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Gaspar do Amaral

Energia e sistema elétrico

O Eletrão Não Espera em Fila: O Erro de Palco do DL 15/2022 e a Ilusão da Energia Barata

Gaspar do Amaral ·

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O Eletrão Não Espera em Fila

Os erros de planeamento do DL 15/2022 e a ilusão da energia barata

Ouve-se com regularidade os decisores políticos anunciarem, com entusiasmo, recordes de megawatts renováveis instalados ou metas de descarbonização inscritas em diploma. A narrativa consagrada no Decreto-Lei n.º 15/2022, de 14 de janeiro — que estabelece a organização e o funcionamento do Sistema Elétrico Nacional (SEN), transpondo a Diretiva (UE) 2019/944 e, parcialmente, a Diretiva (UE) 2018/2001 — prometeu um modelo descentralizado: o consumidor como agente ativo, eletricidade mais barata e uma rede gerida de forma flexível por via digital.

Como engenheiro com prática na integração conjunta de sistemas complexos, cabe-me aplicar a esta narrativa o crivo técnico que ela exige. A física aplicada não se subordina a decretos-lei, e a eletricidade não se gere com slogans. Importa, pois, separar o objetivo político — legítimo e incontornável — das premissas de engenharia em que assenta a sua execução.

1. O erro da autoestrada sem piso: potência instalada vs. potência disponível

O articulado do DL 15/2022 organizou-se em torno da simplificação do controlo prévio e da maximização da capacidade de receção da Rede Elétrica de Serviço Público (RESP), favorecendo a ligação de produção renovável descentralizada. O pressuposto implícito foi o de que a acumulação de potência nominal instalada constituiria, por si, o indicador de sucesso da transição.

O erro está na grandeza escolhida. Construir uma autoestrada para 1000 veículos é irrelevante se esses veículos só circularem quando há sol ou vento. Portugal dispõe hoje de potência nominal instalada largamente superior à ponta máxima de consumo nacional (na ordem de duas vezes e meia a procura máxima observada). O problema deixou de ser a quantidade nominal; é a disponibilidade firme no instante em que o sistema enfrenta uma situação crítica.

A distinção é normalizada na análise de adequação de sistema (adequacy) através do conceito de crédito de capacidade (capacity credit) — a fração da potência nominal que pode ser contabilizada como firme para efeitos de segurança de abastecimento. Para a solar e a eólica, esse valor é uma pequena fração da potência instalada e degrada-se precisamente nas horas de maior tensão do sistema. Potência intermitente não é potência firme.

2. O erro da inércia: o suporte invisível que evita o apagão

As centrais convencionais operam com máquinas síncronas rotativas — turboalternadores de massa elevada — fisicamente acopladas à frequência da rede. A energia cinética armazenada nessas massas em rotação constitui a inércia síncrona, o suporte invisível e instantâneo da estabilidade do sistema. Quando se perde subitamente geração ou carga, é esta inércia que limita a velocidade de variação da frequência antes de qualquer atuação de controlo.

Esta dinâmica é descrita pela equação de oscilação (swing equation). Em primeira aproximação, a taxa de variação da frequência (ROCOF) na sequência de um desequilíbrio de potência ΔP é:

$$\text{ROCOF} = \frac{df}{dt} \approx \frac{f_0 \cdot \Delta P}{2 \cdot H_{sys} \cdot S_{sys}}$$

onde f₀ é a frequência nominal (50 Hz), H_sys a constante de inércia agregada do sistema e S_sys a potência aparente das máquinas síncronas acopladas. A leitura é direta: à medida que se desloca geração síncrona por inversores eletrónicos sem compensação equivalente, H_sys diminui e o ROCOF dispara para o mesmo distúrbio. A janela temporal para que as proteções e os serviços de regulação atuem comprime-se de segundos para milissegundos.

O modelo subjacente ao DL 15/2022 tratou a rede de forma próxima de um barramento de fluxo de dados — energia que entra e sai por inversores — desvalorizando esta função de estabilização. A integração de geração baseada em inversores levanta, em rigor, dois problemas distintos que importa não confundir: a erosão da inércia síncrona (estabilidade de frequência) e a degradação do controlo de tensão e de potência reativa (estabilidade de tensão). Ambos resultam do mesmo fenómeno de fundo — a substituição de máquinas síncronas por eletrónica de potência — e ambos são abordados pelos códigos de rede europeus, designadamente o Requirements for Generators (Regulamento (UE) 2016/631 — RfG), que prevê requisitos de resposta e a evolução para conversores formadores de rede (grid-forming) e inércia sintética.

Nota técnica. O apagão ibérico de 28 de abril de 2025 — classificado pela ENTSO-E como evento de escala 3 (apagão), o mais grave do sistema europeu em mais de duas décadas — não foi, segundo o relatório final do painel de peritos da ENTSO-E, um colapso primário de frequência por défice de inércia. A causa-raiz documentada foi a conjugação de instabilidade oscilatória (modos locais a ~0,63 Hz e inter-área a ~0,2 Hz), controlo de tensão inadequado e gestão deficiente de potência reativa, que provocaram uma subida rápida de tensão e desligamentos sucessivos de geração em Espanha (mais de 2,5 GW em segundos), perda de sincronismo e colapso. A baixa inércia não foi o gatilho, mas é o fator agravante que reduz a margem de manobra: numa rede dominada por eletrónica de potência, as perturbações propagam-se mais depressa e o ponto de não-retorno é alcançado num intervalo menor. O episódio é, por isso, o primeiro aviso real da fragilidade arquitetónica de uma rede com suporte síncrono insuficiente — desde que se descreva com precisão qual a fragilidade em causa.

3. A ilusão do preço zero (porque o barato sai caro)

Argumenta-se com frequência que a ocorrência de preços nulos ou negativos no mercado grossista (spot) comprova o êxito financeiro do modelo. O consumidor infere, com lógica aparente, que a fatura encolherá. Trata-se de uma miopia de mercado.

O preço grossista reflete apenas o custo marginal da energia. Para que a malha não colapse perante a intermitência, o gestor global do SEN é obrigado a contratar, fora do mercado de energia, serviços de sistema (reservas de regulação de frequência — FCR, aFRR, mFRR — e gestão de tensão) e capacidade despachável de reserva, acionados sempre que a meteorologia falha. A estes acrescem os custos de redespacho e de gestão de congestionamentos.

Acresce que o regime instituiu ligações flexíveis com restrições, que se traduzem na imposição de cortes de carga (curtailment) ou reduções de potência sem indemnização, degradando a previsibilidade e a Qualidade de Serviço (QoS) industrial. Este custo sistémico não se evapora: é transferido para a componente de Acesso às Redes da fatura — via tarifa de Uso Global do Sistema e dos Custos de Interesse Económico Geral (CIEG). Daí a distinção indispensável entre o LCOE da tecnologia e o LCOE de sistema (system LCOE / custo ajustado pelo valor), que internaliza estes encargos de integração. O preço da energia pode tender para zero; o custo da eletricidade entregue com garantia não.

4. As baterias não são milagres

O planeamento da última década depositou uma fé desproporcionada no armazenamento por baterias de curta duração. Uma bateria com uma a duas horas de autonomia (BESS) presta serviços relevantes na regulação rápida de frequência e na deslocação parcial de pontas. Mas a física não se suspende por decreto.

Perante períodos prolongados de défice eólico e baixa produção solar — o fenómeno dunkelflaute — as baterias de curta duração esgotam-se num intervalo curto. O sistema continua a exigir produção firme e despachável capaz de sustentar dias ou semanas consecutivos: hídrica com bombagem (que, sendo síncrona, contribui também para a inércia), gás natural como tecnologia de transição e, no horizonte estratégico, a energia nuclear. A estabilidade de tensão e de frequência pode ainda ser parcialmente reposta por compensadores síncronos, mas tal exige planeamento deliberado, ausente do diploma.

Síntese comparativa

Atributo técnico Geração síncrona firme Renovável intermitente (baseada em inversores) Crédito de capacidade Elevado (próximo do nominal) Reduzido; mínimo nas horas críticas Contribuição para a inércia (H) Intrínseca, instantânea Nula (salvo grid-forming / inércia sintética) Controlo de tensão / potência reativa Inerente à máquina síncrona Dependente de eletrónica e de requisitos RfG Despachabilidade Total Limitada à disponibilidade do recurso Custo refletido no preço spot Custo marginal + serviços de sistema Custo marginal baixo; encargos de integração externalizados

Conclusão — menos propaganda, mais engenharia de sistema

O verdadeiro bloqueio do desenvolvimento energético do país não reside nas burocracias nem nos pareceres ambientais, como por vezes se alega para justificar o desfasamento das metas. Reside na ausência de pensamento elétrico sistémico.

A transição energética é um caminho necessário e incontornável — mas exige competência técnica, realismo económico e respeito absoluto pelas leis da física aplicada. Alterar o regime jurídico no papel é um ato político relativamente fácil; garantir que a eletricidade é entregue com estabilidade de frequência e de tensão, e com segurança de abastecimento em permanência, é engenharia de sistemas.

Portugal não precisa de menos natureza para instalar mais painéis. Precisa de mais engenharia para construir um sistema elétrico seguro, competitivo e racional.

Menos propaganda energética. Mais engenharia de sistema.

Fontes e referências

Gaspar do Amaral

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Gaspar do Amaral · 18 de junho de 2026 · Texto publicado primeiro no LinkedIn; a versão integral fica neste site, que passa a ser a de referência · Imagens © Aprecisa.com