400 kV de Comércio, Zero de Inércia Garantida — O que a nova interligação Minho–Galiza transporta — e o que não dispensa

Um Cabo Não Revoga a Física

Interligação, inércia e o custo real da estabilidade no Sistema Elétrico Ibérico

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Olhar para as notícias com espírito crítico é o primeiro passo para não sermos reféns da retórica política. A Engenharia não deve ser ciência oculta fechada em gabinetes: o que acontece na rede elétrica determina o valor da fatura ao final do mês e a segurança elementar de a luz acender quando carregamos no interruptor.

A resposta curta à promessa da Tutela — reiterada a 2 de julho de 2026, por Maria da Graça Carvalho, em Pontevedra, na inauguração da nova interligação Minho–Galiza (linha aérea dupla de 400 kV entre Beariz, Fontefría e Ponte de Lima, para uma capacidade comercial mínima de 3.000 MW nos dois sentidos) — é esta: trata-se de uma meia-verdade apresentada como solução incondicional. A Ministra atribuiu à nova linha o efeito de «aumentar a estabilidade da rede» e de reduzir a probabilidade de apagão. Ora, uma nova linha é excelente para o comércio e útil para a adequação do sistema, mas não substitui a segurança dinâmica local da rede; e, na ausência dessa segurança, pode ser precisamente a via por onde uma perturbação de origem externa se propaga.

Convém, porém, ser rigoroso quanto ao histórico. O relatório factual da ENTSO-E de 3 de outubro de 2025 concluiu que o apagão de 28 de abril teve origem em Espanha e que a rede portuguesa demonstrou resiliência até ao colapso total do sistema ibérico. Portanto, a atribuição da tutela — «o problema foi em Espanha» — foi substanciada, não desmentida. A verdadeira questão não é de hipocrisia; é de coerência técnica: como pode a mesma interligação ser, em abril de 2025, o vetor por onde nos arrasta um colapso espanhol e, em 2026, o escudo que nos vende? A resposta é que a interligação é bivalente — e que nenhuma das duas narrativas resolve o que de facto assegura a estabilidade. É a essa "sala das máquinas" que vamos descer.

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🛣️ A Autoestrada dos Eletrões — o que o cabo transporta (e o que não dispensa)

A interligação é, de facto, uma nova faixa de rodagem: alivia congestionamentos de rede e amplia as trocas no MIBEL, o Mercado Ibérico de Eletricidade. Mas há aqui uma correção física incontornável, sob pena de o argumento ruir perante qualquer operador de sistema.

Uma interligação em corrente alternada síncrona — que é o caso ibérico — não transporta apenas fluxos financeiros; transporta binário sincronizante. Portugal e Espanha operam na mesma área síncrona da Europa Continental e estão hoje acoplados por várias linhas de Muito Alta Tensão, geridas tecnicamente quase como uma rede única, com circulações de energia muito significativas entre si. Nessa condição, a inércia é partilhada e a potência de curto-circuito na fronteira aumenta. Amarrar um sistema pequeno a um pool síncrono muito maior tende, na esmagadora maioria das contingências, a reforçar a estabilidade de frequência e angular — não a degradá-la.

Onde, então, falha a promessa política? Não é que a faixa nova «não sirva para a segurança». É que uma autoestrada mais larga não salva um traçado cujo leito está a ceder em simultâneo ao longo de todo o corredor. Se ambas as redes partilham o mesmo défice estrutural — excesso de eletrónica de potência sem capacidade formadora de rede (grid-forming) e carência de controlo de tensão e de potência reativa — então alargar o cabo não corrige o défice: propaga-o.

A interligação melhora o comércio e a adequação; não substitui a segurança dinâmica local (inércia, reativa, corrente de defeito) nem o plano de defesa que impede que um acidente numa faixa se despeje na nossa. Esse plano — deslastre automático e esquemas de separação/ilhamento controlado — está codificado no Regulamento (UE) 2017/2196 (Código de Rede de Emergência e Restauro) e no Regulamento (UE) 2017/1485 (System Operation Guideline).

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⚓ O Acoplamento Rígido — não é a corda, é o casco

A imagem do barco pequeno amarrado ao cargueiro mantém-se, mas com o vetor físico corrigido: em condições normais, é precisamente a massa do cargueiro que estabiliza o barco — a sua inércia amortece o balanço do mais pequeno. O cenário letal não é a corda; é ambos os cascos terem a mesma brecha por reparar abaixo da linha de água. No sistema elétrico, essa brecha comum tem nome técnico: colapso de tensão por insuficiência de potência reativa, agravado pela substituição de máquinas síncronas por conversores sem suporte dinâmico. Em Teoria dos Sistemas, o risco não é o acoplamento em si — é a falha em modo comum (common-mode failure).

E aqui está o exemplo que dispensa a metáfora, porque aconteceu e está documentado. O colapso ibérico de 28 de abril de 2025 foi desencadeado por desconexões em cascata de centrais solares, eólicas e termossolares em Espanha — mais de 2,5 GW de geração perdidos em menos de um minuto — muitas das quais consumiam energia reativa essencial ao controlo da tensão, provocando uma subida rápida de tensão e desequilíbrios de frequência que culminaram na perda de sincronismo da Península face ao sistema continental. A causa mais provável apurada pela ENTSO-E foi uma sequência de aumentos de tensão em cascata, fenómeno sem precedentes na rede europeia.

Repare-se na dupla lição:

• A corda (a interligação) foi por onde o afundamento se propagou — Portugal pouco pôde fazer perante um evento desta magnitude, estando operado quase como rede única com Espanha;
• Mas foram também as interligações que permitiram reflutuar o barco: o restabelecimento recorreu à criação de ilhas elétricas com centrais de arranque autónomo e ao apoio das interligações com França e Marrocos.

A interligação é, portanto, bivalente — vetor de contágio e recurso de reposição. Apresentá-la como passivo puro é tão insustentável quanto vendê-la como escudo puro. O que fecha as anteparas a tempo não é a ausência de corda: é o esquema automático de separação previsto no plano de defesa. Na madrugada de 28 de abril, a antepara acabou por selar — a Península separou-se da Europa Continental —, mas apenas depois de a inundação já ser geral.

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🛡️ O Verdadeiro Escudo — frequência e tensão

Uma precisão que reforça, não enfraquece, a tese: o escudo não é apenas a inércia síncrona. O evento de 2025 foi primariamente de tensão/reativa, não de frequência — logo, a defesa tem de ser bidimensional:

FenómenoJanela típicaGrandeza físicaRecurso que o provêResposta inercial / RoCoF~100–500 msInércia (H), taxa de variação de frequênciaMassas girantes, compensadores síncronos, grid-formingEstabilidade transitória (angular)1.ª oscilação, ~1–3 sBinário sincronizanteMáquinas síncronas, robustez de redeEstabilidade de tensão / reativams a minutosPotência reativa (Q), corrente de defeitoCompensadores síncronos, controlo de tensão, grid-forming

Ambos os eixos — frequência e tensão — podem ser entregues por máquinas síncronas e compensadores síncronos ou, crescentemente, por conversores formadores de rede. Este é o alicerce regulatório da Lei REI que proponho: em novembro de 2025, a ENTSO-E publicou o Relatório Técnico Fase II sobre requisitos de grid forming, no âmbito da revisão do Código de Rede NC RfG 2.0, que introduz requisitos de capacidade formadora de rede para módulos não síncronos e de armazenamento. Por outras palavras: o princípio de obrigar quem injeta energia instável a instalar os seus próprios amortecedores está a deixar de ser proposta ética para se tornar norma europeia.

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💡 Reflexão Prática — As Três Fronteiras da Avaliação

Para protegermos genuinamente a sociedade, temos de abandonar a retórica do eletrão fácil. Avaliar uma política energética pelo preço momentâneo da energia num ecrã de corretagem é confundir uma das três fronteiras do problema com a totalidade dele. Uma decisão de infraestrutura só é sólida quando responde, em separado, a três perguntas ortogonais:

1. Fronteira económica — quanto custa, incluindo a integração? O Levelized Cost of Energy (LCOE) ao nível da central ignora o custo de integrar produção variável no sistema. O conceito de System LCOE, formalizado por Ueckerdt, Hirth, Luderer e Edenhofer (2013), soma ao custo de geração três componentes de integração: custos de perfil (a capacidade despachável necessária para acompanhar a carga residual), custos de balanço (o desvio entre previsão e produção efetiva) e custos de rede (reforço e extensão da infraestrutura). O resultado é conhecido e desconfortável: para penetrações elevadas de eólica e solar (acima de ~20–40 %), os custos de integração podem atingir a mesma ordem de grandeza dos custos de geração, sobretudo por via dos custos de perfil. Repare-se, aliás, onde assenta o próprio caso de negócio da interligação Minho–Galiza: segundo estudos citados pela REN no âmbito do plano europeu de desenvolvimento da rede, o projeto poderá reduzir os custos variáveis de produção entre 4 e 29 M€/ano em 2030. É um benefício real — mas expresso em euros de custo de produção, isto é, localizado nesta fronteira económica, não na da estabilidade. A justificação técnica do projeto não repousa, portanto, no argumento com que é vendido ao público.

2. Fronteira de adequação — há energia suficiente, e quando é preciso? Aqui avaliam-se indicadores como o Loss of Load Expectation (LOLE) e a Expected Energy Not Served (EENS), no quadro da avaliação europeia de adequação de recursos (ERAA) prevista no Regulamento (UE) 2019/943. É nesta fronteira que a interligação contribui de facto — a capacidade de importação conta para a adequação. Mas conta com uma ressalva decisiva: num evento sistémico, o vizinho está igualmente em dificuldade e a interface pode abrir. A adequação por importação é condicional; não é firme.

3. Fronteira de estabilidade — a rede aguenta o choque no milissegundo? Esta é a fronteira que o discurso político ignora e que o apagão de 2025 expôs. Mede-se em inércia e RoCoF (frequência) e em potência reativa e corrente de defeito (tensão). É aqui que a interligação não substitui a provisão local — e é aqui que a Lei REI atua.

A Lei de Responsabilidade Energética Integral (Lei REI) é o instrumento que internaliza a terceira fronteira (e parte dos custos de rede da primeira): obriga os promotores a assumirem o custo dos seus próprios meios de estabilização — capacidade grid-forming, armazenamento, suporte de reativa — quando injetam energia variável na rede, em vez de o socializarem na fatura do consumidor. Longe de ser um travão à transição, é a sua condição de segurança: alinha o incentivo privado com a resiliência coletiva, no exato sentido em que caminha a revisão do NC RfG.

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A partir de hoje, sempre que ouvir no telejornal que um cabo revogou as Leis da Física, tem o enquadramento necessário para separar as três fronteiras e reconhecer a que está a ser silenciada.

A resiliência não se compra num ecrã de corretagem; constrói-se com betão, matemática e Verticalidade.

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📎 Anexo — O trade-off por resolver, em recortes de imprensa

Para auditoria das fontes e do histórico de declarações:

• O «Escudo» (2 de julho de 2026): na inauguração da interligação Minho–Galiza, em Pontevedra, a Ministra do Ambiente e Energia, Maria da Graça Carvalho, atribuiu à nova linha o efeito de «aumentar a estabilidade da rede» e de reduzir a probabilidade de apagão — RTP · Executive Digest.
• A tensão interna do discurso (mesmo dia): no mesmo ponto de imprensa, a Ministra admitiu que apagões localizados permanecem possíveis perante a sobrecarga da onda de calor — o que expõe a distância entre a promessa de estabilidade e a realidade operacional.
• A origem em Espanha (após o apagão de 2025): «o problema foi em Espanha» — posição posteriormente confirmada pelo relatório factual da ENTSO-E.
• A operação reforçada (desde abril de 2025): ambos os operadores passaram a explorar as redes em modo de operação reforçada, com meios adicionais de controlo de tensão e frequência.

A coerência técnica exige que se diga o que nenhuma das declarações diz: a interligação é útil na fronteira da adequação, mas não dispensa a segurança dinâmica local nem o plano de defesa. Vender o cabo como escudo é apresentar uma das três fronteiras como se fosse a única.

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Referências

1. ENTSO-E — 28 April 2025 Iberian Blackout (relatório factual e painel de peritos). https://www.entsoe.eu/publications/blackout/28-april-2025-iberian-blackout/ Fonte primária sobre o apagão: identifica a sobretensão em cascata, as desconexões de renováveis em Espanha (>2,5 GW em menos de um minuto) e a perda de sincronismo da Península. Base factual central deste artigo.
2. Regulamento (UE) 2017/1485 — System Operation Guideline (SO GL). https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX:32017R1485 Estabelece a operação segura do sistema interligado, a análise de contingências (N-1) e o conceito de plano de defesa do sistema. Enquadra a operação em «estado reforçado» adotada após o apagão.
3. Regulamento (UE) 2017/2196 — Código de Rede de Emergência e Restauro (NC ER). https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX:02017R2196-20171128 Define o plano de defesa (deslastre automático de frequência e de tensão) e o plano de restauro. É o instrumento que corporiza as «anteparas» da analogia — a separação controlada que impede a propagação de uma perturbação.
4. Regulamento (UE) 2016/631 — Requisitos para Geradores (NC RfG). https://eur-lex.europa.eu/eli/reg/2016/631/oj/eng Requisitos de ligação por tipo A–D, incluindo capacidade de sobrevivência a defeitos (fault-ride-through) e gamas de frequência e tensão. Fundamento jurídico existente sobre o qual a Lei REI se articula.
5. ENTSO-E — Phase II Technical Report on Grid Forming Requirements (nov. 2025) e revisão NC RfG 2.0. https://www.entsoe.eu/news/2025/11/04/entso-e-publishes-phase-ii-technical-report-on-grid-forming-requirements/ Introdução de requisitos de capacidade formadora de rede (grid-forming) para módulos não síncronos e armazenamento. Ancora regulatoriamente a Lei REI: a internalização do suporte dinâmico está a tornar-se obrigação europeia.
6. ENTSO-E — High Penetration of Power Electronic Interfaced Power Sources and the Potential Contribution of Grid Forming Converters (HPoPEIPS, 2017). https://consultations.entsoe.eu/system-development/entso-e-connection-codes-implementation-guidance-d-3/user_uploads/igd-high-penetration-of-power-electronic-interfaced-power-sources.pdf Relatório técnico de referência: identifica a redução de inércia, de potência de curto-circuito, o system split e a estabilidade de tensão como desafios, e as capacidades que o grid-forming deve entregar (criação de tensão, corrente de defeito, contributo inercial).
7. Regulamento (UE) 2019/943 — Mercado Interno da Eletricidade. https://eur-lex.europa.eu/eli/reg/2019/943/oj Base para a adequação (avaliação europeia de adequação de recursos — ERAA), o redispatching e a limitação de produção. Suporta o argumento de que a interligação contribui para a adequação, mas não a torna firme.
8. Ueckerdt, F., Hirth, L., Luderer, G. & Edenhofer, O. (2013). System LCOE: What are the costs of variable renewables? Energy, 63, 61–75. https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S0360544213009390 · (pré-publicação: https://www.pik-potsdam.de/members/edenh/publications-1/SystemLCOE.pdf) Fonte definidora do conceito de System LCOE. Formaliza matematicamente os custos de integração em três componentes — perfil, balanço e rede — e demonstra que, a penetrações elevadas, podem igualar os custos de geração.
9. Declaração da Ministra do Ambiente e Energia, Maria da Graça Carvalho (Pontevedra, 2 de julho de 2026). RTP · Executive Digest / SAPO · Observador (inauguração) Registo da declaração que motiva o artigo. A peça do Observador documenta as especificações do projeto (linha aérea dupla de 400 kV, 3.000 MW, ~90 km, dos quais 72 em Portugal) e a estimativa da REN de redução de custos variáveis de produção entre 4 e 29 M€/ano em 2030.