Em abril de 2026, pela primeira vez na história, a energia solar e eólica geraram mais eletricidade a nível mundial do que o gás natural. Foram 531 TWh contra 477 TWh — uma diferença de 54 TWh que representa mais do que o consumo anual de eletricidade de Portugal inteiro. No mesmo mês, Portugal registou 19 dias diferentes em que a produção renovável foi suficiente para cobrir 100% do consumo nacional. Parece o cenário ideal. Só há um problema: a rede elétrica europeia não foi construída para isto.
O milestone registado pela Ember Energy no seu relatório Global Electricity Review de 2026 é histórico, mas enganadoramente otimista. Cinco anos antes, em abril de 2021, o gás gerava 476 TWh — praticamente o mesmo que hoje — enquanto a solar e eólica somavam apenas 245 TWh, cerca de metade. O crescimento das renováveis foi notável: a China aumentou a produção solar em 55% face a 2025, a Índia cresceu 30%, e a UE bateu recordes mensais de produção eólica em março de 2026. Mas este sucesso expôs uma fragilidade estrutural que os operadores de rede europeus conhecem bem: a malha de transporte de eletricidade não está dimensionada para uma produção distribuída e intermitente a esta escala.
O paradoxo português
Portugal é um caso de estudo fascinante e, ao mesmo tempo, um alerta para o resto da Europa. Em 2025, o país atingiu 71,2% de eletricidade de origem renovável — um recorde absoluto, segundo a REN. A capacidade instalada renovável portuguesa é de 21,6 GW, mais do dobro do pico de procura (cerca de 9,5 GW). Em novembro de 2024, Portugal manteve-se 149 horas consecutivas (6,2 dias) a funcionar exclusivamente com energias renováveis. Em março de 2025, a produção renovável atingiu uns impressionantes 110,2% da procura, com o excedente a ser exportado para Espanha.
Portugal tem vento (8,4 GW instalados), sol (4,9 GW, duplicados desde 2022), água (7,6 GW de hídrica, incluindo bombagem) e uma das redes inteligentes mais avançadas da Europa — o Inovgrid da E-REDES cobre 100% dos consumidores com mais de 6 milhões de contadores inteligentes, um dos maiores rollouts de AMI (Advanced Metering Infrastructure) do continente. Se a geografia e a tecnologia permitem, porque é que a energia limpa portuguesa não está a ajudar a Europa a reduzir a dependência do gás?
Resposta curta: os Pirenéus
A Península Ibérica está ligada ao resto da Europa por uma capacidade de interconexão de apenas 2,8 GW — essencialmente, duas linhas de alta tensão que atravessam os Pirenéus e o interconetor HVDC INELFE (Celso Furtado), com 2,0 GW, enterrado sob a fronteira franco-espanhola desde 2015. Para contexto, a capacidade de interconexão entre a França e a Alemanha é de cerca de 4,5 GW, e entre a Alemanha e os seus vizinhos do norte chega aos 8 GW.
O mercado ibérico é uma ilha energética. Produzimos energia limpa em excesso, mas não temos por onde a exportar. A única saída é um gargalo de 2,8 GW que a UE classifica como o maior estrangulamento infraestrutural da política energética europeia.
— Fonte do setor energético português
Portugal produz 21,6 GW de renováveis, mas só pode exportar 3,0 GW para Espanha. E Espanha, por sua vez, está limitada a 2,8 GW para França. O resultado é energia limpa presa na Península.
O projeto que pode mudar tudo: Golfo da Bizcaia
A solução para este gargalo chama-se Golfo da Bizcaia (Golfe de Gascogne / Biscay Gulf). É um interconetor submarino HVDC de 2 × 1 GW (2,0 GW no total), com 370 km de extensão (236 km submarinos + 134 km enterrados em terra), que ligará o norte de Espanha ao sudoeste de França por baixo do mar. O custo estimado é de €1,75 a 2,0 mil milhões, financiado parcialmente pela UE como Projeto de Interesse Comum (PCI).
O projeto foi lançado pela Redeia (Espanha) e RTE (França), e usa tecnologia HVDC VSC (Voltage Source Converter) da Siemens Energy ou Nexans. A construção começou com estudos ambientais complexos (a travessia do cânion submarino de Capbreton, uma zona Natura 2000) e a entrada em operação está agora prevista para 2028–2029. Com o Golfo da Bizcaia operacional, a capacidade total de interconexão Espanha-França passaria para cerca de 4,8 GW — ainda longe dos 15% de meta europeia para 2030, mas já suficiente para aliviar o maior gargalo.
Apagões a aumentar: o que está a acontecer
Enquanto a infraestrutura não acompanha a produção, os apagões multiplicam-se na Europa. Dados da ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) mostram um aumento consistente de perturbações significativas na rede desde 2023:
— Junho de 2025 (Balcãs Ocidentais): Um incêndio numa subestação de 400 kV perto de Podgorica, Montenegro, desencadeou uma cascata que deixou mais de 2 milhões de pessoas sem eletricidade durante 6 a 14 horas. A onda de calor que aumentou subitamente o consumo foi o gatilho; a falta de redundância na rede foi a causa real.
— Janeiro-Fevereiro de 2025 (Dunkelflaute): Um anticiclone prolongado manteve a Europa Central e Ocidental sem vento e sem sol durante 17 dias. Os preços horários da eletricidade dispararam para €600/MWh em França e Alemanha. O Reino Unido ativou centrais a carvão de emergência. A rede sobreviveu por margens inferiores a 1 GW — um susto que os operadores não esquecerão.
— Janeiro de 2025 (Storm Éowyn): Rajadas de 183 km/h na Irlanda forçaram o desligamento automático de parques eólicos. A produção eólica irlandesa caiu de 4,3 GW para 0,6 GW em 3 horas. A rede foi salva por um interconetor de 1,8 GW com o Reino Unido — exatamente o tipo de infraestrutura que a Península Ibérica não tem com o resto da Europa.
— Outubro de 2024 (Storm Kirk — Portugal): A mesma tempestade que atingiu Portugal e Espanha deixou 180 mil pessoas sem eletricidade em Portugal e 350 mil em Espanha, devido a subestações alagadas e linhas de alta tensão derrubadas. Em zonas rurais, a reposição demorou 3 a 5 dias.
O armazenamento: a peça que falta
Se as interconexões são o sistema circulatório da rede elétrica europeia, o armazenamento é o pulmão. E Portugal tem aqui outra vantagem estratégica. O Complexo do Tâmega da Iberdrola — 1.158 MW de bombagem hidroelétrica, um investimento de €1,5 mil milhões concluído entre 2022 e 2024 — é o maior projeto de armazenamento por bombagem da Europa dos últimos 25 anos. A barragem de Gouvães, o coração do sistema, tem 880 MW de potência de bombagem capazes de armazenar energia quando há excedente e libertá-la quando a procura aumenta.
A este juntam-se o Alqueva (520 MW de bombagem) e os projetos mais antigos de Salamonde II e Venda Nova II. Em 2023, Portugal realizou um leilão pioneiro na Europa para 500 MW de baterias (1 GWh de capacidade) com contratos de disponibilidade a 15 anos — o preço médio vencedor foi de €31.000/MW/ano, um valor que surpreendeu o setor pela competitividade. O objetivo nacional é atingir 3 a 4 GW de baterias até 2030.
O armazenamento é o negócio do século na energia. Quem tiver capacidade de armazenar energia quando ela é barata e vender quando é cara vai ditar o ritmo da transição energética. Portugal está na pole position.
— Analista do setor energético
O que está a ser feito (e o que falta fazer)
O cenário não é tão negro quanto parece. A União Europeia classificou o Golfo da Bizcaia como Projeto de Interesse Comum (PCI), o que acelera licenciamento e abre acesso a financiamento comunitário. A meta europeia de 15% de interconexão para 2030 está a pressionar os estados-membro a investir. E, pela primeira vez, o custo político de não investir está a tornar-se superior ao custo de investir — especialmente depois do susto da Dunkelflaute de 2025.
Mas há problemas que o mercado não resolve sozinho. O licenciamento ambiental do Golfo da Bizcaia enfrentou atrasos significativos — a travessia do cânion de Capbreton, uma zona de elevado valor ecológico, exigiu anos de estudos de impacto ambiental. As baterias, embora cada vez mais baratas, ainda precisam de escala para substituir a flexibilidade que as centrais a gás oferecem durante períodos de pouca produção renovável. E a modernização das redes de distribuição — especialmente em zonas rurais — continua a ser um desafio de financiamento.
Portugal pode não ser a salvação da Europa, como o título sugere com alguma ironia. Mas é, sem dúvida, um laboratório do que funciona e do que não funciona na transição energética. Com 71% de renováveis, uma rede inteligente de topo, capacidade de armazenamento de ponta e um excedente de produção que não consegue escoar, o país é simultaneamente o exemplo a seguir e o aviso a ter em conta. Se a Europa não resolver o gargalo dos Pirenéus, a transição energética terá um tecto — e esse tecto é de 2,8 GW.
Enquanto o Golfo da Bizcaia não estiver operacional (2028–2029), a Península Ibérica continuará a ser uma ilha energética — com excedente de produção limpa que não chega ao resto da Europa.
Feito por humanos — Portugal Binário
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