O apagão da rede elétrica da Península Ibérica

Há 25 anos José Saramago – único prémio Nobel português da literatura – escreveu um livro chamado “As Intermitências da Morte”. A primeira frase desta obra é “No dia seguinte ninguém morreu”. A 28 de abril de 2025, a partir das 11h33 da manhã (hora de Portugal), milhões de pessoas ficaram sem eletricidade na Península Ibérica. Tal como na obra de Saramago, em que a morte deixou de matar, neste dia, semáforos deixaram de ligar, comboios ou metros deixaram de andar, aviões deixaram de voar, hospitais passaram a funcionar com geradores e até as redes de telecomunicações deixaram de funcionar. A causa exata do apagão continua por esclarecer e serão necessários meses para que tal aconteceça, como defendem vários especialistas. Os ecos do que estava a acontecer surgiram um pouco por todo o mundo, não só nesse dia, mas nos que lhe seguiram. O The New York Times, por exemplo, publicava notícias onde consultava várias fontes de informação ligadas às redes elétricas portuguesa, espanhola e até francesa e mostrava também vídeos de algumas situações que estavam a ocorrer.

Nesta edição do INESC TECWatch fomos ouvir os nossos especialistas em sistemas de energia para percebermos e informarmos sobre alguns dos factos já apurados até então e, acima de tudo, as lições a tirar deste apagão. Entretanto, entre o dia 28 de abril e o dia em que publicamos esta edição da nossa rubrica, os nossos especialistas publicaram um position paper denominado “Retrospetiva e Lições de um Apagão” e disponível aqui.

A cronologia dos factos

Na manhã de 28 de abril o sistema elétrico espanhol estava a fornecer quase 33GW de energia para Espanha. Para além de abastecer todo o país, estava ainda a exportar eletricidade para Portugal, França e Marrocos. A maior parte da eletricidade que estava a ser fornecida era proveniente de produção solar (23 GW), sendo que havia ainda uma parte correspondente a produção eólica (3 GW). Isto é, muita energia proveniente de fontes renováveis. Acrescia a esta geração produção síncrona de diferentes proveniências para o sistema elétrico, nomeadamente de centrais nucleares (3.5 GW), centrais a gás (1.5 GW), centrais a biomassa (1 GW) ou centrais solares térmicas (1 GW). Já a produção hídrica era praticamente inexistente.

Como explica João Peças Lopes, diretor do INESC TEC, “em Portugal, ocorria um consumo de cerca de 5.800MW, acrescidos de mais 2.100 MW de bombagem, traduzindo-se numa importação de mais de 2.500 MW de Espanha, onde os preços de mercados eram muito favoráveis. A maior parte desta energia importada estava a ser utilizada para bombagem nas centrais hídricas reversíveis”. A componente de produção síncrona em Portugal era também muito baixa: “cerca de 185 MW de produção hídrica em centrais de fio de água e 270 MW em produção em centrais térmicas a gás de ciclo combinado, acrescida de 90 MW em centrais de biomassa e 20 MW de cogeração”, como referido por João Peças Lopes. A figura abaixo mostra o que se estava a passar em Portugal no dia 28 de abril até ao momento do apagão e depois quando a eletricidade foi regressando ao país.

Fonte: REN

“O sistema elétrico tem de garantir permanentemente o equilíbrio entre oferta e procura, equilíbrio esse que é monitorizado pelo valor da frequência, uma grandeza fundamental, medida em Hertz (Hz), e que assume um valor de 50Hz (Europa) quando o sistema elétrico de energia está em equilíbrio. Quando o consumo excede a produção, a frequência desce, e quando a produção excede o consumo, a frequência sobe. Este desvio de frequência é um indicador crítico para os operadores de rede, que o utilizam para ajustar automaticamente a produção e o consumo de modo a manter um sistema estável”, quem explica é Luís Seca, administrador executivo do INESC TEC e também ele investigador na área dos sistemas de energia.

As oscilações e a evolução da frequência

Por volta das 11h20 (hora de Portugal continental) do dia 28 de abril foram detetadas flutuações anómalas de frequência na rede elétrica da Península Ibérica. Estas oscilações foram registadas por dois dispositivos chamados PMUs (Phasor Measurement Unit), que são usados para medir, com grande precisão, a amplitude e o ângulo de fase da tensão e corrente nos sistemas elétricos. Um destes dispositivos estava em Málaga (Espanha) e outro no Porto (Portugal), mais precisamente no edifício sede do INESC TEC. As medições mostraram que as oscilações em Espanha e Portugal estavam em contrário oposição de fase às que foram medidas por outra PMU em Riga (Letónia), e que essas oscilações eram pouco amortecidas, o que pode ser um sinal de instabilidade na rede elétrica. Estas frequências de oscilação, estavam entre os 0,2 Hz e 0,7 Hz, e permaneceram no sistema até à ocorrência do incidente principal embora com uma amplitude menor.

Na figura seguinte, é possível analisar a evolução das frequências de Málaga e Riga, obtidas do Grid Radar.

Fonte: Grid Radar

O que aconteceu depois das oscilações

Em segundos, uma falha em Espanha causa uma reação em cadeia que leva ao colapso quase total do sistema elétrico ibérico, mas vamos aos detalhes técnicos e factos sobre o que aconteceu.

Às 12 horas 33 minutos e 16 segundos (hora de Espanha, menos uma hora em Portugal continental) dá-se uma primeira grande perda de geração no sudeste de Espanha, seguido de uma segunda perda de geração às 12h33m18s. Isto é, primeiro uma central elétrica deixa de injetar energia na rede e, dois segundos depois, a outra central é desligada da rede, o que causou um problema sério na rede elétrica.

Na sequência deste episódio, várias centrais de geração fotovoltaica desligam-se seguidamente e de forma automática da rede, seguindo os seus protocolos de proteção para evitar comprometer a integridade dos seus equipamentos. Em 5 segundos são perdidos cerca de 15 GW de produção em Espanha. A frequência do sistema Ibérico segue uma trajetória dramática de rápido afundamento, levando a que de todas as unidades de geração em Portugal e Espanha fossem desligadas, como explica João Peças Lopes, que é também professor catedrático na Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto (FEUP).

É aqui que Portugal é também afetado, porque a queda de frequência fez com que todas as centrais de Portugal também se desligassem. “A derivada (ou taxa de variação) da frequência em relação ao tempo foi superior a 1,5 Hz/s em Portugal, o que demonstra a velocidade com que o sistema estava a perder o seu equilíbrio. Os sistemas de proteção atuaram conforme planeado, levando à perda de geração e à saída de serviço da interligação com França”, como explica Luís Seca. A evolução temporal da frequência durante 9 segundos em alguns nós do sistema Europeu (Porto, Málaga e Belfort) pode ser observada na figura seguinte.

Fonte: Laboratório X-Energy do INESC TEC + Grid Radar

O que aconteceu depois do apagão começar?

Face ao enorme déficit de produção que ocorreu no sistema ibérico, a frequência do sistema afundou muito rapidamente levando à atuação do controlo de emergência através de sistemas de deslastre frequencímetro de cargas.

As cargas foram sendo desligadas pela seguinte ordem: primeiro as bombas nas centrais de bombagem (que estavam a gastar energia para bombear água para cima), depois alguns grandes consumidores de energia (com os quais já existem acordos para parar quando necessário), depois algumas cargas não prioritárias.  No entanto, dado ao enorme déficit de produção foi, mesmo assim, impossível parar o afundamento de frequência, pelo que todas as unidades de geração ainda em serviço foram sucessivamente desligadas por atuação das suas proteções de frequência, dando-se o colapso total do sistema. Passaram muito poucos segundos após a perda de geração em Espanha, como explicam os especialistas do INESC TEC.

A resposta operacional à perturbação incluiu, desde logo e também, a ativação do controlo primário de frequência e a mobilização de reservas secundárias e terciárias, ainda durante os momentos iniciais da perturbação.

A reposição do serviço

Como é que tentaram recuperar o sistema? Face ao black-out seguiu-se implementação de procedimentos de black-start. As centrais com contratos de black-start (capacidade de arranque autónomo) em Portugal foram ativadas, Castelo de Bode e Tapada do Outeiro, criando-se ilhas elétricas em torno destas e fazendo a religação de pequenas cargas por pequenos passos (primeiro com passos de aproximadamente 5 MW, e depois de 10 MW e 30 MW).

“Este processo levou naturalmente algum tempo, porque uma reposição demasiado rápida poder ia levar a grandes variações de frequência e tensão, conduzindo a novos colapsos do sistema, o que aliás até ocorreu”, como explica Luís Seca.

 

Verdade é que, até às 22h00, a Rede Elétrica Espanhola (REE) já tinha consigo restaurar 43,3% da procura e “reenergizar” 421 das 680 subestações (62%), com o fornecimento a exceder os 90% na madrugada de terça-feira. Em Portugal, no mesmo horário, a Rede Elétrica Nacional (REN) conseguiu restabelecer energia a 85 das suas 89 subestações e estações de corte, permanecendo apenas Trafaria, Divor, Estremoz e Portimão sem energia. Nesse momento, cerca de 2,5 milhões de consumidores portugueses já tinham eletricidade, estando já restabelecida a interligação com a rede europeia e, ao final da noite, a quase totalidade do consumo em Portugal.

O apuramento das causas e as lições a aprender

“Como em todos os blackouts há que perceber o que ocorreu, e em particular o que esteve na origem da saída de serviço de geradores em Espanha que provocaram a sequência de acontecimentos descritos. A análise post mortem de registos de atuação temporal das diferentes proteções e a evolução temporal de tensões e frequências irá permitir perceber o incidente. Eventualmente deverão também ser realizados estudos para reproduzir as condições de operação pré-perturbação e perceber o que esteve na origem do incidente”, explica João Peças Lopes.

Luís Seca e João Peças Lopes acrescentam que, embora as causas específicas ainda estejam sob investigação, “a análise dos resultados de avaliação da origem de situações semelhantes aponta para três possíveis fatores: a perda súbita de geração (contingência n-2) de geração; a baixa inércia do sistema num quadro de alta penetração de renováveis, que torna o comportamento da frequência mais sensível a desequilíbrios; e problemas de excursões e de tensão e seu controlo”.

“As oscilações de frequência entre áreas do sistema ibérico e dos países bálticos está associado a um problema designado na literatura como de estabilidade de pequeno sinal, em que oscilações de potência gerada induzem variações de frequência e flutuações de tensão que podem ter valor elevado. Em sistemas fracos, com baixa potência de curto-circuito, mesmo pequenas perturbações de ângulo podem causar oscilações de tensão significativas”, acrescenta ainda João Peças Lopes.

Efetivamente, essas oscilações, também conhecidas como LFO (low frequency oscillations), constituem um fenómeno em que grupos de máquinas síncronas de diferentes regiões oscilam fora de fase (0,1-2,0 Hz) e podem gerar desvios que o sistema não consegue conter. Estas oscilações estão associadas a oscilações eletromecânicas que surgem das interações entre massas girantes de geradores síncronos, sistemas de excitação, estabilizadores de sistemas de potência (Power System Stabilizers -PSS) e controladores de conversores eletrónicos de potência.

“Se não forem devidamente amortecidas, podem causar danos aos equipamentos, desconexão de geração e, no pior cenário, induzir fenómenos de falha em cascata que podem conduzir à perda total de fornecimento de eletricidade. Não será, pois, de desconsiderar a eventual ocorrência de fenómenos deste tipo no incidente que deu origem ao black-out”, esclarece João Peças Lopes, que acrescenta que “não são ainda de descartar fenómenos de instabilidade associados ao comportamento dos conversores eletrónicos dos geradores eólicos e solares PV, em que estes podem oscilar entre si”.

Não é a primeira vez que um apagão destes acontece, embora a escala tenha sido menor

Houve já outros eventos significativos de instabilidade na rede europeia. Por exemplo, a 24 de julho de 2021, ocorreu uma separação semelhante do sistema elétrico europeu continental, quando a Península Ibérica (Portugal e Espanha) foi separada do resto da Europa devido a uma série de eventos em cascata desencadeados por um incêndio florestal na região de Moux, no sul de França. Este incêndio causou falhas nas linhas de transmissão Baixas-Gaudière, levando à sobrecarga das linhas de interligação remanescentes entre França e Espanha, à perda de sincronismo e, finalmente, à separação completa do sistema. A península experimentou uma queda de frequência significativa (mínimo de 48,65 Hz), o que provocou a saída de serviço por deslastre frequecimétrico de bombagem e outras cargas, e alguma geração renovável, que estava ligada à rede de distribuição, tendo sido possível salvar o sistema de um apagão. Nessa altura a velocidade de degradação da frequência foi mais lenta – 0,7 Hz/s de taxa de diminuição da frequência.”, refere Luís Seca.

Lições a retirar

De todo este processo há que retirar conclusões sobre a forma de como explorar um sistema com um volume tão elevado de produção de eletricidade baseada em conversores eletrónicos do tipo grid following, no jargão anglo-saxónico (quase 80 % em Espanha).

Clara Gouveia, administradora do INESC TEC e também ela investigadora na área dos sistemas de energia, explica que “alguns operadores da rede de transmissão europeia, incluindo a REE, têm vindo a instalar sistemas denominados Wide Area Monitoring (WAM), que, com base nas PMUs, lhes permite monitorizar as condições de estabilidade do sistema e detetar perturbações, como as identificadas no dia 28 de abril, gerando alarmes que alertam os operadores do sistema. A implementação alargada destes dispositivos é essencial para os atuais sistemas elétricos, permitindo uma análise detalhada dos eventos e a definição de ações corretivas”.

“Estes sistemas estão, no entanto, a evoluir para considerarem funções de suporte à operação em tempo real, integrando também funções de proteção e controlo (WAMPAC), que associam à monitorização ações de controlo automáticas, por exemplo, o despacho automático dos geradores ou a abertura de linhas de interligação entre as diferentes áreas da rede (por exemplo, as interligações França-Espanha), que assegurem a integridade do sistema e sejam capazes de evitar eventos de falha em cascata.  Estes sistemas permitirão simplificar a análise, deteção e mitigação de eventos complexos, tendo em conta características de estabilidade observáveis, sem necessidade de pré-definir combinações ou sequências de eventos”, refere a administradora do Instituto.

Ricardo Bessa, investigador do INESC TEC onde coordena a área de sistemas de energia, e João Peças Lopes explicam que os operadores de sistema devem continuar a instalar ferramentas de monitorização de segurança dinâmica face a incidentes, que os alertem para condições de operação limite e lhes permitam identificar procedimentos de controlo preventivo e corretivo em tempo útil, bem como definir através de simulação e aprendizagem automática, em fase de planeamento operacional do sistema (e.g., dia seguinte), um conjunto de medidas corretivas para as contingências mais severas do sistema.

Mas o que são estas ferramentas? Os investigadores explicam que podem corresponder a gémeos digitais (Digital Twins) do sistema elétrico, reproduzindo assim o comportamento esperado do sistema face a perturbações. “O recurso a Inteligência Artificial (IA) tem sido frequentemente apontado como uma solução promissora para enfrentar este tipo de eventos. No entanto, eles são caracterizados por terem uma probabilidade extremamente baixa — e, por conseguinte, sem registos históricos suficientes para aprendizagem automática — e também se desenrolam em escalas temporais da ordem dos milissegundos a segundos o que os torna, por vezes, mais rápidos do que o tempo de inferência de algoritmos de IA modernos e até do tempo de reação humana”, explica Ricardo Bessa.

“Por este motivo, apenas a hibridização da IA com as equações físicas que regem o funcionamento do sistema elétrico, a sua interoperabilidade com outras ferramentas já implementadas nos centros de despacho e controlo, e a existência de uma interface adequada com o operador humano poderão garantir um impacto verdadeiramente positivo no processo de tomada de decisão”, continua.

De acordo com o investigador, em última análise, o que se exige ao nível do software são soluções capazes de acelerar a capacidade de simulação e proporcionar uma análise a priori do impacto de eventos na rede, construindo depois assistentes virtuais para a operação da rede. Estas soluções devem considerar tanto fatores internos à infraestrutura — como o nível de inércia ou o envelhecimento dos ativos — como fatores externos, nomeadamente a crescente influência de fenómenos atmosféricos extremos e de ciberataques. Acresce ainda que estes eventos tendem a propagar-se no espaço e no tempo, nem sempre afetando áreas geograficamente próximas.

“Importa também referir a necessidade de adoção de metodologias probabilísticas, em detrimento de metodologias determinísticas, capazes de quantificar a probabilidade de ocorrência de um determinado evento e o impacto da sua ocorrência, permitindo uma quantificação do risco e a eficácia de ações preventivas.”, conclui.

Para Bernardo Silva, também ele investigador do INESC TEC, importa, sobretudo, avaliar se o sistema elétrico precisa de mais equipamentos para o ajudar a manter-se estável, mesmo quando há falhas ou mudanças rápidas.

Nesse campo, também João Peças Lopes esclarece que “é preciso avaliar se há necessidade de instalar e de afinar sistemas de estabilização (PSS – Power System Stabilizers) ou re-calibrar PSS já em operação que podem estar associados a máquinas síncronas, FACTS ou a conversores eletrónicos que operem em modo grid forming”.  A presença de conversores em modo grid forming – ou seja, equipamentos avançados que imitam os comportamentos das máquinas tradicionais da rede, as chamadas máquinas síncronas – permite emular o comportamento de uma máquina síncrona, participando no controlo de tensão e frequência do sistema. “Estes conversores podem ser associados a baterias, identificando estrategicamente quais os nós da rede de transmissão onde os instalar e dimensionando-os adequadamente de forma robusta, de maneira a garantir a sua eficácia em diversas configurações de exploração do sistema e perante várias classes de problemas de estabilidade (estabilidade transitória, estabilidade de frequência, estabilidade de tensão, estabilidade de pequeno sinal, estabilidade associada aos conversores eletrónicos). Os conversores eletrónicos operando em modo grid forming podem colmatar eficazmente a redução de inércia síncrona do sistema, pois contribuem com inércia sintética para a operação do sistema”, explica o investigador.

E João Peças Lopes acrescenta ainda que “é, no entanto, essencial que o mercado de serviços de sistema considere a extensão dos serviços de regulação primária de frequência (FCR – Frequency Containment Reserves) e serviços de FFR (Fast Frequency Reserves), que poderão ser fornecidos por exemplo por sistemas de armazenamento de energia. A REN anunciou em janeiro o lançamento de um projeto piloto para a participação de FCR de fontes renováveis”.

Bernardo Silva, que é também docente na FEUP, acrescenta que “não obstante, e em complemento, torna-se necessária a avaliação da necessidade de utilização de grupos síncronos em modo de compensador síncrono, isto é, podendo funcionar como uma carga, do tipo motor, em baixo regime de potência (só alimentação das perdas da própria máquina), permitindo não só efetuar o controlo de tensão, mas também fornecer inércia síncrona à rede, útil para amortecer eventuais oscilações de frequência”.

Luís Seca faz referência a um documento publicado, em 2018, pela ENTSO-E, uma organização que reúne os operadores de redes elétricas de alta tensão de quase todos os países da Europa e que, em conjunto, são, entre outras questões, responsáveis por garantir o funcionamento seguro e estável da rede elétrica europeia. “A alteração de parâmetros dos sistemas de proteção é também uma medida muito importante para aumentar a resiliência da rede, conforme recomendado pela ENTSO-E no documento “Limited Frequency Sensitive Mode” (2018). Este documento prevê o alargamento dos limites de frequência para os módulos de geração, que devem permanecer ligados entre 47,5 Hz e 51,5 Hz por pelo menos 30 minutos. Paralelamente, devem ser implementados sistemas de resposta coordenada a sobrefrequência (LFSM-O, ativado a 50,2 Hz) e a subfrequência (LFSM-U, ativado a 49,8 Hz), com tempos de resposta adequados para cada tecnologia. Estas medidas visam evitar deslastres desnecessários de geração durante perturbações graves, como separações de sistema, proporcionando tempo para que os operadores implementem medidas corretivas e mantenham a estabilidade da rede”, explica Luís Seca.

Os especialistas estão de acordo com o que importa destacar: é que existem soluções técnicas que permitem operar com segurança os sistemas elétricos com grandes volumes de produção renovável ligada à rede através de conversores eletrónicos. “A Madeira e os Açores têm histórias de sucesso para contar com a integração de grandes volumes de produção renovável, operando as suas redes com conversores em modo grid forming onde é possível emular inércia sintética, controlar tensão e frequência com excelente desempenho, garantido a estabilização de fenómenos transitórios de forma muito rápida. Há assim que transpor e adaptar para as redes continentais alguma da experiência de sucesso recente de operação destes sistemas insulares”, explica João Peças Lopes.

O tema incontornável das infraestruturas críticas

Em jeito de conclusão, o que aconteceu no dia 28 de abril de 2025, veio recordar a relevância e importância da rede elétrica na sociedade atual e na fiabilidade e resiliência de outras infraestruturas críticas como por exemplo as infraestruturas de telecomunicações e os sistemas de abastecimento de água, temas, aliás, que o INESC TEC tem vindo a debater nos seus fóruns de discussão (por exemplo a última do Fórum do outono – aqui e aqui – foi dedicada a este tema). Sobre o que se passou nas telecomunicações no dia do apagão dedicaremos outra edição do INESC TECWatch.

Recordamos apenas, e ainda, que o Decreto-Lei n.º 22/2025, de 19 de março, estabelece os procedimentos para a identificação, proteção e resiliência das infraestruturas críticas nacionais. O Decreto-Lei estabelece a obrigação da definição de planos de resiliência para cada infraestrutura crítica e prevê sanções em caso de incumprimento. Prevê também o procedimento de identificação nacional de riscos e a definição da estratégia nacional de resiliência. No caso do sistema elétrico de energia, estas infraestrutura incluem por exemplo a rede elétrica de transporte, distribuição, subestações, produção de eletricidade, sistemas de armazenamento de energia e agregadores.

De acordo com a administradora Clara Gouveia, “a identificação de risco e de planos de segurança é muito relevante. No entanto, é importante que os operadores das infraestruturas críticas disponham de enquadramento regulatório adequado para a definição de planos de investimento que integrem critérios associados à resiliência dos sistemas. Esse planeamento deve também ser integrado, considerando as interdependências entre as diferentes infraestruturas, considerando como parte da solução novas tecnologias digitais e a flexibilidade de recursos energéticos distribuídos (i.e produção renovável, sistemas de armazenamento de energia e cargas flexíveis)”.