Duas horas no fim da tarde

O que aconteceu e o que está em jogo

Na terça-feira, 6 de outubro de 2026, às 19h43, na Espanha, a Red Eléctrica ordenou a um primeiro grupo de grandes indústrias que parasse a produção. Dezenove minutos depois, deu a mesma ordem a um segundo grupo. No total, 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 Demanda (SRAD, na sigla espanhola) em 2026, num total de oito episódios, e a oitava e a nona desde meados de julho. Ao mesmo tempo, as usinas reversíveis turbinavam no 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 virou 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 em casa às sete da noite: forno, lava-louças, banhos, televisão. O sol acabou de se pôr. Durante o dia sobrou energia; naquela hora falta. A Red Eléctrica fez o que faz um pai precavido: pediu a um vizinho que tem uma oficina que desligasse as máquinas durante duas horas, e pagou por isso. Funciona. Mas se tiver de fazer isso onze vezes em um 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 estar disponíveis para reduzir o consumo quando o operador do sistema 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 demanda interruptível já era maior do que a oferta antes de o ano começar. Segundo, a capacidade contratada cresceu 50% em um 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 por hora, e a totalidade foi ativada em 6 de outubro.

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

Em linguagem simples. O SRAD é como um seguro de piscina municipal: a fábrica recebe uma pequena mensalidade para estar disponível para fechar a torneira quando o reservatório baixa, e recebe um pouco mais a cada vez que efetivamente a fecha. A fábrica perde algumas horas de produção; o resto da cidade continua tendo 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 demanda total, mas a carga líquida: a demanda menos a geração eólica e solar, que não se comandam. Em fórmula: carga líquida = demanda − solar − eólica.

É essa carga líquida que tem de ser coberta, minuto a minuto, por usinas despacháveis, armazenamento, interligações ou redução da demanda. Com muita fotovoltaica, a carga líquida afunda no meio do dia e sobe abruptamente no fim da tarde, quando o sol se põe e a demanda residencial 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. Em 6 de outubro, as duas pioraram ao mesmo tempo. O pôr do sol em Madri foi por volta das 19h50, a eólica estava abaixo de 3 GW e parte do parque de ciclos combinados estava indisponível. A ativação das 19h43 aconteceu exatamente no pescoço do pato.

A Figura 1 mostra por que o problema surge naquela hora e não ao meio-dia. A linha cinza é a demanda total, que varia pouco ao longo do dia. A linha azul é o que sobra para as usinas despacháveis depois de descontar o sol e o vento. Durante a tarde solar, essa necessidade afunda; no 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 em que a subida é mais rápida e a demanda residencial atinge o máximo. O perfil é ilustrativo e não reproduz os dados horários de 6 de outubro.

Note a diferença em relação ao apagão de 28 de abril de 2025. Aquele foi um problema de estabilidade: controle 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. De manhã há caixas de sobra e pouca gente. Às sete da noite todo mundo sai do trabalho ao mesmo tempo, e metade dos caixas fecha porque os funcionários do turno da manhã já foram embora (o sol). Se o gerente não tiver funcionários para o turno da noite (usinas e baterias), só lhe resta pedir a alguns clientes que voltem mais tarde (o SRAD). O problema não é o supermercado ter poucos caixas. É ter poucos caixas naquela 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 econômica 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 confiabilidade seria ultrapassado. E a resposta política, o mercado de capacidade, foi aprovada em maio de 2026, mas os primeiros leilões ainda não produziram usinas nem baterias. O SRAD está tapando 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 dá conta da demanda. 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 paciente com pressão alta e colesterol tem mais risco de infarto. Os exames de 2025 já mostravam isso, e o tratamento foi receitado em maio de 2026. Mas o remédio só faz efeito daqui a alguns anos. Enquanto isso, o paciente vai levando pequenos sustos — e o SRAD é o comprimido de emergência que ele leva no bolso. Funciona, mas tomá-lo toda semana 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 a corrigem em um ponto: o segundo bloco não foi pago a 99 €/MWh, como foi noticiado, mas a cerca de 201 €/MWh. E o custo das ativações é apenas a parte pequena da conta.

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 em outro lugar, na remuneração por disponibilidade, que é paga por cada hora em que a indústria está pronta para parar, pare ou não. No segundo semestre de 2026, a 42,62 € por MW por hora, para 1.775 MW e cerca de 2.170 horas de disponibilidade, a estimativa fica em torno de 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 fica em torno de 237 M€, admitindo a mesma janela horária. O método está explicado na nota metodológica.

Comparar esse valor com o custo de usinas 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 sendo 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 naquela hora:

A Figura 2 representa os recursos usados pela Red Eléctrica como degraus de uma escada, na ordem em que entraram: ciclos combinados no limite, usinas reversíveis no máximo, exportações cortadas e, por fim, a demanda industrial. O quinto degrau, tracejado, é o que não existia: se naquela hora uma usina tivesse desarmado, 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, naquela hora, uma unidade de 400 MW tivesse desarmado, não havia uma quinta camada.

Em linguagem simples. Imagine que você vai de carro para uma reunião importante e chega na hora. Mas para isso usou o estepe, o dinheiro de reserva, pediu carona ao vizinho e ligou avisando que ia se atrasar cinco minutos. Chegou, sim. A pergunta certa não é “chegou?”, mas “o que teria acontecido se mais alguma coisa desse errado?”.

Não foi uma noite: foram oito

A noite de 6 de outubro não é um caso isolado. Os dados do e·sios registram onze ordens de ativação do SRAD em 2026, distribuídas em oito episódios: 16.479 MWh de consumo industrial retirado da rede e cerca de 3,9 M€ pagos em ativações. O registro completo está na Tabela 6, no anexo. Dez das onze ordens caíram entre as 18h e a meia-noite.

A Figura 3 coloca cada episódio em uma linha e cada ordem de ativação na hora em que vigorou; o traço azul marca o pôr do sol em Madri naquele 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 em torno do pôr do sol e nas horas seguintes. O sistema não falha ao acaso. Falha sempre na mesma janela, a da rampa do fim da tarde descrita na Figura 1. Os 3,9 M€ se referem apenas às ativações; a remuneração por disponibilidade é paga à parte e é muito maior, como se viu na seção anterior.

Em linguagem simples. Imagine um restaurante que, oito vezes este ano, teve de pedir aos clientes que esperassem na porta. Nunca no almoço, nunca no meio da tarde: sempre no jantar. Não é azar. É falta de mesas naquela hora. E a solução não é pagar mais aos clientes para esperar, 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 da Espanha sobretudo fora das horas de sol, justamente quando o sistema espanhol também está mais apertado. Isso é uma correlação estrutural, e não um acaso. A Península Ibérica compartilha o mesmo sol, o mesmo vento atlântico e a mesma hora do jantar. Quando falta potência na Espanha às 20h, é provável que falte também em Portugal.

A relação é simétrica. Em 28 de janeiro de 2026, durante a tempestade Kristin, foi Portugal que reduziu a exportação para a Espanha em 1.500 MW em uma 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 a Espanha para otimizar, mas não para garantir a ponta. Isso não é um argumento contra a interligação. É um argumento contra apresentá-la como escudo.

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

O que deve ser feito

O SRAD não é o problema. É o único instrumento que já estava pronto. O problema é o que falta ao seu redor.

A Tabela 5 ordena as medidas pelo tempo que levam para 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 gastando as suas últimas reservas.

Conclusão

As onze ordens de parada da indústria espanhola não são um escândalo de pagamentos. São um termômetro. 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 no 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. Enquanto isso, 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 toda semana, não se resolve o problema pagando mais ao guincho. Leva-se o carro à oficina. O SRAD é o guincho: é bom tê-lo, mas a mensalidade já não é barata. Só a oficina — baterias, usinas reversíveis, potência firme — apaga a luz.

Gaspar do Amaral

Anexo — Registro das ativações de 2026

A Tabela 6 reúne as onze ordens de ativação do SRAD registradas 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 da tarde ficaram entre 145 e 212 €/MWh.

Referências comentadas

• El Periódico de la Energía (07/10/2026), Ramón Roca — notícia da décima ordem de ativação do SRAD; fonte dos horários das ordens (19h43 e 20h02) e do corte das exportações para Portugal.
• srad.energy — SRAD: ativações, custo e fornecedores — compilação não oficial dos indicadores do e·sios (1929, 1931, 1932); fonte da Tabela 3.
• Forbes España — REE contará com 1 725 MW de consumo no primeiro semestre — resultados do leilão do SRAD para 2026.
• 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.
• 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.
• Ingeniería Prodesa — SRAD 2026: flexibilidade industrial — estimativa de cerca de 256 M€ (1º semestre) e 179 M€ (2º semestre, 2.358 h).
• 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.
• Red Eléctrica — Comunicado do leilão do SRAD para o 1.º semestre de 2026 (28/11/2025) — 1.725 MW a 65 €/MW/h.
• Energías Renovables — SRAD, el sistema de respuesta activa de la demanda — regras do serviço e alterações aprovadas pela CNMC.
• Maldita.es — Espanha esteve à beira de um segundo apagão a 28 de janeiro de 2026 — tempestade Kristin, queda da eólica e redução da exportação portuguesa.
• Red Eléctrica — Análisis de cobertura 2025 — LOLE projetado acima do padrão de 1,5 h/ano em 2028 e 2030.
• pv magazine — A Comissão aprova o mercado de capacidade para Espanha (30/05/2026) — até 9 bilhões de euros em 2026–2036.
• ENTSO-E — ERAA 2025, relatórios e resultados — avaliação europeia de adequação de recursos.
• 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.
• Regulamento (UE) 2019/943 (EUR-Lex) — adequação de recursos, padrão de confiabilidade e participação da demanda.
• 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.
• Joskow, P. (2008), Capacity payments in imperfect electricity markets: Need and design, Utilities Policy 16 — o problema do dinheiro em falta.
• Cramton, P., Ockenfels, A. e Stoft, S. (2013), Capacity Market Fundamentals, Economics of Energy & Environmental Policy 2(2) — fundamentos dos mercados de capacidade.
• 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 demanda.
• 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.

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 cobrança) do e·sios, compilados pelo site não oficial srad.energy. Os horários das ordens (19h43 e 20h02) 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 desses 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 8h à meia-noite, 16 h; fins de semana e feriados nacionais das 22h às 23h59, 2 h): 129 dias úteis e 55 outros dias entre 1º 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 menor se houver indisponibilidades ou penalidades. É uma ordem de grandeza, não um valor contábil. 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 em relação 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 Madri (40,42° N, 3,70° O), 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, 19h49, é o usado no texto como “por volta das 19h50”.

5. Figura 1. É um perfil ilustrativo construído pelo autor, com uma demanda, uma geração solar e uma geração 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.

Sobre esta adaptação. Adaptação para o português do Brasil do artigo que o autor publicou no LinkedIn em 9 de outubro de 2026; a versão integral em português de Portugal está neste site. As nove imagens originais (Tabelas 1 a 6 e Figuras 1 a 3) são reproduzidas com os textos em português de Portugal e uma legenda adaptada. Os títulos das fontes ficam como no original; os links são os do original.

Gaspar do Amaral · Original em português de Portugal de 9 de outubro de 2026, publicado neste site; adaptação emitida em 27 de outubro de 2026 · Figuras e tabelas © Aprecisa.com · Com recurso a IA