Apagão: A Força dos Incentivos — Instituto +Liberdade

Após o maior apagão da história recente da Península Ibérica, multiplicaram-se vozes a pedir a separação das redes de Portugal e Espanha. Mas a integração ibérica tem gerado ganhos reais para ambos os países, permitindo importar energia mais barata e aproveitar complementaridades entre fontes.

Num sistema interligado, a interdependência é sinal de eficiência, não de fragilidade. Evitar novos apagões exige acelerar o licenciamento, premiar investimentos em estabilidade e reforçar a autonomia dos consumidores. A resiliência constrói-se com redes mais flexíveis — e decisões mais informadas.

Portugal e Espanha enfrentaram, no dia 28 de abril, o maior apagão da sua história recente. Cerca de 55 milhões de pessoas foram afetadas, e o restabelecimento total da eletricidade nos dois países demorou cerca de 15 horas.

A causa do apagão não está totalmente esclarecida, mas tudo indica que terá resultado de uma combinação de falhas ao longo da rede elétrica. Neste momento, a Red Eléctrica, operadora da rede de transporte de eletricidade em Espanha, e os produtores de energia trocam acusações.

A Red Eléctrica atribui a responsabilidade aos produtores, apontando um conjunto de falhas técnicas: desde oscilações registadas numa central fotovoltaica até ao disparo[1] de um transformador e de várias centrais solares (sem que a tensão[2] tivesse atingido o limiar regulamentar que justificaria esse tipo de proteção).

Os produtores, por sua vez, rejeitam esta interpretação e apontam o dedo à Red Eléctrica, sublinhando que ocorreu uma falha grave no controlo de tensão da rede — uma competência que é exclusivamente sua. Consideram, aliás, incompreensível que, perante a desconexão de 2 GW em várias regiões, se procure imputar a responsabilidade aos produtores.

Os apagões podem ocorrer em qualquer sistema elétrico, independentemente das fontes de energia que o compõem. Contudo, a crescente penetração de fontes renováveis intermitentes, levanta novos desafios à estabilidade da rede elétrica. Para os enfrentar, são necessárias soluções complementares, como armazenamento, sistemas de controlo mais rápidos e tecnologias que simulem o comportamento das centrais convencionais.

Um dos principais desafios consiste em gerir variações rápidas na frequência da rede[3], provocadas por desequilíbrios entre a produção e o consumo de eletricidade. Nas redes tradicionais, os geradores síncronos das centrais térmicas — como as a gás ou a carvão — possuem inércia eletromecânica[4], que atua como um amortecedor, atenuando a velocidade com que a frequência varia após um desequilíbrio. A correção propriamente dita é depois assegurada por sistemas automáticos de controlo de frequência.

Já as fontes renováveis ligadas por eletrónica, como o solar fotovoltaico, não contribuem naturalmente com essa inércia, a menos que estejam equipadas com tecnologias específicas. No momento do apagão, cerca de 80% da eletricidade produzida em Portugal e Espanha provinha de fontes renováveis, e poucas centrais térmicas encontravam-se em funcionamento. Esta configuração poderá ter limitado a capacidade para responder a variações de frequência e, em simultâneo, dificultado a regulação da tensão — o fator apontado como a causa de instabilidade que levou ao colapso.

A segurança do fornecimento elétrico exige uma distinção clara entre dois níveis de risco: o risco sistémico, que diz respeito à estabilidade da rede nacional e ao investimento público em infraestruturas; e o risco individual, que deve ser ponderado por cada consumidor, empresa ou comunidade.

O reforço da rede elétrica envolve investimento privado por operadores privados, enquadrado por objetivos e regras definidos pelo Estado e pela entidade reguladora. Essas orientações baseiam-se numa avaliação técnica e económica dos riscos agregados: quanto investir, o que reforçar e que níveis de redundância criar.

É importante reconhecer que nenhum sistema elétrico é imune a falhas. Construir uma rede “à prova de bala” — capaz de eliminar todos os riscos, mesmo os mais remotos — implicaria custos dificilmente justificáveis para os contribuintes, face a um prejuízo económico que se prevê excecional. A exigência de segurança absoluta levaria a sobreinvestimento em redundância, capacidade ociosa crónica e a uma centralização excessiva de decisões técnicas, com impacto direto nas tarifas e na eficiência do sistema.

Uma das recomendações mais consensuais e urgentes para reduzir o risco de instabilidade nas redes elétricas é o investimento em supercondensadores[5], compensadores síncronos[6] e inversores grid-forming[7]. Estes últimos permitem que as fontes renováveis se comportem de forma semelhante às centrais convencionais, ao estabelecerem referências estáveis de tensão e frequência. Apesar do seu potencial, subsistem desafios à sua implementação em larga escala. Se é certo que estes inversores já demonstraram bons resultados em microrredes, a sua aplicação em redes extensas e fortemente interligadas continua pouco testada.

Mas a avaliação do risco sistémico não substitui a responsabilidade de cada um. A forma como cada cidadão ou empresa encara o risco de falha elétrica é subjetiva e contextual. Para alguns, um apagão de uma hora pode ser irrelevante; para outros — como hospitais, centros de dados ou indústrias sensíveis — pode traduzir-se em prejuízos elevadíssimos.

Por isso, é fundamental garantir espaço para a avaliação individual do risco energético — o que pressupõe liberdade de escolha e capacidade de investimento. Hoje, com a redução generalizada dos preços de tecnologias como painéis solares, baterias e inversores inteligentes, qualquer consumidor pode, se assim o entender, diminuir a sua dependência da rede pública e até viver de forma autónoma (off-grid). Pode também integrar comunidades de energia renovável (CER)[8] que, quando bem organizadas e equipadas, conseguem assegurar o fornecimento mesmo em caso de falha da rede nacional.

Trata-se de decisões de natureza individual, cujas consequências recaem exclusivamente sobre quem as toma. Ao Estado cabe apenas criar condições de mercado que permitam a cada um avaliar e gerir o seu risco como entender — com transparência nos preços e regras claras.

Com base nas conclusões preliminares do apagão, e já após a redação deste artigo, o Governo anunciou um conjunto de medidas de resposta assentes em três eixos principais: reforço da resiliência e da segurança do Sistema Elétrico Nacional, através do investimento em novos equipamentos e de melhorias no planeamento da rede; aceleração da transição para as energias renováveis, mediante a simplificação do licenciamento de projetos de autoconsumo e de comunidades de energia; e aumento da capacidade de resposta das infraestruturas críticas. As propostas apresentadas neste artigo convergem, em parte, com as orientações entretanto avançadas pelo Governo.

No contexto das CER, dar aos consumidores a possibilidade de gerir diretamente o seu risco energético — através da produção, armazenamento ou partilha de energia — pode contribuir de forma relevante para reforçar a resiliência do sistema elétrico. Um sistema com centenas ou milhares de pontos capazes de operar autonomamente em caso de falha, ainda que de forma limitada, contribui para aliviar a pressão sobre as infraestruturas centrais em momentos mais crítico. No entanto, essa descentralização também introduz novos desafios de gestão, ao transformar um fluxo tradicionalmente unidirecional — da produção para o consumo — num sistema bidirecional, mais difícil de coordenar.

Neste âmbito, a mais recente alteração à legislação das CER, aprovada em dezembro de 2024, introduziu medidas destinadas a acelerar e simplificar o licenciamento de projetos de energia renovável — nomeadamente através do alargamento dos deferimentos tácitos[9] e da simplificação da ligação das instalações à rede elétrica.

No entanto, persistem lacunas significativas. Continuam a faltar canais formais e eficazes de diálogo com a DGEG, tanto para efeitos de informação como de licenciamento e feedback. Neste contexto, a Comissão Europeia alertou, em julho deste ano, que Portugal continua sem transpor plenamente para a legislação nacional várias disposições da Diretiva das Energias Renováveis — em particular, as que visam acelerar os processos de licenciamento. Caso não haja progressos nos próximos dois meses, o país arrisca-se a enfrentar uma ação judicial com possíveis sanções financeiras.

Mantêm-se também fragilidades ao nível da transparência das regras de acesso à rede e das plataformas digitais.[10] Apesar dos avanços na digitalização - como a emissão de certidões de deferimento tácito — ainda não existe um sistema que permita aos requerentes acompanhar, de forma clara e atualizada, o estado dos seus pedidos.

Embora o deferimento tácito seja uma tentativa de reduzir a morosidade administrativa no licenciamento de CER (e de outros projetos), a sua eficácia continua comprometida por ambiguidades legais e pela resistência de algumas entidades públicas, nomeadamente autarquias, em reconhecer os seus efeitos. Na prática, estas zonas cinzentas alimentam um ciclo de contestações, indefinições e bloqueios administrativos.

Esta realidade, longe de ser exclusiva do setor energético, espelha uma disfunção mais abrangente da administração pública portuguesa. Os entraves ao licenciamento de projetos renováveis refletem padrões burocráticos transversais, que afetam o investimento, a inovação e a competitividade em múltiplas áreas da economia. Foi precisamente essa lógica que o Instituto +Liberdade procurou analisar no estudo Papel? Qual Papel? O labirinto burocrático das empresas em Portugal, no qual aprofunda os custos ocultos da complexidade administrativa, os entraves fiscais e a urgência de uma administração mais transparente e eficiente.

Estes constrangimentos administrativos demonstram que, enquanto o Estado não conseguir garantir processos previsíveis e transparentes, torna-se cada vez mais relevante reforçar a autonomia de cidadãos e empresas — promovendo o investimento privado em soluções energéticas que não dependam exclusivamente de processos sujeitos a licenciamento. É neste contexto que instrumentos como a depreciação acelerada assumem especial importância, não apenas pelo seu potencial transformador sobre a economia, mas também por não terem sido contemplados no atual pacote de medidas anti-apagão.

A depreciação acelerada — um regime fiscal que permite amortizar mais rapidamente os investimentos — é uma ferramenta eficaz para impulsionar a instalação de baterias, painéis solares e equipamentos de suporte à rede.[11] Sem recorrer a subsídios diretos, a depreciação acelerada melhora o retorno do investimento e contribui para aliviar a pressão sobre as infraestruturas centrais em situações de stress na rede elétrica. É uma medida tecnicamente simples, fiscalmente neutra no médio prazo e aplicável a qualquer escala.

É uma medida que não obriga, não subsidia, não distorce: limita-se a reconhecer fiscalmente o valor de investimentos com benefício coletivo, como o reforço da resiliência energética. Pode ser aplicada rapidamente, sem necessidade de novos fundos nem estruturas administrativas adicionais.

Este mecanismo popularizou-se nos anos 1980, nos Estados Unidos, com o objetivo de estimular o investimento privado. Ao permitir que as empresas amortizassem os seus ativos mais rapidamente, reduzia-se a carga fiscal no curto prazo e aumentava-se a atratividade do investimento em capital produtivo. Esta abordagem revelou-se particularmente eficaz em períodos de recessão ou de necessidade de modernização industrial, ao incentivar a renovação tecnológica das empresas. Ainda que de forma não intencional, essa modernização traduziu-se, na maioria dos casos, em ganhos expressivos de eficiência energética.

Ainda assim, a medida não está isenta de desafios. A sua aplicação assimétrica entre setores pode gerar distorções concorrenciais e alimentar pressões inflacionistas em segmentos específicos da economia. Além disso, implica uma redução temporária da receita fiscal, o que pode gerar resistência em contextos orçamentais mais restritivos.

Existe, no entanto, um consenso crescente na literatura académica de que programas de depreciação acelerada são instrumentos eficazes de política económica, ao viabilizarem o investimento privado em energia renovável e eficiência energética.[12]

Importa ainda sublinhar que, quando aplicada de forma mais abrangente, a depreciação acelerada pode constituir uma alavanca relevante para dinamizar o investimento privado em toda a economia portuguesa. Em muitos casos, as PME adiam investimentos por não anteciparem um retorno suficientemente rápido. Um enquadramento fiscal mais favorável pode reduzir esse bloqueio, especialmente em setores com vocação exportadora ou com potencial de escala.

A promoção da resiliência energética pode, naturalmente, passar por incentivos fiscais — mas dificilmente se esgotará neles. Deve ser acompanhada por reformas regulatórias e pela criação de mercados de serviços de sistema, capazes de valorizar soluções tecnológicas inovadoras. Com os incentivos adequados, os produtores de energia podem ser remunerados por serviços que contribuem para a estabilidade da rede, como o suporte de tensão ou a resposta rápida a variações de frequência.

No Reino Unido, por exemplo, já existe o mercado Dynamic Containment, que recompensa operadores com capacidade de resposta ultrarrápidas (inferior a um segundo) pela sua contribuição para a estabilidade da rede.

Na sequência do apagão, multiplicaram-se as reações políticas a defender uma maior separação entre os sistemas elétricos de Portugal e Espanha, em nome da soberania energética nacional. Convém, no entanto, recordar que o mercado ibérico foi criado precisamente para que ambos os países pudessem partilhar capacidade e beneficiar da complementaridade entre fontes energéticas – num quadro europeu de integração e racionalidade económica.

Na prática, essa partilha tem produzido ganhos reais para os dois lados da fronteira. Em horas de menor consumo, as centrais a gás natural em Portugal poderiam, isoladamente, satisfazer quase toda a procura elétrica do país. Contudo, essa opção seria economicamente e ambientalmente desvantajosa. Por razões de custo, a operação destas centrais é muitas vezes substituída pela importação de eletricidade de Espanha — especialmente em horas de maior calor, quando a produção fotovoltaica espanhola atinge níveis elevados e pressiona os preços em baixa. Também Portugal regista uma elevada incorporação de renováveis, contribuindo para uma dinâmica regional de partilha de recursos de que ambos os países beneficiam.

Importar energia mais barata, quando disponível, não é sinal de dependência – é sinal de eficiência. Num sistema interligado, a interdependência não representa fragilidade, mas sim inteligência coletiva.

Evitar um novo apagão não passa por erguer muros entre vizinhos, mas por valorizar as complementaridades ibéricas, acelerar o licenciamento, premiar quem investe em estabilidade e garantir que cada consumidor tenha meios para gerir o seu próprio risco energético. Em tempos de transição e incerteza, a resiliência constrói-se com redes mais flexíveis — e com decisões mais informadas.

O Instituto +Liberdade agradece ao Gonçalo Aguiar, especialista em energia, pela leitura atenta e pelos comentários pertinentes que ajudaram a reforçar a clareza e o rigor deste texto.

[1] Disparo: interrupção automática do funcionamento de um equipamento, normalmente por razões de proteção — por exemplo, quando se deteta uma anomalia como sobretensão, subtensão ou sobrecorrente.

[2] Tensão: representa a força que impulsiona os eletrões (ou, de forma mais simples, a eletricidade) na rede. Manter a tensão dentro de valores normais é essencial para o funcionamento seguro de equipamentos e estabilidade da rede.

[3] Frequência: número de vezes que a corrente oscila por segundo. Na Europa, oscila 50 vezes por segundo, i.e., a 50 Hz. Pequenas variações na frequência refletem desequilíbrios instantâneos entre produção e consumo.

[4] Inércia eletromecânica: energia cinética armazenada no rotor de um gerador síncrono em rotação. A inércia eletromecânica liberta (ou absorve) energia momentaneamente, mantendo a frequência relativamente estável por alguns segundos.

[5] Supercondensador: equipamento que armazena energia elétrica e a liberta de forma quase instantânea. Útil para respostas rápidas na rede elétrica.

[6] Compensador síncrono: máquina rotativa sem carga mecânica, ligada à rede para fornecer potência reativa. Estabiliza tensão e frequência em tempo real. Ver notícia sobre novo plano de investimentos da REN.

[7] Inversor grid-forming: inversor avançado que não apenas injeta energia, mas também estabelece tensão e frequência local.

[8] Comunidade de Energia Renovável (CER): entidade local onde cidadãos, empresas ou instituições se juntam para produzir, partilhar e consumir energia limpa de forma coletiva. Promove autonomia energética, participação ativa e benefícios económicos para os seus membros.

[9] Deferimento tácito: aprovação presumida de um pedido administrativo, resultante da ausência de decisão expressa por parte da entidade competente dentro do prazo legalmente fixado.

[11] O recente aumento do IVA em Portugal, de 6% para 23%, aplicado a equipamentos de energia como painéis solares (térmicos e fotovoltaicos), aerogeradores e sistemas de ar condicionado, contrasta com políticas de incentivo como a depreciação acelerada e afasta o país da trajetória seguida por grande parte da União Europeia. Ler mais aqui.