Este artigo foi originalmente publicado na edição nº 160 da Edifícios e Energia (Julho/Agosto 2025).
Em conversa com António Ferreira dos Santos, Doutorado em Sistemas Sustentáveis de Energia, ficamos a conhecer mais detalhes relativos ao apagão que ocorreu em 28 de Abril passado, os desafios para a rede eléctrica e as políticas energéticas e confirmámos a centralidade dos edifícios neste puzzle. “Os edifícios são peças centrais no novo modelo energético — flexível, equilibrado e descentralizado. A racionalização do consumo será, sem dúvida, uma das grandes alavancas da transição energética. E é precisamente nos edifícios — sejam eles residenciais, comerciais ou públicos — que essa racionalização pode ganhar escala”.
O recente apagão criou várias dúvidas. Questionou-se a descentralização ou a fiabilidade da rede eléctrica. Consegue explicar-nos o que está em causa?
A certeza que temos é de que os Sistemas Eléctricos são as “máquinas mais complexas do mundo” e onde tem de haver um equilíbrio constante no tempo entre a geração e o consumo. Agora, imagine manter este equilíbrio total na Rede Eléctrica Europeia (REE), que se prolonga de Portugal até à Estónia, onde um incidente num ponto da rede se pode propagar a países diferentes.
Por exemplo, de recordar o evento de 1 de Dezembro de 2016 aquando do disparo de uma linha de transporte na interligação de 400 kV (Quilovolt) entre Espanha e França e que provocou oscilações entre Espanha e a Turquia. Ou, então, o evento ocorrido a 24 de Julho de 2021, onde um grande incêndio no sul de França originou um evento cascata e que afectou as respectivas interligações com Espanha e, consequentemente, a rede eléctrica da Ibéria ficou separada (em ilha) da Rede Eléctrica Europeia.
O evento ocorrido a 28 de Abril de 2025 tratou-se de um incidente de grande impacto, estando, portanto, a sua análise abrangida pelo regulamento Europeu (EU) 2017/1485. Como ainda decorre a investigação, quaisquer conclusões podem ser, de momento, prematuras e incorrectas. Mais, de acordo com a Escala de Classificações de Incidentes da ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity), o apagão ibérico foi classificado como sendo do nível mais grave da escala internacional de incidentes (IC 3 – Blackout).
Do ponto de vista técnico, o que aconteceu?
A rede eléctrica deve garantir continuamente o equilíbrio entre a geração e o consumo, tendo como referência a frequência da rede e que, na Europa, é de 50 Hz (Hertz). Para enquadramento, no momento prévio ao evento, e segundo dados operacionais divulgados pela REN (Redes Energéticas Nacionais) e pela REE (Rede Eléctrica de España), Espanha estava com um consumo total de aproximadamente 33 GW (Gigawatts), exportando electricidade para Portugal, França e Marrocos. A geração consistia em cerca de 23 GW de Solar Fotovoltaico, 3 GW de Energia Eólica, 3.5 GW de Energia Nuclear, 1.5 GW de Centrais a Gás Natural de Ciclo Combinado, 1 GW de Biomassa e 1 GW de Solar Térmico. Em Portugal, o consumo era de 5.8 GW mais 2.1 GW de bombagem e importava cerca de 2.5 GW de Espanha (maioritariamente para consumo na bombagem reversível). A geração síncrona, à semelhança do que acontecia em Espanha, também era reduzida, 185 MW (Megawatt) fio-de-água, 270 MW de Centrais a Gás Natural de Ciclo Combinado, 90 MW Biomassa e 20 MW de Cogeração.
De acordo com a ENTSO-E, aproximadamente 30 minutos antes do blackout, foram sentidas oscilações na frequência da Rede Europeia (a primeira entre as 11:03 e as 11:07 e a segunda entre as 11:16 e as 11:22). Após a segunda oscilação, a tensão da Rede de Muito Alta Tensão (400 kV) situou-se entre os 390 – 420 kV, ou seja, ainda dentro dos limites de tensão operacional da Rede Eléctrica de Transporte de Muito Alta Tensão. De sublinhar que, neste momento, as trocas internacionais programadas de Espanha – todas no sentido da exportação – eram de 1.000 MW para França, 2.000 MW para Portugal e 800 MW para Marrocos. No entanto, às 11:32:57, 11:33:16 e 11:33:17 ocorreram perdas de geração no sul de Espanha (estimados cerca de 2.2 GW), o que resultou num aumento de tensão, levando consequentemente a uma perda de geração em cascata dos restantes geradores por actuação dos sistemas de protecção elétrica dos respectivos geradores.
Num espaço de apenas 30 segundos, verificou-se uma sequência rara de três perdas de geração que ultrapassaram os critérios de segurança do sistema (n-1 e n-2), desencadeando uma falha em cascata que levou ao colapso da rede.
A combinação destes factores, apesar de todas as medidas de mitigação existentes, teve impacto na qualidade de serviço e na fiabilidade da rede eléctrica. No entanto, de referir que as redes interligadas teoricamente são mais fiáveis do que as redes isoladas (ilhas, por exemplo), pois podem ser “socorridas” pelas respectivas interligações.
O que significa estar a funcionar em ilha? Significa sermos autossuficientes do ponto de vista energético?
Um sistema eléctrico em funcionamento em ilha é aquele que consegue satisfazer autonomamente as suas necessidades de consumo, recorrendo apenas à produção interna de Energia, sem qualquer ligação à rede eléctrica principal. Este tipo de operação exige um equilíbrio constante entre geração e consumo, o que implica controlo rigoroso de frequência e de tensão.
Por exemplo, a ilha do Porto Santo opera de forma isolada, tal como várias ilhas do arquipélago dos Açores, sendo estas consideradas living labs (laboratórios vivos) da transição energética, uma vez que funcionam completamente desligadas da rede continental. Nestes contextos, utilizam-se recursos endógenos (como eólica, solar, hídrica ou geotérmica) e sistemas avançados de gestão de Energia para garantir a estabilidade e resiliência da rede.
Comunidades de Energia Renovável
“Se tornar a acontecer um evento como este último, as CER estarão preparadas se tiverem armazenamento e um sistema de gestão de rede para operar em modo ilha.”
Além dos sistemas insulares, existem também micro-redes (industriais, hospitalares, militares, etc.) capazes de operar em modo ilha temporariamente, assegurando continuidade de serviço durante interrupções no fornecimento externo.
As Comunidades de Energia Renovável (CERs) também podem, tecnicamente, operar em modo ilha. No entanto, para isso é necessário que disponham não só de capacidade de produção local (geralmente solar fotovoltaica), mas também de sistemas de armazenamento de Energia, como baterias electroquímicas, de modo a assegurar a estabilidade e o fornecimento contínuo. Em Portugal, a adopção de sistemas de armazenamento ainda é reduzida, sobretudo devido ao elevado custo inicial e à ausência de incentivos claros para esse tipo de investimento.
Por razões de preço?
Em Portugal, a adopção de sistemas de armazenamento de Energia — especialmente baterias electroquímicas — ainda é limitada. Embora existam tecnologias e soluções disponíveis, a implementação em larga escala tem sido retardada pelo elevado custo inicial e pela falta de um quadro regulamentar claro e incentivos financeiros adequados.
Poderá haver alguma confusão entre aquilo que é a estratégia da descentralização e a autossuficiência energética. Aquilo que me está a dizer é que, por mais descentralizada que seja energia, não conseguimos ser autossuficientes tão cedo?
A Dependência Energética de Portugal tem vindo a diminuir ao longo dos últimos anos e este facto deve-se à incorporação na produção de electricidade de Energia Renovável. Em 2024, este valor foi aproximadamente de 80%. Ou seja, ter renováveis é sinal de ter independência energética. Quando falamos de descentralização, estamos a referir a produção local e junto do consumo.
Falo do solar fotovoltaico junto ao consumo.
Exactamente e quando vemos grandes parque solares fotovoltaicos estamos a falar de produção centralizada, o que significa que temos a produção, mas depois temos de fazer “chegar” a Energia ao consumo, a casa das pessoas ou aos edifícios, através das redes de transporte e de distribuição. E, neste processo, há sempre perdas. Se produzimos uma unidade, não é essa unidade que nos chega a casa. O melhor modelo é ter a produção junto do consumo, que é o caso do conceito das CER.
Mas, insisto, sem armazenamento não há segurança a 100%?
Estes eventos são muito raros. O último que aconteceu com alguma dimensão em Portugal foi em 2000, o famoso apagão da cegonha no qual a maioria das regiões do sul de Portugal ficaram sem Energia Eléctrica.
Se tornar a acontecer um evento como este último, as CER estarão preparadas se tiverem armazenamento e um sistema de gestão de rede para operar em modo ilha.
Antes de entrarmos nas CER, esclareça-nos sobre o tema da fiabilidade ou não da rede eléctrica. Ou seja, estes eventos podem ser minimizados, mas podemos afirmar que existem sempre riscos?
A rede é muito fiável, agora, estes eventos desta magnitude são extremamente raros. Mas podem acontecer. O risco zero não existe.
Desse ponto de vista, o que é que ainda falta fazer para minimizar os riscos?
A Estabilidade dos Sistemas Eléctricos é uma matéria complexa. A análise detalhada do incidente ocorrido exigirá uma abordagem rigorosa por parte do painel de peritos, que permitirá, numa fase posterior, dispor de uma descrição cronológica exacta das condições do sistema antes, durante e após o evento. Esse relatório técnico identificará o comportamento dos diferentes elementos da rede e permitirá compreender as causas subjacentes ao incidente, bem como as medidas correctivas e recomendações adequadas.
Uma das formas de mitigar riscos semelhantes no futuro passa pela instalação alargada de unidades de medição fasorial (Phasor Measurement Units – PMUs), capazes de detectar em tempo real perturbações dinâmicas e de emitir alertas automáticos aos Operadores de Rede. A implementação massiva destes equipamentos permitirá uma análise mais granular das variáveis críticas do sistema (frequência, tensão, ângulos de fase, entre outras), contribuindo para uma actuação mais célere e eficaz.
Complementarmente, a utilização de algoritmos de Inteligência Artificial (IA) e modelos de Aprendizagem Automática (Machine Learning) pode representar uma solução inovadora e eficaz para antecipar eventos críticos. Estas ferramentas permitirão realizar análises preditivas sobre a estabilidade do sistema, apoiando uma actuação proactiva por parte dos operadores.
No plano das infraestruturas físicas, é essencial reforçar as interligações eléctricas entre a Península Ibérica e o resto da Europa. A ligação com França assume aqui um papel estratégico. O Relatório de Monitorização de Segurança de Abastecimento, publicado pela DGEG em Fevereiro de 2025, destaca, em diversos cenários, a necessidade de reforçar a capacidade de interligação entre Portugal e Espanha. Estes reforços não só facilitam uma maior exportação de Energia (minimizando episódios de curtailment em momentos de elevada produção renovável) como também reforçam a capacidade de resposta em situações de necessidade, aumentando a resiliência da rede ibérica. Ao nível das redes de distribuição, a sua modernização e digitalização é igualmente determinante. Estas acções permitirão uma maior flexibilidade do sistema, possibilitando a participação activa de novos intervenientes, os chamados prosumers, que assumem simultaneamente papéis de produtores e consumidores de Energia.
Do ponto de vista técnico, importa também garantir que a geração renovável incorporada utilize inversores com capacidade grid-forming, aptos a emular inércia sintética e assegurar o controlo da tensão e da frequência da rede – funcionalidades cruciais num sistema com elevada penetração de fontes variáveis no tempo.
Por fim, a adopção de mercados de serviços de sistema mais rápidos, com tempos de resposta da ordem de segundos, será crucial para conter variações abruptas de frequência e assegurar a estabilidade do sistema. Neste contexto, destaca-se o projecto-piloto da REN para prestação de serviços de Reserva de Contenção da Frequência (FCR) e o projecto da E-REDES de Flexibilidade Integrada em Regime de Mercado, ambos assentes em modelos de remuneração e prestação de serviços complementares. Estes projectos, enquanto incentivam o investimento em tecnologias de suporte à rede, reforçam a sua fiabilidade e capacidade de resposta em cenários de perturbação.
As pessoas individualmente podem candidatar-se enquanto consumidores?
Não. Julgo que os programas e os quadros legal e regulatório ainda não estão adaptados para permitir o acesso directo de consumidores individuais. Será importante a expansão dos projectos-piloto para zonas urbanas e residenciais, com o envolvimento de Comunidades de Energia e de outros agentes de mercado (agregadores de flexibilidade). É um conceito onde pequenos consumidores e/ou produtores (como casas com painéis solares, baterias ou veículos eléctricos) podem ser remunerados por flexibilizarem o seu consumo (por exemplo, reduzindo a carga numa hora de ponta ou numa eventual necessidade de apoio à estabilidade da rede).
O que está em cima da mesa é a criação de um equilíbrio entre aquilo que é o desígnio da descentralização, as energias renováveis e a fiabilidade da rede. E para isso é fundamental haver um investimento na rede?
Sim, é necessário haver um investimento nas redes. Também é preciso um reforço das políticas externas e da diplomacia económica e energética. Até porque todas estas medidas serão catalisadoras para se atingirem as metas definidas para a descarbonização e electrificação da economia.
O modelo energético francês assenta no nuclear e a concorrência das nossas renováveis não é interessante para a França.
Sim, de facto, a elevada penetração de energias renováveis a partir de Portugal e Espanha pode ser percebida como um desafio para o modelo energético francês, fortemente assente na Energia nuclear.
As centrais nucleares operam de forma mais eficiente num regime de produção contínua e estável (base-load), com pouca margem para modulação rápida. Ora, num mercado europeu onde a integração de renováveis variáveis (solar e eólica) está a crescer, a necessidade de flexibilidade torna-se cada vez mais central.
A lógica dos mercados de electricidade, especialmente os de tipo marginalista, dita que a produção com menor custo marginal entra primeiro no sistema. Como as renováveis têm custo marginal nulo, estas têm prioridade no despacho. Quando há excesso de produção renovável, especialmente em horas de elevado sol ou vento, as fontes menos flexíveis (como o nuclear) podem ter de reduzir a produção ou mesmo desligar, o que é tecnicamente e economicamente indesejável para o operador francês.
Por isso, a palavra-chave na transição energética é a flexibilidade — e esta deve ser promovida em várias dimensões:
• Do lado da oferta, com centrais capazes de modular a produção ou armazenamento integrado nas redes;
• Do lado da procura, incentivando consumidores, edifícios e indústrias a adaptarem os seus perfis de consumo;
• Ao nível do mercado, com o redesenho de mecanismos como as tarifas dinâmicas e a valorização da flexibilidade como serviço, permitindo arbitragem e resposta a sinais de preço;
• Ao nível das CER, através da incorporação de armazenamento e gestão inteligente da Energia.
Assim, a concorrência renovável pode não ser interessante para um modelo inflexível como o nuclear francês, especialmente se este não estiver articulado com mecanismos de compensação de excedentes e de equilíbrio de rede. A resposta está, por isso, no desenvolvimento de um sistema elétrico europeu interligado, resiliente e flexível, capaz de acomodar os diferentes modelos nacionais em prol da neutralidade carbónica.
A tecnologia já está preparada para fazer essa gestão e reorganização? O que falta?
Mais do que uma limitação tecnológica, o verdadeiro entrave ao redesenho e à gestão inteligente dos sistemas energéticos é de natureza política, regulatória e institucional. A tecnologia para suportar esta transformação já existe, desde sistemas avançados de gestão de rede, armazenamento de Energia, contadores inteligentes, até à aplicação de inteligência artificial e algoritmos preditivos no equilíbrio entre oferta e procura.
Estamos em plena campanha europeia rumo à descentralização e com metas bem definidas. Isso pode acelerar a tomada de decisões?
Sim, o contexto europeu actual pode ser um acelerador decisivo para a descentralização energética, mas os avanços efectivos ainda dependem, em grande parte, de decisões de política interna. A nível europeu, há de facto um forte impulso em direcção à descentralização e à democratização do sistema energético, com metas bem definidas ao abrigo do Green Deal (Pacto Ecológico Europeu), do pacote Fit for 55 e da estratégia REPowerEU. Estes programas reforçam o papel das CER e incentivam a participação ativa dos cidadãos, autarquias e pequenas empresas na produção, gestão e consumo de Energia limpa. Em muitos países da UE, este modelo já está a funcionar de forma dinâmica há vários anos.
Contudo, o ritmo de implementação varia significativamente entre Estados-Membros, em grande parte devido a factores de política interna e de regulação nacional. Veja-se o exemplo da Alemanha: após o acidente de Fukushima, em 2011, o governo alemão decidiu acelerar o phase-out do nuclear e substituí-lo por gás natural, especialmente proveniente da Rússia.
No entanto, a guerra na Ucrânia alterou drasticamente este cenário e o carvão tem-se mantido na matriz energética da Alemanha e foi reaberto o debate sobre o nuclear. Este exemplo mostra que as decisões energéticas são fortemente influenciadas por conjunturas geopolíticas e por necessidades de segurança energética, o que pode atrasar ou mesmo inverter tendências de transição.
Por isso, não há respostas fechadas ou soluções únicas. Os sistemas energéticos devem ser abordados de forma holística e integrada, desde as fontes de Energia primária, passando pelas formas de produção, transporte e armazenamento, até à Energia útil consumida. No meio deste ecossistema energético complexo, há cada vez mais espaço para novos atores: o mercado, os produtores descentralizados, os consumidores ativos e, claro, os agregadores de flexibilidade.
E será que existe financiamento para todas estas mudanças?
A resposta é: não inteiramente. Faltam apoios em várias áreas. A verdade é que a transição energética e a descentralização exigem investimentos significativos, e os apoios nem sempre acompanham o ritmo da ambição política. Embora existam fundos europeus como o PRR ou o Fundo de Transição Justa, na prática, muitos destes apoios não estão acessíveis a todos os actores, em particular às famílias, pequenas empresas e comunidades locais.
Quando falamos de Comunidades de Energia Renovável, por exemplo, que são um pilar da descentralização, o financiamento inicial para estudos, licenciamento, instalação de equipamentos e sistemas de gestão é um dos principais entraves. Em Portugal, apesar de haver algum enquadramento legal, falta uma linha de financiamento clara, estável e com regras simplificadas que permita aos cidadãos avançar com projectos locais, especialmente em zonas rurais ou menos capacitadas. Além disso, o armazenamento de Energia ainda tem custos elevados e não tem incentivos dedicados ou tarifas atrativas que justifiquem o investimento privado. A ausência de um modelo de remuneração justo e de tarifas dinâmicas transparentes torna difícil viabilizar estes sistemas com retorno garantido.
Do lado das autarquias, muitos municípios querem avançar com projectos de eficiência energética e renováveis, mas esbarram em processos administrativos complexos e falta de capacidade técnica e financeira. E, muitas vezes, os apoios que existem não são suficientemente flexíveis para responder às necessidades locais reais. É preciso, por isso, criar mecanismos de financiamento mais descentralizados, estáveis e direccionados: linhas específicas para CERs, incentivos ao armazenamento distribuído, apoio técnico e formação para municípios, financiamento para digitalização e gestão inteligente de edifícios e redes locais, entre outros.
A literacia energética também é um investimento porque só com cidadãos informados, ferramentas acessíveis e benefícios visíveis é que a descentralização energética pode ganhar escala.
Há pouco falávamos das CER e da maturidade destes modelos na Europa. Qual a razão para que Portugal não acompanhe esse crescimento?
As CER estão previstas na Directiva Europeia 2018/2001 e já foram transpostas para a legislação nacional. Em Portugal, o enquadramento legal existe, e há casos de sucesso e empresas especializadas que já operam com este modelo. No entanto, o crescimento tem sido tímido comparado com outros países europeus.
Uma das principais razões prende-se com a falta de dinamização ao nível das autarquias. Muitos municípios ainda não estão capacitados tecnicamente nem financeiramente para lançar ou apoiar projectos de CER. O exemplo deveria partir do próprio Estado: edifícios públicos, escolas, centros de saúde ou serviços administrativos deviam ser os primeiros a integrar Comunidades de Energia, mostrando o caminho e dando o sinal político de que este é o novo modelo a seguir.
É nos edifícios — sejam eles residenciais, comerciais ou públicos — que a racionalização energética pode ganhar escala. Não apenas pelo consumo que representam, mas também pelo potencial de produção e de armazenamento local.”
Além disso, existem limitações operacionais e de rentabilidade que inibem o avanço. Um dos principais obstáculos actuais é a impossibilidade prática de as CERs poderem decidir dinamicamente entre consumir ou vender o seu excedente de Energia, em função das condições de mercado. Adicionalmente, há ainda uma forte necessidade de simplificação administrativa, desde o licenciamento até à ligação à rede. Muitas comunidades esbarram em processos complexos ou em falta de informação clara, o que desmotiva cidadãos e promotores locais. Finalmente, o acesso a financiamento específico e direccionado para estas comunidades é escasso, o que contrasta com o apoio robusto que outros países europeus têm disponibilizado para democratizar a produção e o consumo de Energia.
Portugal tem todas as condições, sol, tecnologia, capacidade técnica para liderar neste campo. Falta agora maior dinamização, simplificação regulatória, incentivos certos e um verdadeiro compromisso com a descentralização energética.
Vê outras razões para a falta de desenvolvimento deste modelo? A falta de cultura de mobilização das pessoas vê-se na dificuldade em estarem de acordo nos condomínios e em comunidade. Isso poderá ser um problema?
Sim, essa questão da falta de cultura de participação e mobilização colectiva é, de facto, uma das barreiras socioculturais mais relevantes ao desenvolvimento das CER em Portugal — e não deve ser subestimada.
É muito difícil juntar interesses e tomar decisões em conjunto.
É um desafio. E essa desconfiança inicial é um dos maiores entraves invisíveis ao sucesso de modelos colaborativos como as Comunidades de Energia Renovável. Mesmo quando a ideia é boa e traz benefícios evidentes, muitos cidadãos sentem que há “outros interesses”.
Esta falta de confiança, tanto entre cidadãos como nas instituições, é alimentada por anos de más experiências com projectos comunitários, falta de transparência, ou simplesmente por ausência de cultura cooperativa.
Do lado do armazenamento identifica os constrangimentos como tecnológicos ou de investimento?
Hoje, a maturidade tecnológica do armazenamento de Energia não é, por si só, uma limitação. As soluções existem — o que falta é torná-las financeiramente viáveis à escala necessária. Em Portugal, por exemplo, já temos uma forma de armazenamento mecânico muito relevante, que são as barragens com bombagem. Estas continuam a ser fundamentais para a estabilidade do sistema.
Por outro lado, o armazenamento electroquímico, como as baterias, ainda não está suficientemente disseminado. E o principal entrave aqui é o custo do investimento inicial. Mesmo que os preços tenham vindo a baixar, os modelos de negócio e os incentivos ainda não compensam suficientemente a sua adopção em larga escala, especialmente ao nível das Comunidades de Energia ou de pequenos produtores.
No entanto, eventos como falhas de rede ou grandes variações de frequência podem acelerar a aposta em formas emergentes de armazenamento, como o armazenamento eletromagnético. Neste caso, falamos de soluções como os supercondensadores ou máquinas síncronas com inércia síncrona que, ao estarem constantemente a girar, conseguem responder em milissegundos a variações de frequência, contribuindo decisivamente para a estabilidade da rede.
Além disso, há também o armazenamento químico, nomeadamente o hidrogénio verde, que é cada vez mais visto como um vector energético promissor. Não sendo uma fonte de Energia, mas permite armazenar Energia Eléctrica renovável (em momentos de excesso) sob a forma de uma molécula, que depois pode ser utilizada diretamente ou reconvertida em electricidade.
Por fim, também é importante considerar o papel do armazenamento na mobilidade eléctrica, nomeadamente nos transportes públicos, que funcionam como consumidores flexíveis e armazenadores móveis de Energia.
Em suma, o que está em causa não é tanto a tecnologia, mas sim o modelo de financiamento, a regulamentação e os incentivos certos. E a variável-chave que deve guiar todas estas decisões é sempre a flexibilidade — a capacidade de o sistema se ajustar dinamicamente à variabilidade das fontes renováveis.
Falou na mobilidade, e os edifícios? Como vê o papel dos edifícios neste mix que se quer flexível, equilibrado e descentralizado?
Os edifícios são peças centrais no novo modelo energético — flexível, equilibrado e descentralizado. A racionalização do consumo será, sem dúvida, uma das grandes alavancas da transição energética. E é precisamente nos edifícios — sejam eles residenciais, comerciais ou públicos — que essa racionalização pode ganhar escala. Não apenas pelo consumo que representam, mas também pelo potencial de produção e de armazenamento local.
Hoje, os edifícios podem deixar de ser apenas pontos de consumo e passar a ser elementos activos da rede, através de painéis fotovoltaicos, baterias, bombas de calor, sistemas de gestão de Energia e veículos eléctricos ligados à rede. É aqui que entra o conceito de prosumer — o consumidor que também produz Energia. Estes consumidores da “cúpula” têm a capacidade de autoconsumir, armazenar e até vender excedentes à rede, ajudando assim a suavizar picos de procura e a melhorar o equilíbrio entre produção e consumo.
Mas não basta apenas instalar tecnologia: é fundamental que os edifícios sejam inteligentes, ou seja, que integrem sistemas de gestão energética capazes de responder a sinais do mercado ou da rede. Por exemplo, se houver excesso de produção renovável a meio do dia, esses sistemas podem antecipar consumos (como carregar veículos eléctricos ou activar climatização) e, com isso, contribuir activamente para a estabilização do sistema eléctrico.
Também não se pode ignorar o enorme potencial da renovação do parque edificado, sobretudo em termos de eficiência térmica. Em Portugal, grande parte dos edifícios ainda tem baixos níveis de eficiência energética, o que representa tanto um desafio como uma oportunidade para reduzir consumos, melhorar conforto e contribuir para a transição energética. Por isso, os edifícios são hoje infraestruturas energéticas em si mesmos. E se forem pensados de forma integrada — com produção, armazenamento, gestão inteligente e participação em mercados de flexibilidade — tornam-se um elemento-chave para uma transição energética mais resiliente, sustentável e participada.
Fotografia de destaque: © Shutterstock
