O relatório final da ENTSO-E sobre o apagão ocorrido em 28 de abril de 2025, na Espanha e em Portugal — com 472 páginas, publicado em 20 de março de 2026 — é o mais detalhado exame pós-evento de uma falha estrutural em uma rede elétrica europeia em mais de duas décadas. A conclusão do Painel de Especialistas é inequívoca: uma falha sistêmica na gestão de tensão, e não um problema tecnológico. Para engenheiros de proteção e controle, o relatório é obrigatório.

Escala do Incidente

A Espanha perdeu 25.638 MW — 100% da carga nacional. Portugal perdeu 5.900 MW — também 100%. O evento foi classificado como Escala ICS 3 (OB3), o nível de gravidade mais alto. A restauração demorou 12 horas em Portugal e 16 horas na Espanha. A cascata que causou tudo isso desenrolou-se em aproximadamente 90 segundos.

O Que Aconteceu

Às 12h32 do dia 28 de abril de 2025, ocorreram os primeiros desligamentos de geração na Espanha. O sistema havia sido considerado seguro em N-1 por todos os cálculos de coordenação dos TSOs ao longo daquela manhã. Em segundos, grandes instalações renováveis começaram a desligar por sobretensão. Apenas na região de Badajoz, mais de 700 MW de PV e CSP foram desligados em um único evento, seguidos por quase 1.000 MW adicionais em cinco províncias nos dois segundos seguintes. À medida que a tensão da rede de 400 kV subiu acima de 435 kV, os desligamentos tornaram-se auto-reforçadores. A interconexão com a Marrocos foi desligada, a sincronização entre a Península Ibérica e a Área Síncrona da Europa Continental foi perdida, e tanto a interconexão HVDC quanto a última interconexão AC com a França seguiram dentro de segundos. A desenergização automática de carga foi ativada — mas a cascata já estava além de recuperação. Às 12h33:29, o colapso total ocorreu.

Causas Raiz

O Painel de Especialistas identificou três falhas interligadas que transformaram uma perturbação em um colapso.

O controle de tensão não funcionou conforme o esperado. A maioria das instalações renováveis na Espanha operava em modo de fator de potência fixo em vez de modo de controle de tensão. Cada oscilação na potência ativa gerava uma oscilação proporcional na potência reativa — e essas oscilações de potência reativa geram flutuações de tensão na rede de transmissão. Ao mesmo tempo, várias geradoras convencionais não estavam fornecendo seus valores de referência de potência reativa. Os reatores shunt eram gerenciados manualmente, introduzindo atrasos na resposta. O código de rede da Espanha (P.O. 1.4, datado de 1998) permitia a operação da rede de 400 kV até 435 kV — bem acima da faixa de 380–420 kV especificada em SO GL — deixando quase nenhuma margem antes dos limites de proteção contra sobretensão.

As configurações de proteção contribuíram para a cascata. Um número significativo de relés de geradores possuía configurações de sobretensão que não atendiam aos requisitos de RfG ou SO GL. Algumas unidades desligaram instantaneamente por sobretensão medida em um ponto distante do ponto de conexão — acionando desligamentos durante transientes que deveriam ter sido suportados. Pelo menos dez desligamentos não cumpriram os requisitos aplicáveis. A automação de proteção, projetada para proteger ativos individuais, tornou-se um fator de cascata no colapso.

Pequenas geradoras eram invisíveis e descontroladas. Instalações distribuídas de PV com menos de 1 MW desligaram em massa devido a sobretensão durante as fases críticas da cascata. As DSOs não tinham visibilidade em tempo real de sua saída — não havia mecanismo para antecipar ou gerenciar seu comportamento à medida que a cascata se desenvolvia.

Nicholas Etherden, especialista em rede que já havia escrito sobre instabilidade gerada por inversores já em 2013, resumiu os achados da investigação no LinkedIn três dias após a publicação:

"Agora é oficial que o desligamento não foi causado pelo solar ou pelo vento em si. Vários fatores foram identificados, sendo o mais importante que o controle de tensão — principalmente na geração convencional — não atendeu aos requisitos. Além disso, instabilidade gerada por inversores foi observada 30 e 10 minutos antes do distúrbio."

"A lição principal, no entanto, é: tenha cuidado com conclusões simplificadas sobre sistemas complexos como a rede elétrica."

— Nicholas Etherden, especialista em rede, LinkedIn, 23 de março de 2026

Atribuir a causa a uma única tecnologia — em qualquer direção — ignora completamente o ponto do relatório.

O Que os Engenheiros Devem Fazer Agora

As 21 recomendações do Painel de Especialistas abrangem modelagem, operações, design de mercado e estruturas regulatórias. Para engenheiros de proteção e controle, três áreas exigem atenção imediata.

  • Modo de controle de tensão e faixas operacionais harmonizadas. Todas as geradoras — incluindo recursos baseados em inversores — devem operar no modo de controle de tensão, não em fator de potência fixo. A faixa operacional para redes de 400 kV deve ser harmonizada em 380–420 kV em toda a Europa, eliminando derrogações nacionais que reduzem as margens de proteção. As margens de potência reativa devem ser monitoradas em tempo real, com alertas antes de serem atingidos os limites críticos de tensão.

  • Auditoria das configurações de proteção. Todo local deve verificar se as configurações de sobretensão e subtensão, parâmetros HVRT/LVRT e atrasos de desligamento estão em conformidade com os requisitos atuais da RfG e SO GL — e que as medições são feitas no ponto correto de conexão. Para geradores pequenos abaixo de 1 MW, requisitos de resistência a quedas de tensão devem ser introduzidos no nível regulatório; até então, os operadores devem entender que esses ativos podem se desconectar sem aviso prévio.

  • Infraestrutura de PMU e preparação para partida em preto. A investigação foi limitada pela cobertura insuficiente de PMUs — fenômenos de oscilação nos minutos antes do apagão não puderam ser totalmente reconstruídos. Expansão da implantação de PMUs, habilitação da detecção automática de oscilações e padronização do compartilhamento de dados pós-evento entre TSOs e DSOs são pré-requisitos para prevenir o próximo incidente. Testes obrigatórios de partida em preto — a cada três anos ou após mudanças significativas nos sistemas de AVR ou proteção — são igualmente críticos.

Leia o relatório completo

O relatório final do Painel de Especialistas da ENTSO-E tem 472 páginas e aborda modelagem de rede, comportamento de sistemas de proteção, análise de oscilações e 21 recomendações em detalhes técnicos completos. Para engenheiros de proteção e controle, é leitura obrigatória.

→ Relatório Final sobre o Incidente na Rede em Espanha e Portugal em 28 de Abril de 2025