O apagão de 28 de Abril foi o de mais longa duração registado em Portugal, causando na península ibérica seis mortos confirmados (um em Portugal), mais centena e meia estimados pelo Instituto de Saúde Carlos III num estudo sobre taxas de mortalidade em Espanha, excluindo Portugal. Economicamente, associações empresariais avaliaram em milhares de milhões de euros os prejuízos sofridos na Península (mais de mil milhões em Portugal).
A 3 de Outubro foi publicado o primeiro relatório do painel de 40 peritos da ENTSO-E, a Rede Europeia dos Operadores de Sistemas de Transporte de Eletricidade, que, em 264 páginas, fez uma compilação detalhada de factos que acompanharam os eventos, embora esquivando-se a apontar relações de causa e efeito. Escrito numa linguagem técnica só acessível a especialistas, sobre ele a Comunicação social limitou-se a publicar algumas opiniões avulsas.
No seguimento resumirei parte do relatório, contextualizando-o com informação adicional e a experiência de décadas de ensino universitário e de análise de redes reais.
O primeiro evento importante da sequência que levou ao apagão foi o disparo de um grande transformador da Rede espanhola de Muito Alta Tensão (REE) em Granada, Andaluzia. Este disparo foi da responsabilidade da empresa proprietária, às 12h 32’ e 57,15’’, com o sol a pique. Terá sido a proteção contra sobretensões, no ponto a 220 kV onde era entregue a energia ao transformador, que atuou por alegadamente ter sido ultrapassada 110% da tensão normal, limiar para o qual estava parametrizada que agisse instantaneamente. À falta de comprovativo desta alegação, o relatório analisou outros registos de dispositivos próximos e, embora reconheça que a tensão estava alta no momento do disparo, desmente que o limiar alegado tivesse sido atingido, o qual de qualquer modo é inferior ao limite de 115% que os grandes produtores ligados a 220 kV devem suportar. Certo é que, com esse disparo, foram desligados 355 MW de produção fotovoltaica (adiante referida apenas por PV), solar térmica e eólica, que se somaram a 208 MW de eólicas e PV desligadas sem explicação a norte e a sul 4’’ antes, e a um aumento de carga de 317 MW no minuto anterior, também sem registo de causa mas compatível com a desligação súbita de PV na Baixa Tensão (montada em telhados), totalizando 880 MW.
Se a saída de tanta geração, em menos de um minuto, já desequilibrara gravemente a produção e o consumo de energia da rede ibérica, o que sucedeu 19’’ depois do evento anterior foi uma avalanche de disparos que, em menos de 3’’, retirou da produção mais 2.506 MW de produção renovável, principalmente PV (2.081,5 MW). O primeiro disparo foi de uma linha em Badajoz que escoava 528 MW de geração PV, imediatamente seguida de outros disparos entre Badajoz e Cáceres, todos sem registos que os expliquem, tal como aos subsequentes ocorridos em Huelva, Sevilha e Segóvia, adicionando 930 MW à geração desligada. Apesar da ausência de registos, o relatório assume que os disparos se deveram à atuação de proteções contra sobretensões, embora dispositivos próximos não tenham registado mais que 108,5% de tensão antes dos primeiros disparos, valor alto mas dentro dos limites que os produtores devem suportar. Após esses primeiros disparos a tensão subiu acima do limiar operacional das proteções e a derrocada precipitou-se.
Após a desligação intempestiva de tanta produção, o desequilíbrio entre geração e consumo causou a queda progressiva da frequência das grandezas elétricas, expressando a desaceleração dos geradores tradicionais e a sua incapacidade de compensarem a produção perdida. A rede encaminhou-se para o apagão e os planos de defesa respetivos começaram a atuar, mas por agora focar-me-ei na análise do contexto das sobretensões que levaram ao disparo da geração PV.
Nas províncias da Andaluzia e da Estremadura houve um grande aumento da instalação de parques PV desde 2020, em particular entre Badajoz e Cáceres, de forma que, no momento do apagão, a geração PV espanhola cobria 70% do consumo nacional. Dado que nessas regiões do sudoeste de Espanha a densidade urbana é baixa, a produção de energia PV não encontra aí consumo local significativo, e é na maioria escoada para o centro e o nordeste de Espanha, por longas linhas de Muito Alta Tensão. Era essa a situação na manhã de 28 de Abril, com o sudoeste de Espanha a exportar 11 mil MW, 40% do consumo nacional, para Norte, Leste e Portugal.
Ora, há uma tendência para as linhas longas de Muito Alta Tensão fazerem subir a tensão, quando a energia que transportam é pouca face à sua capacidade máxima, tensão que se exceder certos limites pode danificar os equipamentos. Para o controlo da tensão a gíria da especialidade usa uma entidade que lhe está estreitamente associada, a “potência reativa”, que é usada por toda a legislação e pela operação das redes. Embora conhecida como “potência”, a reativa não requer nenhuma fonte de energia real nem é usável pelos consumidores. A relação entre reativa e tensão é predominantemente local, isto é, a produção ou absorção de reativa faz respetivamente subir e descer a tensão na proximidade do ponto da rede onde se verifica.
Em Espanha, à medida que a geração PV vinha a aumentar desde 2020, os fenómenos de tensão elevada e de disparos de geração também vinham a crescer, mas no dia 28 de Abril a situação descontrolou-se. Para mitigar as sobretensões, na própria rede o seu operador pode desligar linhas, ligar dispositivos que absorvem reativa, as reactâncias shunt, e manipular tomadas dos transformadores que ligam a rede de 400 kV à de 220 kV e outras. Porém, todos esses meios são de manobra lenta e, naquele dia, prevendo um aumento da produção renovável, o operador desligou reatâncias shunt e ligou mais linhas, na meia hora que antecedeu o desastre, aumentando a produção de reativa e, com isso, a tensão, sendo incapaz de reagir a tempo nos minutos em que a geração PV se revelou menor que o esperado.
Outro mecanismo mitigador de sobretensões são os geradores convencionais (síncronos), os únicos que criam tensão numa rede mas, por um lado, para dar espaço à geração renovável, havia poucos ligados, e por outro lado a sua capacidade de absorção de reativa é limitada, pelos seus requisitos de estabilidade, a valores regulamentados de 30% da sua potência máxima. Na ocasião, era o que estes estes geradores estavam a absorver, portanto a fazerem o seu melhor. Restavam os próprios produtores renováveis, aqueles onde as sobretensões levaram ao disparo.
Regulamentações de 2014 em Espanha e de 2010 em Portugal limitam a 20% da potência máxima a capacidade de geração e absorção de reativa pelas gerações ligadas à rede por inversores eletrónicos, como é o caso das PV e das eólicas. É um valor menor que o da geração clássica mas, segundo o relatório da ENTSOE-E, na manhã que antecedeu o apagão, apesar do valor de referência do operador da rede espanhola ser esses 20%, o conjunto de produtores PV apenas estava a absorver metade disso, e as eólicas ainda menos, 0 a 5%. Estes valores foram insuficientes para mitigar as sobretensões onde a produção PV predominava, levando ao seu disparo.
É de notar que em 2016 a União Europeia aprovou um código de rede definindo requisitos da ligação de geradores à rede elétrica, que foi transposto para as legislações espanhola, portuguesa e francesa em 2020. Todavia, os limites de reativa produzível e absorvível pelas renováveis foi deixada ao critério de cada país, e não foi alterada em Espanha. Tem, por isso, interesse entender as possíveis razões para isso.
Embora relativamente independentes, existe uma relação entre os limites de reativa operáveis pelos produtores e os da potência útil, gerada nas células PV, aerogeradores e turbinas, e usável pelos consumidores. Para que a capacidade máxima da interface elétrica à rede não seja ultrapassável, quando a produção ou absorção de reativa atinge 20% dessa capacidade, a de potência útil não pode ultrapassar 98%. Aumentando a produção ou absorção de reativa para 31%, a da potência útil não poderá ultrapassar 95%, e aumentando para 44% esta fica limitada a 90%. Ora, sendo a potência útil a que é vendida, compreende-se que não seja do interesse dos produtores sacrificarem qualquer parcela de energia comercializável ao fornecimento de um serviço que não é remunerado (reativa). A limitação a 20% da obrigação de produzir e absorver reativa traduz uma condescendência do legislador para com tal interesse dos produtores, pois a redução em 2% da potência máxima útil (de 100 para 98%) é quase nada. No entanto, tradicionalmente era exigido à produção clássica que a capacidade de operar reativa atingisse pelo menos 35%, sem que o prejuízo que isso lhe acarretava fosse pago. Considerava-se, simplesmente, que tal fazia parte das obrigações acessórias de um produtor, que para o efeito dimensionava a parte do seu equipamento envolvida.
Um exemplo de como o referido limite de 20% é demasiado pequeno é o valor exigido pela legislação francesa já desde 2003, não alterado para as renováveis nas suas posteriores revisões, e que é de 32% (com pequenas variações dependentes de detalhes técnicos). Este valor limita a potência útil vendável em simultâneo a 95%, menos que os 98% ibéricos. Acresce que a regulamentação francesa estipula um ajuste automático da operação de reativa aos desvios de tensão, ao contrário das ibéricas, mas essa capacidade de ajuste é de menor importância quando a capacidade de reativa é de apenas 20%.
Para melhor entender a restrição ibérica, é de notar que a potência útil gerável em renováveis intermitentes raramente atinge os 100%, em particular nas PV. O pico de irradiação solar na península Ibérica é em Julho e, em Abril, mês do apagão, o máximo atingido ao meio-dia não chega a 85% daquele pico. As razões evocáveis para limitar a reativa a 20% são pois, no caso da geração PV, injustificáveis. É ainda de notar que o sobredimensionamento em 5% para que as instalações PV e eólicas possam suportar toda a potência útil mais 32% de reativa, apenas se aplica à interface à rede dessas instalações e em especial aos inversores, cujo custo não ultrapassa 5 a 10% do total das mesmas.
Em suma, não se encontra justificação técnico-económica para a insuficiente exigência de absorção de reativa pela geração fotovoltaica que esteve na origem do apagão de Abril.
Outro comportamento anómalo que tudo indica ter acompanhado o disparo das produções PV foi o das suas proteções de sobretensão. Estas são dispositivos que reagem à ultrapassagem de um limiar programado da tensão desligando equipamentos, após o fenómeno persistir por um tempo também programável. No caso vertente, há evidência de que tanto esses limiares de tensão como as temporizações eram demasiado baixos, apesar de os responsáveis não terem aparentemente guardado registo do sucedido, o qual as próprias proteções modernamente fazem e memorizam. Sendo estes valores programados por técnicos, é conhecido que, da parte dos proprietários, há frequentemente uma tendência para a hipersensibilização das proteções, visando salvaguardar a integridade dos seus equipamentos. Porém, o reverso dessa prática é a por vezes desnecessária saída da rede de equipamentos críticos, com os correspondentes danos para todo o sistema e, caso o resultado seja um apagão, para toda a sociedade. A forma de evitar tais práticas é o legislador, diretamente ou por delegação no operador da rede, impor claramente os valores de programação das proteções, como sucede, por exemplo, em França, e penalizar pesadamente as práticas que possam levar a apagões.
Professor jubilado do Instituto Superior Técnico
