medidas no próximo dia 28 de julho, quando se assinalarem os três meses após o evento. Mas há medidas que foram adotadas logo após o blackout. Uma das quais foi a duplicação para quatro do número de centrais contratadas para assegurar o serviço de black-start (arranque autónomo) do sistema elétrico sem o apoio da interligação.

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Também já é conhecida a intenção do Governo de reforçar a capacidade das barragens existentes para aumentar o armazenamento no sistema elétrico nacional. A ministra do Ambiente descarta para já outro tipo de consequências, nomeadamente eventuais pedidos de indemnização a Espanha pelos prejuízos causados a Portugal cuja dimensão, aliás, não é conhecida. Também não existe relatório ou investigação nacional para saber como correu o restabelecimento do sistema elétrico após o apagão que veio de Espanha.