Os dados mais recentes do operador da rede em Portugal assinalam um ponto de viragem na energia limpa. O cabaz mudou depressa, e os números são relevantes para investidores, decisores de planeamento e famílias.
A liderança discreta de Portugal face à Alemanha na rede eléctrica portuguesa
Portugal terminou 2024 com renováveis a cobrirem 71% do seu consumo de eletricidade, de acordo com dados do sistema nacional. A Alemanha, pilar industrial europeu, também acelerou, mas não ultrapassou esse nível. O desempenho português assenta numa base diversificada: hídrica, eólica, solar e biomassa avançaram ou mantiveram-se robustas.
"Portugal registou uma quota de 71% de eletricidade renovável em 2024, liderada pela hídrica com 28% e pela eólica com 27%, com a solar a 10% e a biomassa a 6%."
Para lá da percentagem, importa olhar para os volumes. A produção renovável atingiu 36.7 TWh em 2024. Isto sugere uma procura total de eletricidade na ordem dos 51.7 TWh. A tabela seguinte cruza quotas com produção aproximada para dar noção de escala.
| Fonte | Quota do consumo | Produção aprox. (TWh) |
|---|---|---|
| Energia hídrica | 28% | ~14.5 |
| Eólica | 27% | ~14.0 |
| Solar fotovoltaica | 10% | ~5.2 |
| Biomassa | 6% | ~3.1 |
O ano de afirmação da solar
Entre as várias fontes, a solar foi a que mais acelerou. A produção aumentou 37% em termos homólogos, à medida que Portugal instalou centrais de grande dimensão e, em paralelo, foi somando um fluxo constante de telhados. A descida do preço dos módulos, prazos de construção mais curtos e sinais claros dos leilões contribuíram para esse avanço. Nas horas do meio do dia, a solar passou frequentemente a retirar centrais a gás da ordem de mérito. Os cortes (curtailment) mantiveram-se contidos graças às interligações e à flexibilidade da hídrica.
A hídrica regressa em força
A produção hídrica subiu 24% com um ano hidrológico mais favorável e uma gestão de despacho mais eficiente. Os operadores recorreram às albufeiras para compensar oscilações da eólica e da solar. A bombagem (pumped storage) acrescentou elasticidade ao absorver excedentes fora de ponta. Este regresso contrasta com anos de seca, em que a almofada hídrica encolheu e as importações aumentaram. Ainda assim, o risco associado à água continua presente, pelo que os operadores acompanham de perto as previsões sazonais.
A eólica mantém-se sólida
A eólica garantiu uma base próxima de “quase baseload”, apoiada por tempestades de inverno e brisas costeiras. A repotenciação de aerogeradores elevou a produção sem alargar a área ocupada. Investimentos na rede ajudaram a reduzir cortes em noites particularmente ventosas. A eólica no mar continua no horizonte, com o planeamento do fundo marinho mais definido, mas os ganhos até agora vêm sobretudo dos parques em terra.
O gás recua para um mínimo de 21 anos
A produção fóssil representou apenas 10% do consumo de eletricidade em 2024. A procura de gás para produção elétrica desceu 17%, atingindo o nível mais baixo desde 2003. As cargas de GNL continuaram, ainda assim, a ser relevantes para a segurança de abastecimento. Segundo registos do sistema, os fornecimentos vieram principalmente da Nigéria com 53% e dos Estados Unidos com 41%. Menos horas a queimar gás reduziram a intensidade carbónica e ajudaram a baixar os preços grossistas durante semanas com vento e chuva.
"O consumo de gás para eletricidade caiu 17% em 2024, atingindo o seu nível mais baixo desde 2003, à medida que as renováveis avançaram para as horas de ponta."
Porque é que o salto aconteceu
- Política estável: leilões regulares, contratos financiáveis e regras claras de acesso e ligação à rede.
- Flexibilidade hídrica: albufeiras e bombagem a equilibrar picos solares e rajadas eólicas.
- Licenciamento mais rápido: menos burocracia para repotenciação e solar de média dimensão.
- Interligação: comércio intenso com Espanha a apoiar o equilíbrio hora a hora.
- Vaga de telhados: regimes de autoconsumo a acrescentar oferta diurna e a reduzir a procura.
O que isto significa para faturas, rede e vizinhos
Mais eletricidade com custo marginal próximo de zero tende a pressionar os preços em baixa em períodos de muito vento ou chuva. Isso favorece os consumidores, mas também aumenta a volatilidade. A rede portuguesa acomodou oscilações intradiárias maiores com apoio da hídrica, de baterias e de fluxos transfronteiriços para o mercado espanhol. Ainda assim, em noites de temporal continuam a surgir situações de congestionamento. Projetos de armazenamento procuram captar esses preços baixos e vender mais tarde no pico do início da noite.
Os consumidores industriais ganham margem de escolha. As empresas podem fechar contratos de compra de energia (PPA) associados a eólica ou solar local. Centros de dados e unidades eletrointensivas conseguem deslocar parte do consumo para horas em que os preços descem. Para o operador da rede, a exigência de previsão aumenta, pelo que modelos meteorológicos mais rigorosos e telemetria das centrais passaram a ser centrais na operação diária.
O principal risco está na linha de água. Um ano seco pode reduzir a hídrica e obrigar o gás a regressar como reserva. A política procura proteger a procura com melhorias de eficiência, bombas de calor e tarifas mais inteligentes. O mercado ibérico também amortece choques, já que o mix de Espanha pode preencher falhas e absorver excedentes quando as condições se invertem.
O quadro mais amplo da Europa
No conjunto da UE, as renováveis ultrapassaram metade da eletricidade no primeiro semestre de 2024. A eólica e a solar chegaram a cerca de 30% do mix, enquanto os combustíveis fósseis desceram para perto de 27% com uma procura mais moderada e uma forte produção renovável. A nova capacidade eólica prevista até 2027 é expressiva, com mais de 100 GW planeados em toda a Europa. A solar continua a crescer tanto em centrais de grande escala como em telhados.
A Alemanha instalou um grande volume de painéis e aerogeradores em 2024. A sua quota, porém, mantém-se abaixo da de Portugal porque a procura alemã é muito superior e mais industrial. Portugal beneficiou de uma rede mais compacta, de abundância hídrica e de uma implantação solar rápida, o que ampliou a variação percentual anual.
O que acompanhar em 2025
- Locais híbridos: solar instalada ao lado de eólica ou hídrica para partilhar ligações à rede.
- Carteiras de baterias: sistemas de quatro horas orientados para o pico da tarde/noite e para equilibrar previsões do mercado do dia seguinte.
- Fotovoltaico flutuante em albufeiras: menos uso de solo e ligação mais estreita a ativos hídricos.
- Projetos-piloto de hidrogénio verde: utilização fora de ponta onde já existem gasodutos e portos.
- Carga do carregamento de VE: carregamento gerido que transforma carros em procura flexível.
Duas notas práticas para leitores sobre o fator de capacidade
O fator de capacidade confunde muitas pessoas. Corresponde à produção média num período dividida pela produção máxima possível. Em Portugal, os parques eólicos costumam operar perto de 30% a 40% ao longo do ano. A solar fica mais próxima de 20% a 25%, dependendo da localização e da inclinação. Estes valores influenciam receitas e planeamento da rede, porque indicam quando a energia chega efetivamente.
Um exemplo doméstico ajuda a tornar isto concreto. Um sistema de telhado de 5 kW em Lisboa pode produzir cerca de 7,500 kWh por ano em boas condições. Um apartamento típico consome 2,500 a 3,000 kWh. Com regras de autoconsumo e um inversor inteligente, uma família poderia cobrir a maior parte do consumo diurno e vender o excedente. Ao juntar uma pequena bateria, parte da solar do fim da tarde passa para a hora do jantar. O retorno depende da tarifa, da inclinação do telhado e do custo do equipamento, mas as contas estão cada vez mais favoráveis à instalação.
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