Duas horas ao fim da tarde

O que aconteceu e o que está em causa

Na terça-feira, 6 de outubro de 2026, às 19:43, em Espanha, a Red Eléctrica ordenou a um primeiro grupo de grandes indústrias que parasse a produção. Dezanove minutos depois, ordenou o mesmo a um segundo grupo. Ao todo, 1 775 MW de consumo industrial saíram da rede durante cerca de duas horas, segundo a notícia do El Periódico de la Energía.

Foram a décima e a décima primeira ordens de ativação do Serviço de Resposta Ativa da Procura (SRAD) em 2026, num total de oito episódios, e a oitava e a nona desde meados de julho. Ao mesmo tempo, a bombagem turbinava ao máximo e, segundo a mesma notícia, a exportação para Portugal caía de cerca de 4 000 MW para 400 MW.

A tese deste texto é simples. O que falhou não foi a energia, foi a potência firme durante duas horas por dia. O SRAD funcionou como devia. O problema é que um mecanismo pensado para ser raro passou a ser rotina, e isso mede uma margem de adequação que se estreitou.

Em linguagem simples. Imagine uma casa com painéis solares e uma família que chega toda a casa às sete da tarde: forno, máquina da loiça, banhos, televisão. O sol acabou de se pôr. Durante o dia sobrou energia; àquela hora falta. A Red Eléctrica fez o que faz um pai previdente: pediu a um vizinho com uma oficina que desligasse as máquinas durante duas horas, e pagou-lhe por isso. Funciona. Mas se tiver de o fazer onze vezes num ano, o problema já não é aquela noite. É a casa.

O que é o SRAD

O SRAD é um serviço de balanço em que grandes consumidores são pagos para estarem disponíveis a reduzir o consumo quando o operador do sistema o pede. Está em funcionamento desde 2022. Herdou a função do antigo serviço de interruptibilidade, mas com um desenho mais próximo do mercado: a capacidade é atribuída por leilão e a ativação é paga ao preço da regulação terciária.

A Tabela 1 mostra dois sinais que a notícia não menciona. Primeiro, o próprio operador pediu 2 339 MW e só conseguiu 1 725 MW: a necessidade de procura interruptível já era superior à oferta antes de o ano começar. Segundo, a capacidade contratada cresceu 50 % num ano. O operador previu o aperto, e o aperto chegou. No segundo semestre, a capacidade atribuída subiu para 1 775 MW, a 42,62 € por MW e por hora, e a totalidade foi ativada a 6 de outubro.

O enquadramento europeu é o Regulamento (UE) 2019/943, que obriga os Estados-Membros a eliminar barreiras à participação da procura nos mercados de balanço e define a adequação de recursos como responsabilidade a avaliar com um padrão de fiabilidade explícito.

Em linguagem simples. O SRAD é como um seguro de piscina municipal: a fábrica recebe uma pequena mensalidade por estar disponível para fechar a torneira quando o reservatório desce, e recebe um pouco mais em cada vez que efetivamente a fecha. A fábrica perde umas horas de produção; o resto da cidade continua a ter água. É um bom negócio para todos — enquanto for usado raramente.

A física do problema: a rampa do pôr do sol

O que importa ao operador não é a procura total, mas a carga líquida: a procura menos a produção eólica e solar, que não se comandam. Em fórmula: carga líquida = procura − solar − eólica.

É esta carga líquida que tem de ser coberta, minuto a minuto, por centrais comandáveis, armazenamento, interligações ou redução da procura. Com muita fotovoltaica, a carga líquida afunda a meio do dia e sobe abruptamente ao fim da tarde, quando o sol se põe e a procura doméstica atinge o pico. É a chamada «curva do pato», descrita pelo operador da Califórnia em 2013 e analisada pelo NREL em 2015.

A exigência crítica é dupla: a altura do pico da carga líquida e a velocidade da rampa, em MW por minuto. A 6 de outubro, as duas agravaram-se ao mesmo tempo. O pôr do sol em Madrid foi cerca das 19:50, a eólica estava abaixo de 3 GW e parte do parque de ciclos combinados estava indisponível. A ativação das 19:43 aconteceu exatamente no pescoço do pato.

A Figura 1 mostra porque é que o problema surge àquela hora e não ao meio-dia. A linha cinzenta é a procura total, que varia pouco ao longo do dia. A linha azul é o que sobra para as centrais comandáveis depois de descontar o sol e o vento. Durante a tarde solar, essa necessidade afunda; ao pôr do sol, sobe cerca de 18 GW em quatro horas. A faixa vermelha marca a janela em que o SRAD foi ativado: o ponto onde a subida é mais rápida e a procura doméstica atinge o máximo. O perfil é ilustrativo e não reproduz os dados horários de 6 de outubro.

Note-se a diferença em relação ao apagão de 28 de abril de 2025. Esse foi um problema de estabilidade: controlo de tensão, em segundos. O de 6 de outubro é um problema de adequação: haver potência suficiente, em horas. São duas fronteiras distintas do mesmo sistema, e exigem instrumentos distintos.

Em linguagem simples. Pense na fila de um supermercado. Durante a manhã há caixas a mais e pouca gente. Às sete da tarde toda a gente sai do trabalho ao mesmo tempo, e metade das caixas fecha porque os funcionários do turno da manhã já saíram (o sol). Se o gerente não tiver funcionários para o turno da noite (centrais e baterias), só lhe resta pedir a alguns clientes que voltem mais tarde (o SRAD). O problema não é o supermercado ter poucas caixas. É ter poucas caixas àquela hora.

O que diz a literatura

O caso de 6 de outubro não é uma surpresa teórica. Cada um dos seus elementos está descrito na literatura e nos relatórios oficiais há mais de uma década.

A Tabela 2 mostra uma cadeia causal completa. A literatura económica previu que um mercado só de energia deixaria de pagar a potência de ponta. A literatura técnica previu que a solar deslocaria essa ponta para o fim da tarde. O próprio operador quantificou, em 2025, que o padrão de fiabilidade seria ultrapassado. E a resposta política, o mercado de capacidade, foi aprovada em maio de 2026, mas os primeiros leilões ainda não produziram centrais nem baterias. O SRAD está a tapar o intervalo entre o diagnóstico e a obra.

O valor de 1,5 h/ano merece explicação. O LOLE é o número esperado de horas por ano em que a oferta não chega para a procura. Um valor de 4,08 h significa quase o triplo do risco que o próprio Estado espanhol definiu como aceitável.

Em linguagem simples. Os médicos sabem há anos que um doente com tensão alta e colesterol tem mais risco de enfarte. As análises de 2025 já o mostravam, e o tratamento foi receitado em maio de 2026. Mas o medicamento só faz efeito daqui a uns anos. Entretanto, o doente vai tendo pequenos sustos — e o SRAD é o comprimido de emergência que ele leva no bolso. Funciona, mas tomá-lo todas as semanas é sinal de que a doença de fundo continua lá.

Os números e as camadas de defesa

Os dados oficiais do e·sios confirmam a ordem de grandeza da notícia, mas corrigem-na num ponto: o segundo bloco não foi pago a 99 €/MWh, como se noticiou, mas a cerca de 201 €/MWh. E o custo das ativações é apenas a parte pequena da fatura.

A Tabela 3 mostra que cada ativação custa relativamente pouco: cerca de 0,6 M€ por uma noite em que se retiraram 1,8 GW. O custo grande está noutro lado, na remuneração por disponibilidade, que se paga por cada hora em que a indústria está pronta a parar, pare ou não. No segundo semestre de 2026, a 42,62 € por MW e por hora, para 1 775 MW e cerca de 2 170 horas de disponibilidade, a estimativa ronda os 164 M€: mais de quarenta vezes o custo de todas as ativações do ano. No primeiro semestre, a 65 €/MW/h para 1 725 MW, a estimativa ronda os 237 M€, admitindo a mesma janela horária. O método está explicado na nota metodológica.

Comparar este valor com o custo de centrais de ponta ou de baterias exige um estudo próprio, que este artigo não faz. O que os números mostram é que a adequação já está a ser paga, e não é barata. Um seguro pensado para ser raro tornou-se, ao mesmo tempo, caro e frequente.

O que preocupa é a sequência de recursos mobilizados nessa hora:

A Figura 2 representa os recursos usados pela Red Eléctrica como degraus de uma escada, pela ordem em que entraram: ciclos combinados no limite, bombagem no máximo, exportações cortadas e, por fim, a procura industrial. O quinto degrau, a tracejado, é o que não existia: se nessa hora tivesse disparado uma central, não havia outra camada a que recorrer. A mensagem é que a segurança foi mantida à custa de esgotar a margem, e não com margem de sobra.

A declaração de que «não houve risco de abastecimento» é verdadeira no instante. Mas foi obtida usando quatro camadas ao mesmo tempo. Se, nessa hora, um grupo de 400 MW tivesse disparado, não havia uma quinta camada.

Em linguagem simples. Imagine que vai de carro para uma reunião importante e chega a tempo. Mas para isso usou o pneu suplente, o dinheiro de reserva, pediu boleia ao vizinho e ligou a dizer que se atrasava cinco minutos. Chegou, sim. A pergunta certa não é «chegou?», mas «o que teria acontecido se mais alguma coisa corresse mal?».

Não foi uma noite: foram oito

A noite de 6 de outubro não é um caso isolado. Os dados do e·sios registam onze ordens de ativação do SRAD em 2026, distribuídas por oito episódios: 16 479 MWh de consumo industrial retirado da rede e cerca de 3,9 M€ pagos em ativações. O registo completo está na Tabela 6, em anexo. Dez das onze ordens caíram entre as 18:00 e a meia-noite.

A Figura 3 coloca cada episódio numa linha e cada ordem de ativação na hora em que vigorou; o traço azul marca o pôr do sol em Madrid nesse dia. A mensagem é imediata: com exceção de 28 de janeiro, uma manhã de tempestade em que a eólica caiu de repente, todas as ordens se concentram à volta do pôr do sol e nas horas seguintes. O sistema não falha ao acaso. Falha sempre na mesma janela, a da rampa do fim de tarde descrita na Figura 1. Os 3,9 M€ referem-se apenas às ativações; a remuneração por disponibilidade paga-se à parte e é muito maior, como se viu na secção anterior.

Em linguagem simples. Imagine um restaurante que, oito vezes este ano, teve de pedir a clientes que esperassem à porta. Nunca ao almoço, nunca a meio da tarde: sempre ao jantar. Não é azar. É falta de mesas àquela hora. E a solução não é pagar mais aos clientes para esperarem, é ter mais mesas para o jantar.

O que significa para Portugal

Para Portugal, o dado mais importante da notícia é uma linha quase escondida: segundo a imprensa espanhola, a exportação para Portugal caiu de cerca de 4 000 MW para 400 MW em minutos.

Portugal importa de Espanha sobretudo fora das horas de sol, precisamente quando o sistema espanhol também está mais apertado. Isto é uma correlação estrutural, e não um acaso. A Península Ibérica partilha o mesmo sol, o mesmo vento atlântico e a mesma hora de jantar. Quando falta potência em Espanha às 20:00, é provável que falte também em Portugal.

A relação é simétrica. A 28 de janeiro de 2026, durante a tempestade Kristin, foi Portugal a reduzir a exportação para Espanha em 1 500 MW numa hora, o que contribuiu para uma das primeiras ativações do SRAD do ano. Cada operador protege primeiro o seu sistema, como manda o Regulamento (UE) 2017/1485.

A Tabela 4 resume a lição. A adequação por importação é condicional, não firme. Portugal deve contar com Espanha para otimizar, mas não para garantir a ponta. Isto não é um argumento contra a interligação. É um argumento contra apresentá-la como escudo.

Em linguagem simples. Dois vizinhos partilham um gerador num prédio. Na maior parte dos dias funciona bem: quando um não precisa, o outro usa. Mas quando falta a luz no bairro inteiro, os dois precisam do gerador ao mesmo tempo, e quem tem o gerador na sua garagem liga-o primeiro em casa. Contar com o gerador do vizinho é ótimo para poupar. Para as noites difíceis, cada casa precisa da sua lanterna.

O que se deve fazer

O SRAD não é o problema. É o único instrumento que já estava pronto. O problema é o que falta à sua volta.

A Tabela 5 ordena as medidas pelo tempo que demoram a produzir efeito. As duas primeiras podem ser aplicadas já e custam pouco. As seguintes exigem investimento, e é aí que se decide se o SRAD volta a ser raro.

Para Portugal, a consequência é direta. Sem uma avaliação de adequação que trate a importação como condicional, e sem potência firme e armazenamento sob comando nacional, o país fica dependente da margem de um sistema vizinho que, nas mesmas horas, está a gastar as suas últimas reservas.

Conclusão

As onze ordens de paragem da indústria espanhola não são um escândalo de pagamentos. São um termómetro. Medem, hora a hora, a distância entre um sistema que cresceu em energia barata ao meio-dia e um sistema que não cresceu em potência firme ao fim da tarde.

O custo da adequação, ao contrário do custo da estabilidade, já tem preço e já é pago a quem presta o serviço. Falta pagar a obra que torna o serviço raro. Entretanto, Portugal deve aprender com as duas horas de 6 de outubro: uma interligação liga sistemas, mas não empresta potência que o vizinho não tem.

Em linguagem simples. Quando a luz do painel do carro acende todas as semanas, não se resolve o problema pagando mais ao reboque. Leva-se o carro à oficina. O SRAD é o reboque: é bom tê-lo, mas a mensalidade já não é barata. Só a oficina — baterias, bombagem, potência firme — apaga a luz.

Gaspar do Amaral

Anexo — Registo das ativações de 2026

A Tabela 6 reúne as onze ordens de ativação do SRAD registadas no e·sios até 6 de outubro de 2026. O preço médio implícito do episódio de janeiro, cerca de 424 €/MWh, reflete a urgência de uma manhã de tempestade; os episódios do fim de tarde situaram-se entre 145 e 212 €/MWh.

Nota metodológica

Tudo o que neste artigo não é dado publicado, mas cálculo ou construção do autor, está identificado abaixo.

1. Dados das ativações (Tabelas 3 e 6, Figura 3). Potência, período, energia e custo de cada ordem vêm dos indicadores 1929 (potência ativada), 1931 (energia) e 1932 (direitos de cobro) do e·sios, compilados pelo sítio não oficial srad.energy. As horas das ordens (19:43 e 20:02) e o corte das exportações para Portugal vêm da notícia do El Periódico de la Energía e não foram confirmados no e·sios.
2. Grandezas derivadas. Duração equivalente = energia ativada ÷ potência. Preço médio implícito = custo de ativação ÷ energia ativada. Os totais são somas simples. Nenhum destes valores é publicado pelo operador.
3. Estimativa da remuneração por disponibilidade. Custo ≈ potência atribuída × preço de disponibilidade × horas de disponibilidade. Para o segundo semestre de 2026: 1 775 MW × 42,62 €/MW/h × 2 174 h ≈ 164 M€. As horas resultam da janela publicada pela Red Eléctrica (dias úteis das 8:00 à meia-noite, 16 h; fins de semana e feriados nacionais das 22:00 às 23:59, 2 h): 129 dias úteis e 55 outros dias entre 1 de julho e 31 de dezembro. Para o primeiro semestre: 1 725 MW × 65 €/MW/h × 2 112 h ≈ 237 M€, admitindo a mesma janela, que o comunicado desse leilão não especifica. A estimativa supõe que toda a capacidade é remunerada em todas as horas da janela; o valor real pode ser inferior se houver indisponibilidades ou penalizações. É uma ordem de grandeza, não um valor contabilístico. Estimativas independentes publicadas na imprensa espanhola apontam para valores da mesma ordem: cerca de 256 M€ no primeiro semestre e 179 M€ no segundo, cerca de 434 M€ no conjunto de 2026, e 954 M€ de remuneração fixa acumulada desde 2022. A diferença face às estimativas do autor resulta sobretudo do número de horas de disponibilidade admitido (por exemplo, 2 358 h no segundo semestre, contra 2 174 h).
4. Pôr do sol (Figura 3 e texto). Calculado com o algoritmo solar simplificado da NOAA para Madrid (40,42° N, 3,70° W), convertido para a hora oficial espanhola (CET no inverno, CEST no verão). A precisão é de um a dois minutos. O valor para 6 de outubro, 19:49, é o usado no texto como «cerca das 19:50».
5. Figura 1. É um perfil ilustrativo construído pelo autor, com uma procura, uma produção solar e uma produção eólica sintéticas (eólica constante de cerca de 3 GW). Serve para mostrar a forma da curva do pato e não reproduz os dados horários de 6 de outubro. Os valores nela indicados, como a subida de cerca de 18 GW em quatro horas, são do perfil ilustrativo.
6. Figura 2. É um esquema qualitativo da sequência de recursos mobilizados, baseado na notícia e nos dados do e·sios. A ordem dos degraus é interpretativa.
7. Contagem das ativações. «Ordem» é cada instrução de ativação a um bloco; «episódio» é cada dia com uma ou mais ordens. Até 6 de outubro de 2026 houve onze ordens em oito episódios.

Referências anotadas

1. El Periódico de la Energía (07/10/2026), Ramón Roca — notícia da décima ordem de ativação do SRAD; fonte das horas das ordens (19:43 e 20:02) e do corte das exportações para Portugal.
2. srad.energy — SRAD: ativações, custo e fornecedores — compilação não oficial dos indicadores do e·sios (1929, 1931, 1932); fonte da Tabela 3.
3. Forbes España — REE contará com 1 725 MW de consumo no primeiro semestre — resultados do leilão do SRAD para 2026.
4. Xataka — Apagar fábricas para evitar apagões já custa quase 1 000 milhões aos espanhóis — remuneração fixa acumulada de 954 M€ desde 2022 e estimativa de cerca de 434 M€ para 2026. https://www.xataka.com/energia/apagar-fabricas-para-ahorrar-luz-le-esta-costando-casi-1-000-millones-a-espanoles-sigue-siendo-chollo
5. El Independiente (29/01/2026) — Red Eléctrica e o «botão de paragem» da indústria — cerca de 1,4 M€ por dia; pouco mais de 310 M€ em 2025; 255 M€ no primeiro semestre de 2026. https://www.elindependiente.com/espana/2026/01/29/red-electrica-srad-industria-evitar-apagones/
6. Ingeniería Prodesa — SRAD 2026: flexibilidade industrial — estimativa de cerca de 256 M€ (1.º semestre) e 179 M€ (2.º semestre, 2 358 h). https://ingenieriaprodesa.com/srad-2026-flexibilidad-industrial/
7. Red Eléctrica — Comunicado do leilão do SRAD para o 2.º semestre de 2026 (28/05/2026) — 1 775 MW a 42,62 €/MW/h; janela de disponibilidade. Ligação: https://www.ree.es/sites/default/files/2026-05/0528_NP_SRAD.pdf
8. Red Eléctrica — Comunicado do leilão do SRAD para o 1.º semestre de 2026 (28/11/2025) — 1 725 MW a 65 €/MW/h. Ligação: https://www.ree.es/sites/default/files/2025-11/2811_NP_Subasta_SRAD_1S26.pdf
9. Energías Renovables — SRAD, el sistema de respuesta activa de la demanda — regras do serviço e alterações aprovadas pela CNMC.
10. Maldita.es — Espanha esteve à beira de um segundo apagão a 28 de janeiro de 2026 — tempestade Kristin, queda eólica e redução da exportação portuguesa.
11. Red Eléctrica — Análisis de cobertura 2025 — LOLE projetado acima do padrão de 1,5 h/ano em 2028 e 2030.
12. pv magazine — A Comissão aprova o mercado de capacidade para Espanha (30/05/2026) — até 9 mil M€ em 2026–2036.
13. ENTSO-E — ERAA 2025, relatórios e resultados — avaliação europeia de adequação de recursos.
14. Postal do Algarve — Portugal volta a importar mais eletricidade de Espanha, mas só fora do horário solar — limites de importação após o apagão de 2025.
15. Regulamento (UE) 2019/943 (EUR-Lex) — adequação de recursos, padrão de fiabilidade e participação da procura.
16. Denholm, P. et al. (2015), Overgeneration from Solar Energy in California: A Field Guide to the Duck Chart, NREL/TP-6A20-65023 — análise de referência da curva do pato.
17. Joskow, P. (2008), Capacity payments in imperfect electricity markets: Need and design, Utilities Policy 16 — o problema do dinheiro em falta.
18. Cramton, P., Ockenfels, A. e Stoft, S. (2013), Capacity Market Fundamentals, Economics of Energy & Environmental Policy 2(2) — fundamentos dos mercados de capacidade.
19. Albadi, M. e El-Saadany, E. (2008), A summary of demand response in electricity markets, Electric Power Systems Research 78 — tipologia e valor da resposta da procura.
20. Hirth, L. (2013), The market value of variable renewables, Energy Economics 38 — canibalização do valor da energia solar.

Ilustrações e tabelas: © Aprecisa.com, com recurso a IA.