Outubro 2026
ELECPORA 21 de outubro, a ELECPOR FULL POWER 2026 reúne setor elétrico, decisores e especialistas para discutir competitividade, segurança de abastecimento e o papel da Península Ibérica na transição energética. Partilhamos o contexto que enquadra cada tema, que servirá de ponto de partida para um debate mais alargado sobre os desafios e as oportunidades do setor elétrico em Portugal e na Europa.
O sistema elétrico assume um papel central na transição energética. Com cada vez mais produção renovável e aumento do consumo de eletricidade, por eletrificação ou nova procura, o sistema tem de continuar a garantir preços competitivos, segurança de abastecimento e estabilidade. O contexto geopolítico, que voltou a expor a dependência europeia dos combustíveis fósseis importados, torna esta transformação ainda mais urgente.
Estas questões dominam atualmente a agenda europeia no setor da energia. Discute-se se os mercados e os instrumentos existentes conseguem valorizar a flexibilidade e garantir a adequação de recursos, e que investimento em redes, armazenamento e capacidade firme será necessário para acompanhar o crescimento da procura. Em causa está também a forma de tornar a eletrificação uma fonte de competitividade para a economia.
A Península Ibérica é um caso particular neste debate. Portugal e Espanha têm quotas de renováveis na eletricidade acima da média europeia e registam com frequência preços muito baixos no mercado grossista, enfrentando por outro lado desafios de adequação de recursos, de interligação com o resto da Europa e de acesso à rede para acolher nova procura. São estes os temas que serão discutidos na ELECPOR FULL POWER 2026 – Acelerar a Eletrificação, a 21 de outubro, em Lisboa.
A UE continua a importar a maior parte da energia que consome. Em 2024, 57% das necessidades energéticas da UE foram asseguradas por importações líquidas, sobretudo de petróleo e gás natural, segundo o Eurostat1. A crise no Médio Oriente e o encerramento do Estreito de Ormuz, a partir de março de 2026, tornaram esta vulnerabilidade evidente. Entre o início do conflito e julho, a UE gastou mais de 50 mil milhões de euros adicionais2 em importações de combustíveis fósseis.
A resposta europeia passa cada vez mais pela eletrificação. O Plano de Ação Europeu para a Eletrificação3, publicado em julho de 2026, mantém como referência elevar o peso da eletricidade no consumo final de energia para 32% em 2030 e propõe uma meta indicativa de 46% em 2040.
Esta transição altera o que se pede ao mercado elétrico. Concebido para promover a eficiência e a integração dos mercados nacionais, o mercado europeu é hoje chamado a garantir também resiliência, adequação de recursos e flexibilidade operacional. A reforma do desenho do mercado elétrico4, em vigor desde julho de 2024, deu passos nesse sentido. A responsabilidade pela segurança do abastecimento continua, no entanto, a ser sobretudo nacional, tal como sucede com os mecanismos de capacidade.
Estará o enquadramento europeu preparado para garantir um sistema elétrico seguro e flexível? É a pergunta de partida da sessão de abertura, às 9h45. Catharina Sikow-Magny, professora na Florence School of Regulation e na Copenhagen School for Energy Infrastructure, traz a perspetiva da política energética europeia. Chloé Le Coq, professora de Economia na Universidade Paris Panthéon-Assas, avalia em que medida o desenho de mercado e os incentivos atuais respondem a esse desafio.
No mercado diário ibérico, os preços nulos ou negativos são cada vez mais frequentes nas horas de maior produção solar, como mostram os dados do OMIE.
Do lado do investimento, a volatilidade de preços coloca novos desafios à remuneração de projetos renováveis e de armazenamento. Os contratos de longo prazo, como os PPA e os contratos por diferenças, ganham peso por oferecerem maior estabilidade de preços aos consumidores e previsibilidade de receitas a quem investe. A reforma do mercado elétrico europeu reforçou o papel destes instrumentos, e a Comissão Europeia dirigiu em abril de 2026 aos Estados-membros uma recomendação5 para remover as barreiras que ainda limitam os PPA.
Esta realidade contrasta com um custo final da energia que empresas e consumidores continuam a apontar como um obstáculo à competitividade e ao investimento. Entre o preço no mercado grossista e a fatura final entram outros componentes, como as tarifas de rede, os encargos do sistema, os impostos e as taxas.
Para a indústria exposta à concorrência internacional, a decisão de eletrificar depende da relação entre os preços da eletricidade e do gás, uma diferença que o Plano de Ação para a Eletrificação identifica como uma das principais barreiras a ultrapassar até 2030.
A mesa-redonda das 11h15, que junta perspetivas da investigação, do setor elétrico, da indústria e da tecnologia, com representantes do LNEG, da Iberdrola, da BA Glass e da Schneider Electric, vai discutir onde está hoje a principal desconexão entre preços e competitividade, o papel da flexibilidade (em particular armazenamento e gestão da procura), e em que condições a eletrificação pode tornar-se também uma vantagem competitiva para a indústria.
O crescimento da eletrificação e nova procura ocorre num sistema em que as fontes renováveis variáveis, de natureza não despachável, têm um peso crescente no mix de produção de eletricidade. Assegurar capacidade suficiente para satisfazer o consumo em todos os momentos, incluindo nos períodos de menor produção renovável, é uma das questões centrais da segurança do abastecimento.
Em Portugal, a norma de fiabilidade6 foi fixada em 1,46 horas por ano, expressa em LOLE (o número esperado de horas por ano em que a capacidade disponível não satisfaz a procura). O mais recente Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento concluiu que o país precisa de reforçar a capacidade disponível nos momentos de maior procura, e o Governo anunciou em junho a criação de um mecanismo de capacidade7. Espanha aprovou em setembro de 2026 a criação de um mercado de capacidade8 no sistema elétrico peninsular.
O apagão de 28 de abril de 2025 resultou, segundo o relatório final da ENTSO-E9, publicado em março de 2026, de uma combinação de fatores, incluindo oscilações e deficiências no controlo de tensão e de potência reativa, que provocaram subidas rápidas de tensão e disparos de produção em cascata.
Com a crescente integração de produção ligada à rede através de eletrónica de potência, ganham ainda mais importância os serviços de sistema associados ao controlo de tensão e à estabilidade da frequência, incluindo a contribuição da inércia.
Entre as soluções em discussão está o armazenamento, que pode contribuir tanto para a capacidade disponível como para a prestação de serviços de sistema. A Estratégia Nacional de Armazenamento10, que esteve em consulta pública até setembro, aponta para 3 GW de baterias e 3,9 GW de bombagem hídrica até 2030.
De quanta capacidade firme e flexibilidade precisa o sistema, e que sinais de mercado são necessários para que o investimento acompanhe o crescimento da procura e a transformação do sistema? A sessão das 12h00 parte de um diagnóstico do sistema elétrico para um debate sobre soluções, juntando perspetivas da operação do sistema, da consultoria, dos sistemas insulares e da tecnologia, com representantes da REN, da AFRY, da EEM e da Siemens Energy.
Portugal e Espanha estão entre os países da UE com maior incorporação de renováveis no consumo de eletricidade. Em 2025, as renováveis asseguraram 65,6% do consumo bruto de eletricidade em Portugal e 60,7% em Espanha, contra 49,9% na média da UE, segundo o Eurostat11.
Esta posição faz da Península Ibérica um exemplo na transição energética europeia e uma localização atrativa para novo investimento, incluindo de indústrias intensivas em energia e de novas cargas como os centros de dados. O Plano Nacional de Centros de Dados12, aprovado em março, estima que a procura destes centros em Portugal passe de 0,2 GW em 2025 para cerca de 1 GW em 2030.
Converter esta vantagem em investimento exige concretizar projetos ao ritmo necessário, tanto de nova produção renovável e armazenamento como de nova procura. O acesso à rede, os prazos de licenciamento, a compatibilização entre a aceleração dos projetos e a avaliação ambiental e a aceitação pelos territórios são alguns dos fatores em causa.
Ana Barillas, Managing Director da Aurora Energy Research para a Península Ibérica e América Latina, abre a sessão das 14h30 com uma visão estratégica do setor energético na região. Segue-se, às 15h00, uma mesa-redonda com representantes da DGEG, da APA, da EDP, da Merlin Properties e da VdA, que juntam as perspetivas da oferta e da procura, do licenciamento e procedimentos administrativos, das questões regulatórias e fiscais, do investimento em ativos e infraestruturas, entre outras. Em debate estará o que é necessário para que a Península Ibérica se afirme como hub ibérico da transição energética, energias renováveis e novo investimento.
Para lá dos desafios imediatos do setor, a transição energética levanta uma questão de mais longo prazo, a de saber que transformações serão necessárias para a sustentar e acelerar.
Num quadro em que a UE fixou como meta reduzir as emissões líquidas de gases com efeito de estufa em 90% até 204013, o horizonte pós-2030 traz para o centro do debate o futuro do setor energético e o papel que terá na economia.
É essa a reflexão que Antonio Andreoni traz à sua intervenção, às 16h00. Professor de Economia do Desenvolvimento na SOAS University of London e codiretor do Centre for Sustainable Structural Transformation, co-liderou com Ha-Joon Chang o projeto Industrial Policy Strategic Assessment, dedicado à avaliação da política industrial em Portugal.
Lista de referências (aceda aos seguintes links)
[1] Eurostat, “Energy in Europe: imports dependency”, 18 de março de 2026
[2] Comissão Europeia, Plano de Ação para a Eletrificação, COM(2026) 595, julho de 2026
[3] Comissão Europeia, Electrification
[4] Comissão Europeia, Reforma do desenho do mercado elétrico
[6] ERSE, Segurança de Abastecimento – Norma de Fiabilidade
[7] Governo de Portugal, comunicado de 15 de junho de 2026 sobre o mecanismo de capacidade
[8] BOE, Orden TED/966/2026, de 15 de setembro, publicada a 17 de setembro de 2026
[11] Eurostat, “Renewables make up 26% of EU energy use”, 23 de julho de 2026
[12] Plano Nacional de Centros de Dados
[13] Comissão Europeia, Meta climática para 2040
Esta nota tem fins informativos e reflete a leitura da ELECPOR à data da sua publicação. Não dispensa a consulta das fontes oficiais.
16 de outubro de 2026