A Espanha teve de limitar durante três horas as suas exportações de eletricidade para a França, Portugal e Marrocos para preservar a estabilidade do sistema elétrico nacional. A decisão foi adotada pela Red Eléctrica (REE) no passado dia 5 de novembro, entre as 19.00 e as 22.00 horas, num contexto de escassa produção de energias renováveis e disponibilidade limitada de centrais convencionais. A medida, adiantada neste sábado pelo Cinco Días, despertou preocupação no setor energético devido às dificuldades em garantir reservas de geração suficientes durante determinados momentos do dia.
O episódio ocorreu quando a Espanha ainda não tinha entrado nos meses de maior consumo elétrico do inverno. Segundo os dados analisados pela consultora Nera, o consumo rondava os 34.000 megawatts (MW), um valor inferior aos picos que podem registar-se durante as ondas de frio. No entanto, a combinação de uma queda na produção eólica, a ausência de geração solar nessas horas e as indisponibilidades de algumas instalações convencionais reduziu a margem de manobra do operador.
A Red Eléctrica confirmou ao Cinco Días que restringiu a capacidade de intercâmbio disponível para os mercados com o objetivo de conservar a geração necessária para atender possíveis desequilíbrios. O operador sustenta, além disso, que essas limitações fazem parte das ferramentas habituais de gestão do sistema em situações de baixa produção renovável e elevada indisponibilidade de centrais térmicas.
O que aconteceu a 5 de novembro para que a Espanha limitasse as suas exportações
A explicação do episódio está na combinação de vários fatores que coincidiram durante as primeiras horas da noite. Às 20.00 horas do dia 5 de novembro, a geração solar era praticamente nula, como acontece habitualmente após o pôr do sol. A essa circunstância juntou-se uma contribuição especialmente reduzida da energia eólica.
Segundo a análise elaborada pela consultora Nera com base nos dados da Red Eléctrica, os parques eólicos espanhóis produziam apenas 1.400 MW, apesar de a potência instalada desta tecnologia rondar os 33.000 MW. A diferença não significa que as instalações estivessem avariadas, mas sim que a ausência de vento suficiente limitava a sua produção naquele momento.
A energia nuclear também não estava a funcionar em plena capacidade. Duas centrais encontravam-se indisponíveis, o que reduzia a geração nuclear até aproximadamente 5.000 MW.
Diante desta situação, as centrais de ciclo combinado de gás natural tiveram que assumir uma parte considerável da demanda. Produção atingiu 16.800 MW, com todas as instalações disponíveis já em funcionamento. A capacidade operacional desses ciclos situava-se em torno de 18.500 MW, de modo que mal sobrava margem para aumentar rapidamente a sua contribuição.
O resultado foi um sistema com eletricidade suficiente para atender o consumo ordinário, mas com uma reserva mais ajustada para responder a possíveis imprevistos.
Por que a Red Eléctrica decidiu frear as vendas para França, Portugal e Marrocos
Para entender a decisão, é necessário distinguir entre a eletricidade que está sendo consumida e a capacidade adicional que deve ser mantida disponível por segurança.
A Red Eléctrica tem a obrigação de equilibrar a geração e a demanda o tempo todo. Além disso, precisa dispor de reservas para agir quando uma central deixa de produzir inesperadamente, aumenta o consumo ou se registra um desvio em relação às previsões.
Nesse caso, o operador optou por limitar a capacidade comercial de exportação para conservar recursos de geração dentro do sistema espanhol. Assim, podia dispor de uma maior margem para responder a possíveis desequilíbrios sem comprometer o fornecimento interno.
A medida afetou as trocas com França, Portugal e Marrocos, embora seja importante precisar que não significou um desligamento físico da Espanha das redes elétricas de seus vizinhos.
De fato, as importações continuaram. Segundo a informação publicada pelo Cinco Días, a Espanha chegou a receber cerca de 1.400 MW da França, uma contribuição que ajudou a cobrir as necessidades do sistema.
A diferença é relevante: limitar as exportações não equivale a ficar sem eletricidade nem demonstra que houvesse um apagão iminente. Trata-se de uma medida de operação destinada a preservar as reservas disponíveis.
Houve risco de um novo apagão na Espanha?
O episódio gerou inquietação pelo precedente do apagão do dia 28 de abril de 2025, que deixou sem fornecimento grande parte da península ibérica. No entanto, não há informação que permita afirmar que a Espanha estivesse prestes a sofrer outro apagão no dia 5 de novembro passado.
A restrição das exportações foi uma atuação preventiva para garantir a segurança da operação. A sua aplicação evidencia que a margem de reserva era limitada, mas não demonstra por si só que teria ocorrido uma situação de perda de controlo do sistema.
Fontes do setor citadas pelo Cinco Días interpretam o que aconteceu como um sinal de tensão na rede elétrica. A consultora Nera também considera significativo que as limitações se aplicaram com uma demanda de cerca de 34.000 MW, inferior aos níveis que podem ser atingidos durante o inverno.
A preocupação concentra-se no que poderia acontecer se coincidissem temperaturas mais baixas, maior consumo, escassa produção renovável e várias centrais fora de serviço.
No entanto, a Red Eléctrica sublinha que a limitação de intercâmbios é um mecanismo conhecido e que pode resultar necessário em diferentes circunstâncias. Portanto, não deve confundir-se uma restrição preventiva com uma emergência elétrica declarada.
Havia ocorrido antes uma suspensão de exportações elétricas?
Embora não seja uma atuação habitual restringir simultaneamente as exportações para os três países, há antecedentes.
Segundo os dados públicos da Red Eléctrica citados pelo Cinco Días, entre janeiro de 2017 e dezembro de 2024 não se registaram limitações simultâneas deste tipo. Em dezembro de 2024, em contrapartida, ocorreram restrições durante 14 horas distribuídas entre os dias 11, 12 e 13.
Em 2025 também se contabilizaram 18 horas com limitações, das quais 14 corresponderam ao período do grande apagão peninsular de abril.
A principal diferença em relação ao episódio de novembro de 2026 é o contexto de consumo. As restrições de dezembro de 2024 coincidiram com o inverno, enquanto a atuação do passado dia 5 ocorreu quando a demanda ainda estava longe dos níveis mais elevados da temporada.
Além disso, a 6 de outubro deste ano já tinha sido registado outro episódio de tensão, durante o qual a Red Eléctrica reduziu de forma importante as exportações e recorreu à diminuição temporária do consumo industrial para equilibrar a rede.
O papel das indústrias e das centrais a gás para evitar problemas de abastecimento
A limitação das exportações não é a única ferramenta que a Red Eléctrica pode utilizar quando precisa de reforçar as reservas.
O operador dispõe também do Serviço de Resposta Ativa da Demanda (SRAD), um mecanismo pelo qual determinadas indústrias e outros consumidores participantes se comprometem a reduzir temporariamente seu consumo de eletricidade quando o sistema necessita.
Estas empresas recebem uma compensação econômica por se manterem disponíveis e, quando for o caso, por diminuírem efetivamente sua demanda. Não se trata de cortes generalizados para os lares, mas de um serviço específico de balanceamento com participantes previamente adjudicados.
Durante 2026, a Red Eléctrica utilizou este mecanismo em diversas ocasiões. Segundo os dados publicados pelo Cinco Días, desde setembro não tinham sido registradas novas ativações, embora o sistema continue disponível para responder a situações pontuais.
A importância desta ferramenta aumentará durante o próximo inverno. O leilão do SRAD previsto para 26 de novembro, correspondente ao primeiro semestre de 2027, contempla até 25 ordens de ativação, frente às 21 do período vigente. Trata-se de um incremento de aproximadamente 19% no número máximo de ordens.
O operador também solicitou às principais companhias elétricas que revisem seus calendários de manutenção para tentar dispor de mais instalações de geração durante os meses de maior demanda.
No entanto, as paradas das centrais nem sempre podem ser adiadas, especialmente quando respondem a revisões técnicas obrigatórias ou a avarias.
Esta situação pode afetar o preço da luz?
A restrição das exportações não implica necessariamente um aumento imediato na conta de eletricidade. Não há dados que permitam atribuir às três horas do dia 5 de novembro um aumento concreto na fatura dos consumidores domésticos.
O preço da eletricidade depende de numerosos fatores, entre eles a oferta disponível, a demanda, o custo do gás, as trocas internacionais e os serviços necessários para manter estável o sistema.
Quando diminui a geração renovável e aumenta a dependência dos ciclos combinados, o gás pode ganhar maior peso na formação do preço de atacado. No entanto, isso não significa que cada restrição de exportações provoque automaticamente um encarecimento da eletricidade.
Também existem custos associados aos mecanismos de ajuste utilizados para manter o equilíbrio entre geração e consumo. A Red Eléctrica lembra que esses serviços estão regulados e fazem parte do funcionamento ordinário do sistema elétrico.
A questão de fundo é como garantir recursos de geração e flexibilidade suficientes enquanto continua a aumentar o peso das energias renováveis. O episódio de 5 de novembro demonstra a importância de contar com reservas disponíveis quando a produção solar e eólica diminui, especialmente durante as horas noturnas.
Por agora, a atuação da Red Eléctrica permitiu manter a gestão do sistema sem que tenha sido comunicada uma interrupção generalizada do fornecimento associada a essas restrições. No entanto, a limitação simultânea das exportações para a França, Portugal e Marrocos reabriu o debate sobre a disponibilidade de centrais convencionais, a capacidade de armazenamento e a preparação do sistema elétrico espanhol para os próximos meses de inverno.