Renováveis: do licenciamento à concretização dos projetos

A próxima fase da transição energética portuguesa já não se joga na definição de metas, mas na capacidade de concretizar projetos: transformar gigawatts planeados em projetos ligados à rede. O desafio é claro – e o tempo, escasso.

O Plano Nacional Energia e Clima (PNEC), revisto no final de 2024, estabelece metas particularmente ambiciosas para 2030: face aos valores previstos para 2025, a capacidade solar fotovoltaica deverá aumentar de 8,4 GW para 20,8 GW e a capacidade eólica de 6,3 GW para 12,4 GW. Paralelamente, a eletrificação da economia, o desenvolvimento dos centros de dados, do hidrogénio renovável e da indústria deverão traduzir-se num aumento significativo do consumo de eletricidade. A concretização destes objetivos exigirá um ritmo de investimento e de execução de novos centros eletroprodutores muito superior ao verificado nos últimos anos.

Os dados públicos disponíveis não permitem, por si só, concluir que o atual ritmo de desenvolvimento de projetos seja compatível com as metas do PNEC. Verifica-se uma redução da capacidade licenciada nos últimos anos através de licenças de produção e os dados dos operadores de rede não evidenciam a atribuição de novos títulos de reserva de capacidade de injeção para além daqueles que resultam de procedimentos concorrenciais e das listas com as classificações finais para celebração de acordos. Em sentido inverso, a produção descentralizada continua a crescer, refletindo a expansão do autoconsumo. Faltam, porém, dados consolidados sobre outras componentes relevantes, designadamente sobreequipamentos, reequipamentos, armazenamento colocalizado e projetos sujeitos a registo prévio.

Esta falta de visibilidade dificulta não apenas o planeamento estratégico, mas também a identificação dos verdadeiros pontos de bloqueio.

Mais do que conhecer a capacidade instalada em pipeline, importa perceber a robustez da carteira de projetos em desenvolvimento. Para isso, seria importante identificar onde se encontra o principal estrangulamento: na atribuição de capacidade de injeção, no licenciamento, no financiamento ou na própria execução dos projetos.

Se o diagnóstico aponta para dificuldades na concretização destes projetos, importa perceber o que está a ser feito para as ultrapassar.

O Governo tem procurado responder a estes desafios através de diversas iniciativas legislativas. Reconhecendo as limitações do regime em vigor, o Decreto-Lei n.º 100/2026 veio permitir, a título temporário, uma maior flexibilidade, otimização e reconfiguração da capacidade de ligação já atribuída, no âmbito da execução de projetos de produção de eletricidade de fonte renovável. O objetivo é potenciar a concretização de projetos já titulados e promover uma utilização mais eficiente da capacidade de injeção existente.

O Decreto-Lei n.º 130/2026 aprovou o regime das Zonas de Aceleração das Energias Renováveis, procurando antecipar a análise dos constrangimentos ambientais e territoriais e criar condições para um licenciamento mais célere e previsível. A delimitação destas zonas esteve recentemente em consulta pública através do denominado Mapa Verde, que revelou reservas por parte de diversos municípios, demonstrando que a aceleração do licenciamento dependerá não apenas da simplificação procedimental, mas também da aceitação territorial dos projetos.

Na prática, estas medidas procuram responder a duas questões centrais: como aproveitar melhor a capacidade de rede já atribuída e como reduzir a incerteza no licenciamento. Contudo, a sua eficácia dependerá da forma como forem implementadas no terreno.

É precisamente neste contexto que assume relevância a evolução do regime de compensações municipais. Atualmente, os municípios já beneficiam de algumas compensações, suportadas pelos produtores e pelo Fundo Ambiental. O modelo poderá, porém, evoluir. O caderno de encargos do procedimento concorrencial para atribuição de capacidade de ligação destinada ao armazenamento autónomo prevê que o titular do direito fique obrigado ao pagamento anual aos municípios territorialmente abrangidos de uma compensação correspondente a 2,5% das receitas anuais obtidas com a exploração da instalação, deduzidos os custos de aquisição de energia para carregamento a partir da Rede Elétrica de Serviço Público. Trata-se de uma solução que reforça o alinhamento entre os interesses das comunidades locais e o sucesso económico dos projetos.

Importa, contudo, que estas alterações sejam acompanhadas da capacidade administrativa necessária para as executar. A simplificação legislativa produzirá resultados limitados se não for acompanhada por uma administração pública capaz de decidir dentro dos prazos aplicáveis e de manter uma interação regular com os promotores ao longo do procedimento. Com efeito, o setor continua a apontar dificuldades significativas na tramitação dos processos de licenciamento, sendo frequentes as situações de dificuldade em obter esclarecimentos ou decisões em tempo útil, designadamente em projetos de armazenamento.

O forte crescimento da capacidade solar previsto no PNEC só poderá ser plenamente aproveitado se o sistema dispuser de soluções que permitam armazenar energia. Para além de aumentar a flexibilidade do sistema elétrico e reduzir restrições de rede, o armazenamento contribuirá para diminuir a dependência das centrais convencionais na prestação de serviços de sistema – e, com isso, aliviar os consumidores de uma fatura crescente. De acordo com dados da ERSE, os encargos de regulação do sistema, que recaem sobre o consumo, aumentaram cerca de 65% em 2025 face ao ano anterior, para uma média de aproximadamente 13 EUR/MWh, agravados pelas medidas de reforço de segurança adotadas pela REN na sequência do apagão ibérico de 28 de abril de 2025. Estes custos refletem, em grande medida, o recurso sistemático a centrais de ciclo combinado a gás para compensar a variabilidade da produção renovável – um problema que o armazenamento pode mitigar de forma estrutural.

O futuro da transição energética dependerá, por isso, de quatro fatores essenciais: uma Administração Pública capaz de decidir de forma célere; municípios verdadeiramente envolvidos e beneficiários dos projetos; uma aposta decidida no armazenamento e na flexibilidade do sistema; e um mercado de contratos de longa duração de compra e venda de energia – os chamados power purchase agreements ou PPAs – suficientemente desenvolvido para proporcionar previsibilidade de receitas aos produtores de eletricidade.

Nos próximos anos, o sucesso da transição energética portuguesa será medido menos pelas metas fixadas nos planos estratégicos e mais pela capacidade de transformar projetos em megawatts efetivamente ligados à rede.

A janela de oportunidade para cumprir o PNEC 2030 está a fechar-se. O que fizermos – ou deixarmos de fazer – nos próximos 12 a 18 meses definirá se Portugal será um caso de estudo de sucesso ou mais um exemplo de ambição não concretizada.