Rede dinamarquesa trava a energia

Num dia cinzento e parado sobre o mar do Norte, sem vento nem sol, a produção eólica e solar pode cair ao mesmo tempo em vários países. Os dinamarqueses chamam-lhe dunkelflaute: o período em que a meteorologia retira, de uma só vez, as duas fontes de energia em que assenta boa parte da transição eléctrica. Para a Dinamarca, que desactivou uma parte relevante da sua capacidade doméstica de reserva, estas horas obrigam a rede a puxar electricidade através de cabos submarinos vindos da Suécia, da Noruega e da Alemanha (Politiken). Em 2025, o país importou mais electricidade dos vizinhos do que em qualquer ano anterior (Portfolio.hu). A dependência crescente testa uma aposta que se está a alargar na Europa: a ideia de que as interligações transfronteiriças podem substituir as centrais que os países estão a encerrar.

A rede dinamarquesa está a ficar sem margem

A meteorologia é apenas a primeira parte do problema. A Energinet, o operador da rede dinamarquesa, diz que centros de dados, projectos de hidrogénio e baterias pediram ligações que somam cerca de 60 GW, aproximadamente oito vezes o pico actual de procura do país (Energinet). Uma parte considerável destes pedidos é especulativa: as empresas entram cedo na fila e muitos projectos nunca sairão do papel. Ainda assim, mesmo uma fracção desse volume bastaria para pressionar uma rede que já não consegue acompanhar o ritmo dos pedidos. A Energinet deixou de aceitar novas solicitações de ligação ao nível da rede de transporte.

O aquecimento urbano mostra a pressão do lado da procura. Cerca de uma em cada quatro empresas dinamarquesas deste sector relata atrasos nas ligações à rede ou capacidade inferior à que tinha pedido. A associação Dansk Fjernvarme estima que a electricidade passe de cerca de 10% do consumo do aquecimento urbano hoje para 45% em 2035 (Via Ritzau). Mais consumo eléctrico, menos centrais domésticas disponíveis e a mesma rede congestionada: é aqui que a transição deixa de ser uma curva limpa num gráfico e passa a ser uma questão de capacidade física.

Quem vende electricidade, quem paga a conta

O mercado eléctrico europeu envia electricidade das zonas mais baratas para as zonas mais caras através de cabos transfronteiriços, até essas ligações ficarem cheias (Comissão Europeia). O mecanismo funciona quando a escassez é local. Torna-se frágil quando a falta de vento e sol atinge vários países ao mesmo tempo.

A França mostra o valor de manter capacidade que pode ser ligada quando é necessária. No primeiro semestre de 2026, exportou em termos líquidos 51 TWh, gerando cerca de 3 mil milhões de euros para os produtores e aproximadamente 1,3 mil milhões de euros em receitas de utilização de interligações para a RTE, o operador francês da rede (Le Figaro). A França vendeu a um preço médio de cerca de 61,9 €/MWh. Os países importadores pagaram quase o dobro, cerca de 111,6 €/MWh (Les Énergies Renouvelables). A energia nuclear permite-lhe produzir de forma despachável e ganhar dinheiro precisamente quando os vizinhos têm falta de oferta.

Ainda assim, as tarifas domésticas francesas subirão 2,5% a 1 de Agosto para cerca de 19,37 milhões de agregados familiares (Challenges). Redes e capacidade de reserva custam dinheiro mesmo quando o preço grossista desce. Nos mesmos seis meses, os mercados grossistas franceses registaram 407 horas de preços negativos, momentos em que havia electricidade excedentária sem destino lucrativo, mas a factura da infra-estrutura continuou a aumentar.

A Suécia revela outra divisão. A sua rede está separada em zonas de preço, o que faz com que as regiões do sul, mais próximas da Dinamarca, enfrentem custos grossistas mais elevados quando a procura dinamarquesa puxa electricidade através da fronteira (GP). Os produtores suecos ganham ao vender para um mercado dinamarquês apertado. As famílias suecas nessas mesmas zonas pagam mais. A ilha dinamarquesa de Bornholm tem apenas 35 MW de importação garantida a partir da Suécia, muito abaixo do limite técnico do cabo, porque a pressão sobre as redes do sul sueco limita aquilo que pode ser prometido (Bornholm.nu).

A Alemanha está a comprar o seu próprio seguro. A Bundesnetzagentur, o regulador energético alemão, mantém 7407 MW de reserva de rede para o Inverno de 2026/27: centrais mantidas fora do mercado normal e activadas apenas em emergência (Bundesnetzagentur). Berlim aprovou em Maio de 2026 uma lei para um mercado de capacidade, que pagará a centrais e baterias para existirem e permanecerem disponíveis, mesmo que funcionem raramente. É a reserva que a Dinamarca optou por não conservar.

A Finlândia mostra o risco físico. Quando uma das suas duas ligações submarinas à Estónia ficou indisponível para reparações, os preços subiram e a oferta apertou de imediato (Grivolt). Um cabo pode ser cortado, ficar congestionado ou entrar em manutenção no pior momento.

A ENTSO-E, a entidade que coordena os operadores de redes europeus, faz avaliações continentais sobre a capacidade dos países para terem electricidade suficiente em períodos de tensão, precisamente porque a ajuda transfronteiriça é condicional, não automática (ENTSO-E, ACER). A Dinamarca expõe o contrato implícito da rede verde europeia: as interligações reduzem custos em tempos normais, mas não garantem electricidade quando o vento falha numa região inteira. Os países que mantiveram centrais despacháveis definirão o preço. Os que confiaram sobretudo nos cabos pagarão mais nas horas difíceis.