Apagão ibérico: a causa real e como o hidrogénio o evitaria

A 28 de abril de 2025, às 12h33 em Espanha (11h33 em Portugal), toda a Península Ibérica ficou sem luz. A ENTSO-E, a rede europeia dos operadores de transporte de eletricidade, classificou-o como o incidente mais grave na rede europeia em mais de 20 anos. Portugal só recuperou a rede de alta tensão às 00h22 do dia seguinte; Espanha por volta das 04h00.

O que concluíram os peritos

A resposta oficial chegou a 20 de março de 2026, com o relatório final do painel de peritos da ENTSO-E. A conclusão central: o sistema elétrico espanhol não conseguiu controlar a tensão. Oscilações, seguidas de uma subida de tensão, fizeram desligar centrais em cascata até a península se separar da Europa e colapsar. Ciberataque, excluído. E a culpa não foi do excesso de renováveis em si, mas da forma como todas as centrais, renováveis incluídas, estavam preparadas (ou não) para controlar a tensão.

O artigo segue o raciocínio em três partes. Primeiro, o problema: a física que fez a tensão subir e quem a devia ter segurado. Depois, a nossa tese: usar o sol e o vento para produzir hidrogénio, com as hídricas a segurar a rede e o hidrogénio a voltar à rede quando é preciso. Por fim, as contas que sustentam cada passo.

A linha que se porta como um condensador

Uma linha de muito alta tensão é, ao mesmo tempo, um condensador e uma bobina. Os cabos e o solo formam as "placas" de um condensador gigante; a corrente que passa cria um campo magnético, como numa bobina. Os dois efeitos puxam a tensão em sentidos opostos:

Q_C = V² · ω · C Q_L = I² · ω · L

Efeito capacitivo (Q_C): gera potência reativa e faz subir a tensão. Depende só da tensão (V), por isso está sempre presente, com ou sem consumo.
Efeito indutivo (Q_L): consome potência reativa e faz descer a tensão. Cresce com o quadrado da intensidade (I), ou seja, com a carga transportada.

O ponto de equilíbrio chama-se carga natural da linha (surge impedance loading, SIL). Abaixo dele, a linha comporta-se como condensador e a tensão sobe — o chamado efeito Ferranti. Acima dele, comporta-se como bobina e a tensão desce.

É aqui que a intuição costuma trocar o sinal. O problema não é muita carga: muita intensidade faz a tensão descer. O problema é pouca intensidade nas linhas, que deixa o efeito condensador dominar. Foi exatamente o cenário do meio-dia de 28 de abril. As contas 1 a 3, no fim do artigo, põem números nesta ideia.

Na animação, o campo elétrico entre o cabo e o solo (setas azuis) está sempre lá: é o efeito condensador. Com pouca energia a passar, nada o compensa e a tensão no fim da linha sobe. Com muita energia a passar, o campo magnético à volta do cabo (círculos verdes) cresce e compensa-o, e a tensão volta ao normal. Valores ilustrativos.

Tem tensão, mas não alimenta nada

A comparação com um condensador ajuda a perceber o resto. A linha pouco carregada tem corrente capacitiva a circular, mas essa corrente é reativa: a energia vai e volta a cada ciclo, sem realizar trabalho. Não acende uma lâmpada. Só empurra a tensão para cima e ocupa capacidade da linha.

Potência ativa (W): a que alimenta os consumos. A 28 de abril havia de sobra, graças ao sol.
Potência reativa (var): a que mexe com a tensão. As linhas pouco carregadas geravam-na, e alguém tinha de a absorver.

Em resumo

O apagão resume-se nesta frase: havia potência ativa a mais e capacidade a menos para absorver a potência reativa.

O mix daquele meio-dia

Antes do apagão, mais de metade da eletricidade espanhola vinha do sol, e só cerca de um quarto vinha de centrais síncronas, as que ajustam a potência reativa à tensão.

Fonte: dados da Red Eléctrica compilados pelo elDiario.es · média das 10h00 às 12h30, 28/04/2025.

Espanha produzia mais do que consumia: cerca de 32.300 MW gerados para 25.500 MW de procura (Portugal, nessa altura, importava). O que fazia a diferença era o sol: só a solar fotovoltaica dava cerca de 17.600 MW, perto de 70% da procura espanhola; somada à eólica (cerca de 3.000 MW), cobria cerca de 81%. Nesse dia, o excesso era de cerca de 6.800 MW, quase todo graças ao sol, porque era meio-dia; noutras horas e noutros dias é o vento que gera excesso, incluindo à noite. A nuclear injetava apenas cerca de 3.300 MW e o gás estava entre os valores mais baixos dos últimos anos. A hídrica pesava mais do que o habitual no total, depois de uma primavera muito chuvosa, embora só uma parte das centrais hídricas estivesse a produzir.

Mas não era um dia recorde. O solar (fotovoltaico e termossolar) chegou aos 59,7% às 12h30, e já tinha passado os 60% nos dias 21, 23, 24 e 25 de abril, com recorde de 63,5% a 25 — sem apagão. Ou seja: muito solar torna a rede mais exigente, mas não a derruba sozinho. O que a derrubou foi a falta de quem absorvesse a potência reativa.

Quem devia segurar a rede

Na véspera, a Red Eléctrica programou apenas 10 centrais síncronas para controlar a tensão no dia 28 — o programa mais baixo desde o início de 2025, segundo o Governo espanhol. Uma ficou indisponível e sobraram 9; um senador espanhol afirmou que o habitual eram 14. A Red Eléctrica contesta que mais centrais tivessem evitado o apagão e atribui a falha às centrais que não cumpriram a obrigação de controlo de tensão; os peritos europeus repartem as responsabilidades.

E as que estavam ligadas não fizeram tudo o que deviam. Os peritos europeus apontam quatro falhas no "travão" da tensão:

Centrais convencionais aquém do pedido. Várias centrais nucleares, de gás e hídricas não absorveram a potência reativa que o operador lhes pedia.
Renováveis em fator de potência fixo. As regras espanholas obrigavam solares e eólicas a absorver reativa em proporção à sua produção. Quando a produção caiu cerca de 500 MW entre as 12h32m00 e as 12h32m48, a absorção caiu com ela.
Reatâncias paradas. Havia uma capacidade substancial de reatâncias em derivação (as "bobinas" que absorvem reativa) disponível, mas não foi ativada durante a subida de tensão.
Proteções a disparar cedo demais. Muitas renováveis desligaram-se antes de a tensão atingir os limites regulamentares; algumas tinham as proteções de sobretensão reguladas abaixo desses limites.

Há ainda um pormenor coerente com o efeito capacitivo: para amortecer as oscilações, os operadores ligaram mais linhas no sul de Espanha e reduziram as exportações para França. O relatório regista que isso fez subir a tensão; a nossa leitura é que mais linhas pouco carregadas e menos energia a circular reforçaram o efeito condensador.

Cascata de sobretensão, segundo o relatório final da ENTSO-E.

A partir daí, o ciclo alimentou-se a si próprio: cada central que desligava retirava absorção de reativa, a tensão subia mais e a seguinte desligava. Em cerca de 90 segundos, a península passou do normal ao apagão. As simulações dos peritos mostram que mais margem de potência reativa teria evitado a cascata. A conta 4 mostra quanto pesou o fator de potência fixo.

E as hídricas? Não estavam todas ligadas — longe disso. Produziam cerca de 3,7 GW (11,4% da geração espanhola), uma percentagem até acima do habitual depois de uma primavera chuvosa. Mas isso corresponde a apenas cerca de um quinto da potência hídrica instalada em Espanha (estimativa a confirmar: cerca de 17 GW). A maioria estava parada, e uma central parada não segura tensão nenhuma. Havia máquinas capazes de segurar a rede, mas a maior parte não estava a rodar.

O excesso que hoje se deita fora

A mesma rede que não conseguiu segurar a tensão está a desperdiçar cada vez mais energia limpa, sobretudo em Espanha. Quando há produção a mais e a rede não a consegue escoar, o operador manda cortar parques solares e eólicos (curtailment).

Em 2025, Espanha bateu o recorde de cortes não compensados, mais do dobro de 2024; no verão chegaram aos 11%.
Só entre janeiro e junho de 2026 foram 2,5 TWh, o triplo do mesmo período de 2025.
Depois do apagão, a Red Eléctrica passou a operar com critérios de segurança mais apertados, o que aumentou os cortes e os custos de ajuste do sistema.

A Península tem sol e vento todo o ano: vai haver sempre excesso, e não só ao meio-dia — com vento forte, também à noite e no inverno. A escala percebe-se pelo parque instalado e pelo que produziu em 2025:

2025	Eólica: potência	Eólica: produção	Solar (grandes centrais): potência	Solar: produção	H₂ por cada 1% da produção
Espanha	32,9 GW (1.454 parques)	58,8 TWh	41,0 GW	50,2 TWh	≈ 19 800 t
Portugal	6,0 GW (2.861 aerogeradores)	13,5 TWh	≈ 3,7 GW	≈ 5,8 TWh	≈ 3 500 t
Península	≈ 38,9 GW	≈ 72,3 TWh	≈ 44,7 GW	≈ 56,0 TWh	≈ 23 300 t

A última coluna mostra a ordem de grandeza: cada 1% da produção eólica e solar da península transformado em hidrogénio dá cerca de 23 000 t por ano. Só a energia cortada em Espanha no primeiro semestre de 2026 (2,5 TWh) daria cerca de 45 500 t; ao ritmo desse semestre, o ano inteiro daria perto de 91 000 t.

Valores indicativos: a potência solar espanhola é o total da Red Eléctrica (50,0 GW) menos o autoconsumo (9,0 GW); a potência solar portuguesa é aproximada e a sua produção é estimada a partir da quota de 11% do consumo indicada pela REN. Hidrogénio calculado a 55 kWh por kg.

A nossa tese: o excesso que segura a rede

A tese

Os parques solares e eólicos produzem hidrogénio sempre, e mais quando há excesso. Esse hidrogénio volta a ser eletricidade em turbinas, primeiro nas centrais a gás e depois nos próprios parques. As hídricas seguram a rede. O excesso deixa de se perder e a rede deixa de cair.

Em detalhe:

Hidrogénio em todos os grandes parques solares e eólicos. Os eletrolisadores trabalham sempre que há sol ou vento: em pequena quantidade quando não há excesso, com a rede toda a funcionar, e mais quando há excesso. À noite, os parques solares param; os eólicos continuam se houver vento. Os eletrolisadores ligam-se à rede por eletrónica de potência e, na nossa tese, têm obrigatoriamente controlo de tensão: absorvem potência reativa quando a tensão sobe.
Hídricas em pleno funcionamento a segurar a rede. As que podem — umas estarão em manutenção ou com pouco caudal — alimentam a rede sem pôr em causa a procura. São máquinas síncronas: dão inércia e seguram a tensão. A 28 de abril, a maioria estava parada.
O hidrogénio volta à rede em turbinas. Uma turbina a hidrogénio é também uma máquina síncrona, como uma hídrica. Primeiro, adaptam-se as centrais a gás que já existem; depois, instalam-se turbinas nos próprios parques. Quando falta água às hídricas, são as turbinas que seguram a rede.
Baterias a completar o conjunto, respondendo em milissegundos.

O dia 28 de abril é só um exemplo. Com este conjunto a funcionar nesse dia, a subida de tensão em cascata teria tido quem a travasse, e o excesso daquele meio-dia — cerca de 6.800 MW, ou 124 toneladas de hidrogénio por hora — teria sido aproveitado. Mas a tese vale para todo o ano: as solares produzem hidrogénio durante o dia, as eólicas de dia e de noite sempre que há vento, e o excesso, venha do sol ou do vento, aumenta a produção.

Porque produzir sempre, e não só com excesso

O hidrogénio verde é limpo, mas caro de produzir: na Península, o índice ibérico IBHYX estima hoje cerca de 5,85 €/kg, contra cerca de 2,50 €/kg do hidrogénio "cinzento", feito a partir de gás natural. A nossa tese baixa esse custo de duas formas: usa energia que hoje vale zero e põe os eletrolisadores a trabalhar muitas horas por ano. A conta 10 mostra o resultado: usar só o excesso fica caro, porque o eletrolisador passa muito tempo parado; produzir sempre, com o excesso por cima, faz descer o custo para cerca de 3,9 €/kg.

O hidrogénio de volta à rede

Converter hidrogénio em eletricidade custa energia:

Eficiências de ida e volta: mediana e intervalo, segundo a Wikipedia (Roundtrip efficiency), com fontes académicas.

Mas essa eletricidade chega quando falta sol, vento ou água, e vale muito mais nessa altura. As contas 9 e 11 mostram quanta volta à rede e quanto custa. E há duas formas de a produzir: em pilhas de combustível, mais eficientes, ou em turbinas. Para a nossa tese, a turbina é a melhor, porque é uma máquina síncrona: segura a tensão e dá inércia por natureza, tal como uma hídrica.

Celorico da Beira: a porta de saída do hidrogénio português

Celorico da Beira, no distrito da Guarda, é o ponto de partida do CelZa, o hidrogenoduto que vai ligar Portugal a Zamora, em Espanha, para exportar para a Europa o hidrogénio renovável produzido em Portugal.

CelZa
Traçado	Celorico da Beira → Zamora (cerca de 185 km em Portugal, até Vale de Frades, Vimioso)
Extensão total	270 km
Capacidade	0,75 milhões de toneladas de hidrogénio por ano
Orçamento	cerca de 350 milhões de euros
Calendário	consulta ambiental no 4.º trimestre de 2026, decisão de investimento em 2027, entrada em serviço prevista para 2032

O CelZa é a metade terrestre do H2Med, o primeiro corredor de hidrogénio renovável da União Europeia, que continua por mar de Barcelona a Marselha e daí para a Alemanha. Em abril de 2026, a UE renovou-lhe o estatuto de Projeto de Interesse Comum, o que abre a porta a financiamento europeu. Em Portugal, o eixo nacional de transporte de hidrogénio deverá chegar a Celorico a partir de Cantanhede e Mangualde.

O hidrogenoduto não está ligado à rede elétrica, mas ajuda-a: dá destino ao hidrogénio dos parques e, por isso, à energia que hoje se corta. Nem todos concordam com a exportação: a associação ambientalista Zero defende que o hidrogénio verde deve ser usado perto de onde é produzido.

O complemento rápido: baterias e a lição da Austrália

As baterias de grande escala são contentores de células de lítio, com dezenas ou centenas de MW, junto a subestações ou parques solares. Guardam o excesso do meio-dia para o fim da tarde e reagem em milissegundos. Com inversores grid-forming, conseguem também absorver potência reativa. O limite: guardam energia para poucas horas, não para estações do ano — por isso completam o hidrogénio, não o substituem.

O exemplo clássico é a Hornsdale Power Reserve, no Sul da Austrália. Depois de um grande apagão em 2016, Elon Musk apostou que a Tesla a construía em 100 dias após o contrato, ou seria de graça. Cumpriu:

Entrou em serviço a 1 de dezembro de 2017, com 100 MW / 129 MWh; mais tarde foi ampliada para 150 MW / 194 MWh.
Responde a falhas em menos de 100 milissegundos. Em dezembro de 2017 injetou energia na rede quando uma central a carvão disparou, antes de qualquer outra resposta.
No primeiro ano poupou cerca de 40 milhões de dólares australianos em custos de estabilização da rede e fez cair cerca de 75% o preço desses serviços.

E na Península? O apagão acelerou o que estava parado:

Portugal tinha apenas cerca de 13 MW de baterias. O Governo anunciou um plano de 400 milhões de euros, com um leilão de 750 MVA de baterias e 137 milhões para modernizar o controlo da rede.
Espanha tinha 221 MW de baterias instaladas em maio de 2026 e aprovou uma linha de 700 milhões de euros que deverá permitir 2,5 a 3,5 GW de novo armazenamento.
As regras mudaram. Em junho de 2025, o regulador espanhol (CNMC) aprovou o novo procedimento de controlo de tensão, que abre a porta a solares e eólicas; em 2026 reforçou-o com incentivos para que as renováveis deixem o fator de potência fixo e passem a controlar a tensão de forma dinâmica.

As contas: ordens de grandeza para uma tese

Esta secção põe números em cada passo do raciocínio, pela mesma ordem do artigo: as contas 1 a 4 mostram o problema (a física da linha e a cascata); as contas 5 a 11, a tese (quem alimenta a rede, quanto hidrogénio se produz, quanta eletricidade volta à rede e quanto custa). As quatro primeiras usam valores típicos de uma linha aérea de 400 kV; as restantes, dados reais da península e hipóteses de trabalho, assinaladas em cada conta. São ordens de grandeza, não medições da rede espanhola.

Parâmetro	Valor usado	Nota
Tensão nominal (V)	400 kV	rede de transporte
Frequência (f)	50 Hz	ω = 2πf ≈ 314 rad/s
Capacidade da linha (C)	12,5 nF/km	valor típico de linha aérea
Impedância característica (Zc)	280 Ω	valor típico de linha aérea
Consumo de um eletrolisador	55 kWh por kg de H₂	sistema completo, valor típico
Energia contida no hidrogénio	33,3 kWh por kg	poder calorífico inferior
Eficiência da turbina a hidrogénio	55%	ciclo combinado, valor típico

O problema

1. Quanta potência reativa gera uma linha?

Q_C = V² · ω · C = (400 000)² × 314 × 12,5×10⁻⁹ ≈ 0,63 Mvar/km

Cada 100 km de linha de 400 kV injetam cerca de 63 Mvar, com ou sem consumo.

2. A partir de que carga deixa de ser condensador?

P_SIL = V² / Z_c = (400 000)² / 280 ≈ 571 MW Q_líq ≈ Q_C · [1 − (P / P_SIL)²]

Calculado com valores típicos de manual: 400 kV, 50 Hz, C = 12,5 nF/km, Z_c = 280 Ω.

Com 200 MW a passar, a linha ainda injeta cerca de 55 Mvar por 100 km — quase como se estivesse vazia, porque o efeito indutivo cresce com o quadrado da carga. Só acima de cerca de 570 MW passa a consumir reativa. Ao meio-dia de 28 de abril, com procura moderada, muitas linhas estavam na zona da esquerda.

3. Quanto sobe a tensão numa linha sem carga? (efeito Ferranti)

V_fim / V_início ≈ 1 / cos(β·ℓ), β = ω·√(LC) ≈ 1,1×10⁻³ rad/km

Numa linha de 300 km sem carga, a tensão no extremo sobe cerca de 5,7%: de 400 kV para cerca de 423 kV. Com 200 km, cerca de 2,5%.

4. Quanta absorção se perdeu com o fator de potência fixo?

Assumindo, como exemplo, renováveis a absorver reativa com cos φ = 0,98:

ΔQ = ΔP · tan(arccos 0,98) = 500 × 0,203 ≈ 101 Mvar

A queda de cerca de 500 MW registada pelos peritos terá retirado, nesta hipótese, cerca de 100 Mvar de absorção: o equivalente à reativa gerada por cerca de 160 km de linha de 400 kV, em menos de um minuto.

A tese

5. As centrais síncronas chegam para alimentar o consumo?

Na tese, são as centrais síncronas que alimentam a rede enquanto solar e eólica produzem hidrogénio. Potência síncrona instalada em Espanha no final de 2025:

Centrais síncronas	Potência instalada
Hídricas	≈ 17,0 GW (11,3% do parque, Red Eléctrica)
Ciclo combinado (hoje a gás, adaptável a hidrogénio)	≈ 26,2 GW (17,4% do parque, Red Eléctrica)
Nuclear (7 reatores)	≈ 7 GW (valor aproximado)
Total	≈ 50 GW

17,0 + 26,2 + 7 ≈ 50 GW ≫ 25,5 GW de procura (28 de abril, meio-dia)

Há cerca do dobro da potência necessária. Nesse dia estavam a produzir apenas cerca de 8,1 GW (hídrica 3,7, nuclear 3,4, gás 1,0). Para a tese, faltariam cerca de 17 GW de centrais síncronas a rodar: primeiro as hídricas que tivessem água, depois o ciclo combinado — hoje a gás, amanhã a hidrogénio.

6. Que frota de eletrolisadores seria precisa?

Nesse meio-dia, solar e eólica produziam cerca de 20,6 GW. Com as síncronas a alimentar o consumo, essa produção iria para hidrogénio:

20,6×10⁶ kWh/h ÷ 55 kWh/kg ≈ 375 t de hidrogénio por hora

Para absorver, no limite, toda a produção solar e eólica de um meio-dia assim, seriam precisos cerca de 20 GW de eletrolisadores nos grandes parques. É a dimensão máxima; no resto do tempo trabalham abaixo dela.

7. Quanto hidrogénio por ano?

Duas parcelas: a produção contínua (hipótese de trabalho: 5% da produção eólica e solar da península, ao longo de todo o ano, mesmo sem excesso) e o excesso (a energia que hoje se corta em Espanha).

Parcela	Energia	Hidrogénio
Produção contínua (5% de 128 TWh)	≈ 6,4 TWh	≈ 117 000 t
Excesso (cortes previstos para 2026, Aurora)	3,05 TWh	≈ 55 500 t
Total	≈ 9,5 TWh	≈ 172 000 t

Se os cortes chegarem a cerca de 5 TWh, ao ritmo do primeiro semestre de 2026, o total sobe para cerca de 208 000 t. Hoje aproveita-se 0% do excesso; com a tese, todo.

8. Os eletrolisadores ajudam a segurar a rede?

Um eletrolisador de 100 MW alimentado por 150 km de linha ajuda pouco só por consumir:

Q_L = Q_C · (P / P_SIL)² = 94 × (100 / 571)² ≈ 3 Mvar

Com o conversor a controlar a tensão (cos φ = 0,95), absorve diretamente cerca de dez vezes mais:

Q = 100 × tan(arccos 0,95) ≈ 33 Mvar

A frota de cerca de 20 GW da conta 6 poderia absorver cerca de 6,8 Gvar — a reativa gerada por cerca de 10 800 km de linha de 400 kV, e cerca de 68 vezes os 100 Mvar perdidos na conta 4. É por isso que, na tese, o controlo de tensão é obrigatório em todos os eletrolisadores.

9. Quanta eletricidade volta à rede?

33,3 kWh/kg × 0,55 ≈ 18,3 kWh/kg 18,3 / 55 ≈ 33%

Cada quilo de hidrogénio devolve cerca de 18,3 kWh à rede: de cada 100 kWh postos no eletrolisador, voltam cerca de 33. Com as 172 000 t da conta 7, são cerca de 3,2 TWh por ano de volta à rede (3,8 TWh com 5 TWh de cortes) — nas horas em que faltam sol, vento ou água, e através de máquinas síncronas que seguram a rede.

A trabalhar 2 000 horas por ano, isto ocupa cerca de 1,6 GW de turbinas, cerca de 6% do ciclo combinado espanhol. A primeira fase da tese cabe nas centrais a gás que já existem.

10. Quanto custa o hidrogénio da tese?

Pressupostos: eletrolisador a 1.600 €/kW (o valor usado pelo índice ibérico IBHYX), 20 anos de vida, juro de 7% e manutenção de 3% ao ano. Preços da eletricidade de 2025: 33 €/MWh em média nas horas solares e 65,5 €/MWh em média no mercado espanhol.

Cenário	Horas por ano	Eletricidade	Custo do hidrogénio
Só nas horas de excesso	1.500 h	grátis	≈ 7,30 €/kg
Nossa tese: produção contínua + excesso	4.000 h	grátis no excesso, 33 €/MWh no resto	≈ 3,87 €/kg
Produção convencional	5.000 h	65,5 €/MWh	≈ 5,79 €/kg
Nossa tese com eletrolisadores a 800 €/kW	4.000 h	igual	≈ 2,50 €/kg

O cenário convencional dá praticamente o valor do índice ibérico (5,85 €/kg), o que confirma a conta. Usar só o excesso fica caro, porque o eletrolisador passa a maior parte do ano parado. Produzir sempre, com o excesso por cima, baixa o custo em cerca de um terço. Com eletrolisadores a metade do preço, chega ao nível do hidrogénio cinzento (cerca de 2,50 €/kg). A conta não inclui ligação à rede, armazenamento nem transporte do hidrogénio.

11. Quanto custa a eletricidade que volta à rede?

3,87 €/kg ÷ 18,3 kWh/kg ≈ 211 €/MWh (só o combustível)

Em 2025, o preço médio nas horas de ponta da noite (20h–24h) foi de cerca de 100,6 €/MWh. Ou seja: vendida só como energia, a eletricidade do hidrogénio ainda não compensa. Compensa de três formas, que se somam:

Eletrolisadores mais baratos: a 800 €/kW, o combustível desce para cerca de 137 €/MWh.
Pagar o serviço de segurar a rede: inércia e controlo de tensão, que Espanha já paga hoje sobretudo a centrais a gás (os custos de ajuste do sistema chegaram a 3,77 mil milhões de euros em 2025).
Anos secos e de pouco vento, quando a eletricidade é mais cara e as turbinas substituem as hídricas.

O que estas contas mostram

Há potência síncrona de sobra para alimentar a rede (conta 5); os eletrolisadores dos parques aproveitam o excesso e seguram a tensão (contas 6 a 8); o hidrogénio feito assim é cerca de um terço mais barato do que o convencional (conta 10); e a eletricidade que volta à rede só compensa se o serviço de a segurar também for pago (conta 11). Este é o ponto que uma tese teria de aprofundar.

Conclusão: o raciocínio completo

O apagão ibérico não foi um mistério nem um castigo das renováveis. Foi física de rede mal gerida:

Ao meio-dia havia muito sol, procura moderada e linhas de alta tensão pouco carregadas.
Com pouca intensidade a circular, o efeito capacitivo das linhas dominou e gerou potência reativa, que faz subir a tensão sem alimentar nenhum consumo.
Para a segurar, faltavam centrais síncronas ligadas (a maioria das hídricas estava parada), e as que estavam não absorveram o que deviam; as renováveis, em fator de potência fixo, não reagiam à subida de tensão; as reatâncias disponíveis ficaram paradas.
A tensão subiu, as centrais desligaram-se, a absorção caiu ainda mais — e em 90 segundos a península apagou-se.

A nossa tese, numa frase

Os parques solares e eólicos produzem hidrogénio sempre, e mais quando há excesso; esse hidrogénio volta a ser eletricidade em turbinas, primeiro nas centrais a gás e depois nos parques; as hídricas seguram a rede. O excesso deixa de se perder, a rede deixa de cair e o hidrogénio verde fica mais barato.

Avaliação de viabilidade

Os resultados apontam para a viabilidade da tese. A potência síncrona instalada excede largamente a procura (conta 5), o excedente renovável passa a ser integralmente valorizado (conta 7) e o custo nivelado do hidrogénio verde reduz-se em cerca de um terço face à produção convencional (conta 10). A principal limitação reside na reconversão em eletricidade: avaliada apenas como energia, o seu custo excede o preço médio das horas de ponta (conta 11). Esta limitação é, contudo, ultrapassável se os serviços de estabilidade da rede — inércia e controlo de tensão, já hoje remunerados em Espanha — forem igualmente valorizados, e tenderá a atenuar-se com a redução do custo dos eletrolisadores. O investimento inicial é elevado, mas recuperável. Importa, por fim, ressalvar que o apagão envolveu também fenómenos oscilatórios e proteções reguladas abaixo dos limites regulamentares; a sua correção, prevista nas recomendações oficiais, deve decorrer em paralelo.

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