Espanha: 15 GW solares derrubam rede

Em 28 de abril de 2025, às 12h33 locais, o sistema elétrico espanhol colapsou. Em cerca de cinco segundos desapareceram 15 GW de produção, o equivalente a 60 por cento do consumo do país, deixando mais de 50 milhões de pessoas em Espanha e Portugal sem eletricidade durante até 16 horas (Gridradar, relatório final da ENTSO-E). Uma rede que não acompanhou o ritmo de ligação de painéis solares acabou por arrastar dois países para um apagão em menos de 20 segundos.

Como se parte uma rede elétrica

A rede elétrica europeia funciona a 50 Hz: a corrente alterna de direção 50 vezes por segundo. Numa central convencional, seja a gás, nuclear ou hídrica, há uma turbina pesada a girar fisicamente nesse ritmo. Essa massa em rotação funciona como amortecedor do sistema. Quando algo falha, a inércia da turbina dá à rede alguns segundos para reagir.

Os painéis solares não têm peças em rotação. Transformam luz em eletricidade através de equipamentos eletrónicos, os inversores. No dia do apagão, a energia solar representava 53 por cento da produção elétrica espanhola (IEEE Spectrum). O sistema tinha ficado com pouca inércia física disponível.

O painel de peritos da ENTSO-E, a entidade europeia que reúne os operadores de redes elétricas, identificou um problema ainda mais concreto: instabilidade de tensão. As instalações solares no sul de Espanha estavam configuradas para injetar ou absorver potência reativa, a componente menos visível que mantém a tensão estável, de forma automática e proporcional, mas sem controlo inteligente. Quando uma instalação oscilava, outras ampliavam essa oscilação. Geradores convencionais contratualmente obrigados a estabilizar a tensão não o fizeram; alguns fizeram mesmo o contrário (relatório da REE).

O plano de rede que a energia solar ultrapassou

Só em 2025, Espanha acrescentou cerca de 8,8 GW de nova capacidade renovável, concentrada na Andaluzia, na Extremadura e em Castela-Mancha. São regiões com muito sol, mas com ligações de transporte frágeis para os centros de consumo do norte. A Red Eléctrica, o operador da rede espanhola, reconheceu depois que a instalação solar efetiva nestas três regiões superou em 97 a 118 por cento os pressupostos do seu plano para 2021-2026 (Voz Pópuli). Em meados de 2025, 83,4 por cento dos nós da rede estavam saturados, ou seja, sem capacidade física para aceitar mais produção (Alcircle).

O ministério autorizou as centrais. O operador da rede devia garantir que havia capacidade de ligação. Nenhum dos lados verificou devidamente se o outro tinha feito a sua parte. Um ano depois, o regulador espanhol, a CNMC, abriu 66 processos sancionatórios, mas não emitiu qualquer decisão final (Brussels Signal).

A distância europeia entre metas e cabos

O caso espanhol é extremo, mas não é isolado. A União Europeia tem metas vinculativas para a expansão das renováveis, com 42,5 por cento em 2030, mas apenas metas indicativas para o investimento nas redes. Não há legislação europeia que obrigue o reforço da rede a preceder, ou sequer a acompanhar, a ligação de nova produção renovável (Clean Energy Wire).

A Comissão Europeia estima que serão necessários 584 mil milhões de euros de investimento em redes até 2030. A despesa atual ronda 23 mil milhões de euros por ano, menos de metade do ritmo mínimo necessário (Comissão Europeia, Eurelectric). A Alemanha mostra quanto custa esta diferença na prática: o operador da rede gasta 2,7 mil milhões de euros por ano em redispatch, isto é, em pagamentos a centrais para reduzirem ou aumentarem produção porque a rede não consegue transportar a eletricidade para onde ela é necessária. Apenas 21 por cento dos 16 800 quilómetros de novas linhas de transporte previstas estão concluídos (n-tv).

Quem paga

Os consumidores. Os custos do congestionamento da rede entram diretamente nas tarifas de acesso incluídas em cada fatura de eletricidade. Em Espanha, as famílias viram os preços regulados da eletricidade subir 13,2 por cento no ano seguinte ao apagão, devido às medidas de emergência para estabilizar a rede (Infobae). Na Alemanha, a fatura do redispatch é distribuída pelos consumidores da mesma forma.

Os vencedores, por agora, são os promotores solares que conseguiram ligar-se cedo à rede, garantir subsídios e transferir os custos de reforço para a conta coletiva.

O pacote europeu para as redes, apresentado em dezembro de 2025, acelera licenciamentos tanto para renováveis como para infraestruturas elétricas, mas continua sem criar um mecanismo legal que ligue a velocidade de umas à prontidão das outras. Onze Estados-Membros, responsáveis por 80 por cento da produção elétrica da UE, deverão falhar a meta de interligação de 15 por cento em 2030 (Ember). A pergunta prática é simples: conseguirá a Europa construir a rede necessária antes do próximo colapso de cinco segundos?