Em declarações por escrito à Lusa, no âmbito do Dia Mundial da Energia, Pedro Verdelho sublinhou que incidentes desta natureza exigem a identificação rigorosa das causas e a adoção de soluções técnicas e organizativas para evitar repetições futuras.

Segundo as informações disponíveis, adiantou, a origem do colapso situou-se no sul de Espanha, onde uma falha súbita de geração causou um desequilíbrio entre oferta e procura. Os mecanismos automáticos de reserva e deslastre de carga — que desligam parte do consumo para evitar colapsos — revelaram-se insuficientes para travar a falha em cadeia.

“Importa averiguar quais foram as causas que originaram esse colapso massivo, mas seguramente o relatório do ENTSO-E [Rede Europeia de Operadores de Transporte de Eletricidade] o fará”, afirmou, lembrando que o primeiro documento deverá ser apresentado no prazo de seis meses.

Questionado sobre a possibilidade de um evento semelhante voltar a acontecer, Pedro Verdelho detalhou que os sistemas elétricos estão preparados para resistir a diversos eventos extremos. No entanto, quando ocorrem várias falhas improváveis em simultâneo, torna-se “quase impossível evitar uma falha de fornecimento”. Ainda assim, lembrou que um apagão com esta magnitude não se verificava há mais de 40 anos.

Na sequência do incidente, foram ativadas centrais com capacidade autónoma de arranque (‘blackstart’) – Castelo de Bode e Tapada do Outeiro. E como o responsável apontou, a ERSE já determinou à REN a contratação de mais duas centrais com essa capacidade — Baixo Sabor e Alqueva — que deverão entrar em funcionamento a partir de 01 de janeiro de 2026.

Sobre as lições a retirar um mês após o apagão, reforça que a investigação em curso permitirá “identificar elementos fundamentais para as medidas concretas a adotar”. Mas sublinha que “os fortes impactos destes incidentes na sociedade impõem a identificação da causa do problema e a implementação de melhorias nos mecanismos de prevenção, mitigação, restabelecimento do serviço e comunicação em situação de crise”.

Lembrando que a transição energética e a crescente penetração de renováveis introduzem novos desafios, nomeadamente a redução da inércia do sistema, o que acentua as variações de frequência e exige um controlo mais rápido da potência, o presidente da ERSE defende que para mitigar estes efeitos o sistema deverá manter geradores síncronos, modernizar os reguladores de potência dos inversores e incorporar soluções como baterias com controlo avançado.

“Todas estas soluções estão disponíveis e poderão ser utilizadas a par de uma maior digitalização da rede de forma custo-eficaz para assegurar uma rede resiliente, adaptada a um sistema energético cada vez mais descarbonizado”, afirmou o presidente da entidade.

A ERSE defende também que a resiliência deve começar ao nível local. Infraestruturas críticas como hospitais, sistemas de água, comunicações e elevadores devem estar equipadas com meios de abastecimento alternativo para garantir o funcionamento em situações de emergência.

Sobre o investimento na rede de distribuição, o regulador considera adequada a proposta da E-Redes no Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede de Distribuição de Eletricidade (PDIRD-E) para o período 2026-2030, no montante de 1,6 mil milhões de euros. “Sem prejuízo desta posição, a ERSE identificou alguns aspetos em que a proposta pode ser melhorada, no sentido de tornar mais clara a adoção de algumas opções tecnológicas e práticas inovadoras em termos de planeamento e gestão ativa da rede, e que têm vindo a demonstrar maturidade para tal”, comentou.

A versão final da proposta aguarda agora aprovação do Estado, enquanto concedente.