Portugal alcança 71% de eletricidade renovável em 2024

Dados recentes do operador da rede elétrica de Portugal indicam uma virada relevante na energia limpa. A composição mudou rapidamente, e os números têm peso para investidores, planejadores e famílias.

A liderança discreta de Portugal sobre a Alemanha

Portugal fechou 2024 com as renováveis respondendo por 71% do consumo de eletricidade, segundo dados do sistema nacional. A Alemanha, base industrial da Europa, também acelerou a transição, mas não ultrapassou esse patamar. O resultado português vem de uma base diversificada: hídrica, eólica, solar e biomassa avançaram ou se mantiveram firmes.

"Portugal registrou uma participação de 71% de eletricidade renovável em 2024, liderada pela hidrelétrica com 28% e pela eólica com 27%, com a solar em 10% e a biomassa em 6%."

Além da participação, o volume ajuda a dimensionar o salto. A geração renovável chegou a 36.7 TWh em 2024. Isso sugere uma demanda total de eletricidade próxima de 51.7 TWh. A tabela a seguir combina as parcelas com a produção aproximada para dar escala.

Fonte	Participação no consumo	Produção aprox. (TWh)
Hidrelétrica	28%	~14.5
Eólica	27%	~14.0
Solar fotovoltaica	10%	~5.2
Biomassa	6%	~3.1

O ano de ruptura da solar

A solar foi a que mais cresceu. A produção aumentou 37% em relação ao ano anterior, com Portugal adicionando usinas de grande porte e, em paralelo, um fluxo constante de sistemas em telhados. A queda no preço dos módulos, o prazo de obra mais curto e sinais claros em leilões ajudaram. Em muitos horários de meio do dia, a solar chegou a empurrar térmicas a gás para fora da ordem de despacho. Os cortes (curtailment) permaneceram limitados graças às interligações e à flexibilidade hidrelétrica.

A hidrelétrica volta a ganhar força

A geração hídrica subiu 24% com um ano hidrológico melhor e um despacho mais estratégico. Os operadores usaram os reservatórios para amortecer as oscilações da eólica e da solar. O armazenamento por bombeamento trouxe flexibilidade extra para absorver excedentes fora do pico. Esse retorno contrasta com anos de seca, quando a “almofada” da hidrelétrica encolheu e as importações aumentaram. Ainda assim, o risco ligado à água segue no radar, e as previsões sazonais continuam sendo acompanhadas de perto.

A eólica se mantém sólida

A eólica sustentou uma base quase contínua, impulsionada por tempestades de inverno e brisas costeiras. A repotenciação de turbinas elevou a produção sem ampliar áreas ocupadas. Melhorias na rede reduziram cortes em noites de vento forte. A eólica offshore permanece no planejamento, com o ordenamento do fundo do mar mais definido, mas a maior parte dos ganhos até aqui veio de parques em terra.

O gás recua ao menor nível em 21 anos

A geração fóssil respondeu por apenas 10% do consumo de eletricidade em 2024. O uso de gás para gerar energia caiu 17%, no nível mais baixo desde 2003. Cargas de GNL ainda tiveram papel na segurança do abastecimento. Segundo registros do sistema, os embarques vieram principalmente da Nigéria com 53% e dos Estados Unidos com 41%. Menos horas de queima reduziram a intensidade de carbono e aliviaram os preços no atacado durante semanas de vento e chuva.

"O consumo de gás para eletricidade caiu 17% em 2024, atingindo seu menor nível desde 2003 à medida que as renováveis avançaram para os horários de pico."

Por que o avanço aconteceu

• Política estável: leilões regulares, contratos financiáveis e regras claras de conexão à rede.
• Flexibilidade hídrica: reservatórios e bombeamento equilibrando picos solares e rajadas de vento.
• Licenças mais rápidas: menos burocracia para repotenciação e solar de porte médio.
• Interligação: comércio forte com a Espanha ajuda no balanço hora a hora.
• Onda de telhados: esquemas de autoconsumo aumentam a oferta diurna e reduzem a demanda.

O que isso significa para contas, redes e vizinhos

Mais eletricidade de custo marginal quase zero costuma pressionar preços para baixo em períodos de vento ou chuva. Isso favorece o consumidor, mas também aumenta a volatilidade. A rede portuguesa absorveu oscilações intradiárias maiores com hidrelétricas, baterias e fluxos transfronteiriços com o mercado espanhol. Ainda surgem gargalos em noites de tempestade. Projetos de armazenamento buscam capturar esses vales e vender a energia no pico da noite.

Compradores industriais ganham mais opções. Empresas podem firmar contratos de compra de energia (PPAs) atrelados a eólica ou solar locais. Data centers e plantas eletrointensivas conseguem deslocar parte do consumo para momentos de preço baixo. Para isso, o operador da rede precisa de previsões muito precisas; por isso, modelos meteorológicos melhores e telemetria de usinas passaram a ocupar o centro da rotina operacional.

O principal risco está na disponibilidade de água. Um ano seco pode reduzir a hidrelétrica e trazer o gás de volta como respaldo. A política tenta proteger a demanda com melhorias de eficiência, bombas de calor e tarifas mais inteligentes. O mercado ibérico também amortece choques, já que o mix da Espanha pode cobrir faltas e absorver excedentes quando as condições mudam.

O panorama mais amplo da Europa

No conjunto da União Europeia, as renováveis ultrapassaram a marca de metade da eletricidade no primeiro semestre de 2024. Eólica e solar chegaram a cerca de 30% da matriz, enquanto os combustíveis fósseis caíram para perto de 27% com demanda mais suave e forte desempenho das renováveis. A nova capacidade eólica prevista até 2027 é grande, com mais de 100 GW programados em toda a Europa. A solar continua a se expandir tanto em usinas quanto em telhados.

A Alemanha instalou um grande volume de painéis e turbinas em 2024. Ainda assim, sua participação fica atrás da de Portugal porque a demanda alemã é muito maior e mais industrial. Portugal se beneficiou de uma rede mais compacta, hidrelétricas abundantes e implantação rápida de solar, o que ampliou a variação percentual anual.

O que observar em 2025

• Projetos híbridos: solar ao lado de eólica ou hidrelétrica para compartilhar conexões à rede.
• Carteira de baterias: sistemas de quatro horas mirando o pico noturno e o ajuste das previsões do mercado do dia seguinte.
• Solar flutuante em reservatórios: menor uso de terra e integração mais estreita com ativos hidrelétricos.
• Pilotos de hidrogênio verde: uso fora do pico onde já existem dutos e portos.
• Carga de recarga de veículos elétricos: recarga gerenciada que transforma carros em demanda flexível.

Duas notas práticas para leitores

O fator de capacidade costuma confundir. Ele é a produção média em um período dividida pela produção máxima possível. Em Portugal, parques eólicos normalmente operam perto de 30% a 40% ao longo do ano. A solar fica mais próxima de 20% a 25%, dependendo do local e da inclinação. Esses valores influenciam receita e planejamento da rede, porque indicam quando a energia de fato aparece.

Um exemplo doméstico ajuda a visualizar. Um sistema de telhado de 5 kW em Lisboa pode gerar aproximadamente 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 uso durante o dia e vender o excedente. Ao adicionar uma bateria pequena, parte da energia solar do fim de tarde migra para o horário do jantar. O retorno depende da tarifa, da inclinação do telhado e do custo do equipamento, mas as contas vêm se tornando cada vez mais favoráveis à instalação.