FELPT | E quando várias fontes dependem da mesma água?

Na Roménia, as autoridades decidiram libertar mais água de várias albufeiras para preservar as condições de arrefecimento de uma central nuclear que nem sequer está a produzir eletricidade. O paradoxo resume a crise no rio Danúbio: a central de Cernavoda, responsável habitualmente por cerca de um quinto da produção elétrica romena, continua com os dois reatores desligados - um desde julho, outro desde agosto. A 10 de outubro, o nível do rio estava apenas três centímetros acima do limiar operacional de captação de água. No total, são cerca de 1.400 MW de potência instalada com os quais a Roménia, por enquanto, não pode contar.

Não estamos, porém, perante uma emergência nuclear. Os reatores foram desligados de forma controlada e, segundo a Nuclearelectrica - empresa de capitais maioritariamente públicos responsável pela exploração da central - os sistemas de segurança continuam operacionais. Mesmo parado, um reator continua a libertar calor residual que precisa de ser removido. É para preservar essas condições de arrefecimento que as autoridades estão a libertar mais água. Os três centímetros referem-se ao limiar de captação, não à proximidade de um acidente nuclear.

Mas a importância do que se passa em Cernavoda vai muito além daquela central. O episódio ilustra uma vulnerabilidade mais ampla: diversificar tecnologias de produção não significa necessariamente diversificar os riscos que têm em comum.

Uma central nuclear pode depender da água do rio para condensar o vapor utilizado na produção de eletricidade, enquanto uma barragem aproveita a energia da própria água para movimentar turbinas. Também algumas centrais térmicas convencionais necessitam de água para arrefecimento. Embora os processos sejam diferentes, uma seca prolongada pode condicionar o funcionamento de todas estas instalações, ainda que com efeitos distintos consoante as suas características e as reservas de água disponíveis.

Esta dependência da água tornou-se igualmente evidente mais a montante do Danúbio, na Hungria, onde em agosto a produção da central nuclear de Paks caiu para cerca de 240 MW, apesar de dispor de uma capacidade instalada próxima dos 2.000 MW. Com a subida do nível do rio e a adoção de medidas operacionais, as unidades foram recuperando gradualmente a produção, regressando à potência nominal até 26 de agosto. Já em Cernavoda, a situação prolongou-se: a 11 de outubro, os dois reatores continuavam desligados. Assim, embora com consequências e durações diferentes, o mesmo rio acabou por condicionar duas instalações fundamentais para os sistemas elétricos de países distintos.

Esta vulnerabilidade pode tornar-se ainda mais preocupante quando a seca coincide com temperaturas elevadas. Por um lado, a escassez de água pode reduzir a produção hidroelétrica e limitar o arrefecimento de outras centrais. Por outro, o calor aumenta as necessidades de climatização e, consequentemente, a procura de eletricidade. O sistema pode, assim, ser chamado a responder a um consumo superior precisamente quando parte da sua capacidade de produção está condicionada.

Esta combinação de fatores não é apenas uma possibilidade teórica. Um estudo publicado em 2024 na revista Nature Energy, que analisou cinco sistemas elétricos europeus com produção hidroelétrica, concluiu que, nas condições simuladas, afluências reduzidas na primavera podiam quadruplicar a probabilidade de períodos prolongados de escassez energética. Embora não constitua uma previsão para o Danúbio, o estudo demonstra como diferentes fenómenos meteorológicos podem suceder-se e reforçar os seus efeitos sobre o sistema elétrico.

Quando uma central deixa de produzir, a eletricidade que forneceria pode ser substituída por outras fontes de produção ou por importações. No entanto, se essas alternativas forem mais caras ou insuficientes, os preços podem aumentar. É aqui que as interligações desempenham um papel importante, ao permitirem recorrer à eletricidade produzida noutros países. Ainda assim, a sua capacidade é limitada, pelo que a existência de energia mais barata noutro mercado não significa necessariamente que esta consiga chegar em quantidade suficiente para aliviar os preços locais.

Estas dificuldades já se faziam sentir no Sudeste europeu antes da atual seca. Num relatório publicado em maio de 2026, em que analisou os episódios de preços elevados registados na região durante o verão de 2024, a Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER) identificou como principais fatores a falta de flexibilidade para compensar a redução da produção solar ao final do dia e as limitações à importação de eletricidade. Embora a escassez de água não explique, por si só, os preços da região - que também dependem dos custos do gás natural e do carvão, da procura e da disponibilidade de outras fontes de produção - pode agravar as dificuldades de um sistema que já enfrenta limitações no acesso a alternativas.

É precisamente por isso que Portugal tem razões para acompanhar o que se passa no Danúbio. Não porque a paragem de Cernavoda determine diretamente o preço da eletricidade no nosso país, mas porque também conhecemos bem a diferença entre ter capacidade de produção instalada e conseguir efetivamente utilizá-la. Em 2022, por exemplo, a seca contribuiu para uma quebra de cerca de 35% na produção hidroelétrica nacional, segundo a REN, com o índice de produtibilidade a situar-se nos 0,63 - bastante abaixo da referência histórica de 1. As barragens continuavam a ser as mesmas, mas a quantidade de eletricidade que podiam produzir era substancialmente inferior.

Já nos primeiros nove meses de 2026 a situação foi bastante diferente, com o índice de produtibilidade hidroelétrica a atingir 1,21 - acima da referência histórica. No entanto, setembro trouxe outro tipo de pressão sobre o sistema: o consumo de eletricidade cresceu 6,8% face ao mesmo mês do ano anterior, num aumento influenciado pelas temperaturas elevadas. Embora estes indicadores não apontem, por si só, para uma situação de crise, ilustram como a disponibilidade de produção e as necessidades de consumo podem variar por razões distintas, nem sempre evoluindo de forma favorável em simultâneo.

As importações de eletricidade desempenham um papel importante na resposta a estas variações, podendo também ser economicamente mais vantajosas do que a produção nacional. Contudo, a possibilidade de recorrer à energia produzida noutros países não é ilimitada. Apesar da integração do mercado ibérico, a Península Ibérica continua relativamente pouco interligada ao resto da Europa. Em dezembro de 2025, a Comissão Europeia identificou uma capacidade de interligação de cerca de 2.5 GW entre Espanha e França. Esta limitação ajuda a compreender por que razão uma crise de produção na Roménia não se traduz automaticamente num aumento dos preços em Portugal, mas também nos recorda que, perante situações adversas, não podemos dar por garantido o acesso à eletricidade disponível noutras regiões.

É precisamente esta questão que deve merecer maior atenção no planeamento energético: até que ponto podemos contar com as alternativas disponíveis quando várias partes do sistema enfrentam dificuldades em simultâneo? A Europa já dispõe de instrumentos para analisar estes riscos. O Regulamento (UE) 2019/941, que estabelece regras para a preparação e gestão de riscos no setor da eletricidade na União Europeia, prevê exercícios de preparação para crises elétricas, incluindo cenários de crise simultânea. O que se considera fundamental é assegurar que esses exercícios, bem como as avaliações de adequação, refletem situações em que diferentes condições adversas se combinam e condicionam várias alternativas ao mesmo tempo: uma seca que reduz a produção hidroelétrica e dificulta o arrefecimento de outras centrais, temperaturas elevadas que aumentam o consumo e países vizinhos a enfrentar dificuldades semelhantes. Esta abordagem exige também uma maior articulação entre o planeamento energético e a gestão dos recursos hídricos, uma vez que a água é igualmente essencial ao abastecimento público, à agricultura e à preservação dos ecossistemas.

Esta reflexão tem também implicações concretas para quem projeta e instala sistemas nos edifícios. Afinal, o mesmo calor que agrava a escassez de água aumenta as necessidades de climatização, tornando particularmente relevante não apenas a eficiência desses sistemas, mas também a quantidade de eletricidade que consomem e os momentos em que o fazem. Neste contexto, um melhor isolamento térmico, sistemas de climatização eficientes e corretamente dimensionados, soluções de armazenamento e uma gestão inteligente da procura podem contribuir para reduzir ou deslocar consumos nas horas de maior pressão sobre a rede. Embora não substituam os investimentos em produção e infraestruturas elétricas, estas medidas podem ajudar a aliviar o sistema precisamente nos momentos em que a sua capacidade de resposta é mais limitada.

O que se passa no Danúbio não constitui um argumento contra a energia nuclear ou a hidroeletricidade. Pelo contrário, evidencia que avaliar a segurança de abastecimento exige mais do que contabilizar centrais, potência instalada e interligações. Embora todos estes elementos sejam fundamentais, importa também compreender até que ponto continuam a oferecer respostas eficazes quando diferentes partes do sistema enfrentam a mesma restrição.

Afinal, uma alternativa só reforça a segurança do sistema se continuar disponível quando outras deixam de estar.

Alekzandar Rodrigues - Regulatory Affairs Advisor, Statkraft

Alekzandar é Regulatory Affairs Advisor na Statkraft, dedicando-se a matérias regulatórias financeiras e monitorizando desenvolvimentos regulatórios na Europa, Reino Unido e Estados Unidos.

Com formação em Economia, Análise e Gestão de Riscos e Bioética, iniciou a sua carreira na EDP em 2019, nos departamentos de Logística, Serviços Corporativos, Risco Global e Conformidade de Mercado antes de se mudar para Düsseldorf em 2022.

Mais tarde, prosseguiu um MBA na Warwick Business School, onde a sua investigação explora a economia comportamental e as suas implicações para a tomada de decisões organizacionais e direção estratégica.

Mestre em Economia, pós-graduado em Bioética, MBA.