O ritmo de instalação de painéis solares está a arrefecer em Portugal. A travagem de 21% é real, mas também é um sinal para otimizar estratégias, reforçar a eficiência e escolher melhor cada euro investido em energia limpa.
Se quer continuar a avançar, a solução passa por planeamento inteligente, obras úteis na casa e decisões energéticas com retorno claro.
Peu de temps ? Voici l’essentiel :
| ✅ Pontos-chave | Porque interessa agora |
|---|---|
| 📉 Instalações caem 21% em Portugal | A adição anual baixa para 1,7 GW; é hora de priorizar projetos com melhor retorno e preparar a ligação à rede. |
| ⚡ Rede congestionada e PPAs fracos | Planeie cedo o ponto de ligação, considere hibridização e autoconsumo partilhado para destravar projetos. |
| 🏠 Eficiência 1º, painéis depois | Isolamento, sombreamento e gestão de carga reduzem potência instalada e encurtam payback 🕒. |
| 🔋 Baterias e comunidades | Em perfis com picos vespertinos, armazenamento e comunidades de energia melhoram a economia do sistema 💡. |
Queda de 21% nas instalações solares: o que significa e como se adaptar
Os dados mais recentes apontam para uma contração de 21% na instalação de nova capacidade solar no país, passando de 2,1 GW no ano anterior para 1,7 GW agora (valores em corrente contínua). A desaceleração não é um fenómeno isolado: em toda a UE, as novas ligações recuaram ligeiramente, de 65,6 GW para 65,1 GW, o primeiro decréscimo desde 2016.
Em Portugal, a carteira de projetos continua robusta, mas a realização no terreno esbarra em congestão de rede, menor dinamismo de PPAs e preços grossistas mais baixos. Resultado: projetos de grande escala adiam decisão final de investimento e o segmento residencial ajusta expectativas. Ainda assim, o país acumulou cerca de 8,2 GW instalados (DC), repartidos entre 44% descentralizado e 56% de larga escala, mantendo-se no top 10 europeu em evolução anual.
Olhar para fora ajuda a ganhar perspetiva: a Alemanha avança pouco (+1%), a Espanha moderadamente (+5%), a França surpreende (+17%), a Roménia dispara (+45%) e os Países Baixos sofrem a maior queda (-34%). Portugal recua mais do que a média, mas conserva fundamentos sólidos: elevado recurso solar, projetos maduros e autoconsumo em expansão.
O sistema elétrico nacional também mudou: as renováveis atingiram perto de 77% da produção elétrica acumulada até agosto, reforçando o papel da solar no mix. Em corrente alternada, as estatísticas oficiais somavam 6,5 GW até outubro, com 824 MW ligados nos primeiros dez meses e cerca de 30% disso em produção descentralizada.
Causas reais da travagem: rede, PPAs e preços
A raiz do abrandamento combina três traves-mestras. Primeiro, a capacidade limitada da rede em certas zonas: transformadores e linhas saturadas abrandam ligações. Segundo, a menor atividade de PPAs, que dificulta o financiamento sem receitas estáveis a longo prazo. Terceiro, preços de energia mais baixos, que alongam o payback, sobretudo onde o autoconsumo não é maximizado.
Há também um reequilíbrio saudável: depois de anos de euforia, o mercado filtra projetos e favorece soluções mais eficientes, como hibridização (solar + eólica + armazenamento), partilha de autoconsumo e repotenciação de centrais existentes.
Exemplo prático: Condomínio Ribeira Nova
Um condomínio com 42 frações, em Setúbal, planeava 120 kWp no telhado, mas enfrentou atraso de ligação. A solução foi fasear: 40 kWp na fase 1, gestão ativa de cargas comuns e adoção de uma comunidade de energia para partilha com 12 vizinhos próximos. Com a curva de consumo ajustada (bombas de calor programadas e carregamento de veículos à hora certa), o projeto atingiu autoconsumo de 73% na fase inicial e viabilizou a fase 2 sem sobredimensionar inversores.
O recado é simples: a travagem do mercado não é um travão ao seu plano, é um convite para o estruturar melhor.
Menos painéis, mais eficiência: como reduzir consumo e pagar menos
Quando a instalação abranda, a eficiência torna-se a alavanca principal. Em muitas casas, investir primeiro em isolamento e gestão térmica encurta o retorno do solar e reduz a potência a instalar. O objetivo é claro: consumir menos, melhor e no momento certo.
Comece pela envolvente. Coberturas com isolamento contínuo, caixilharia estanque e sombreamento inteligente derrubam a carga térmica. Em climas quentes como o do Alentejo, brises-soleil e estores exteriores evitam sobreaquecimento sem recorrer a ar condicionado em excesso. No litoral, evitar pontes térmicas e condensações poupa energia e prolonga a vida útil dos materiais.
O segundo passo é domar a curva de consumo. Uma bomba de calor eficiente operando ao meio-dia, quando há sol, vale mais do que dois módulos extra. Termoacumuladores com resistência elétrica podem ser alimentados em janelas solares, transformando excedentes em “bateria térmica”. Em cozinhas, placas de indução com função “power management” previnem picos desnecessários.
Checklist de eficiência imediata
- 🧊 Isolamento na cobertura (≥ 12 cm lã mineral): reduz 20–30% da carga térmica.
- 🌞 Sombreamento exterior em janelas a sul/poente: corta ganhos solares excessivos.
- 🕒 Programação de cargas: máquina de lavar, AQS e VE nas horas de maior produção.
- 🔌 Tomadas inteligentes com medição: dados reais para dimensionar o PV sem “achismos”.
- 🛁 Pré-aquecimento de AQS ao meio-dia: usa excedentes como armazenamento térmico.
- 📶 Gestão centralizada (Home Energy Management System): orquestra cargas e evita picos.
Estas medidas preparam o terreno para um sistema fotovoltaico enxuto. Se a sua casa precisava de 6 kWp, uma estratégia de eficiência pode reduzir para 4–5 kWp, mantendo conforto e contas baixas. Menos módulos, menos inversor, menos estrutura — investimento menor e risco controlado.
Caso: moradia em Évora
Numa moradia T3 de 200 m², isolada em cortiça e com estores exteriores, a carga térmica anual caiu 28%. Ajustando horários de AQS e máquina de secar para as 12h–16h, o autoconsumo subiu para 78%. O sistema final ficou em 4,2 kWp com inversor de 3,6 kW e sem bateria. Em vez de 10 anos, o payback estimado ficou em 7–8 anos, mesmo com tarifas mais baixas no mercado grossista.
Se o mercado esfria, a eficiência aquece a equação financeira.
Explorar guias práticos e casos reais ajuda a definir prioridades e evitar sobredimensionamentos. Informação clara evita despesas que nada acrescentam ao conforto.
Autoconsumo, comunidades de energia e baterias: escolher bem em 2025
Com rede congestionada e PPAs mais raros, os modelos de autoconsumo ganham relevância. O desafio é decidir entre individual, coletivo, comunidades de energia e o uso de baterias. A escolha certa depende da sua curva de consumo, da exposição solar e da tarifa contratada.
No residencial típico, o autoconsumo individual continua a ser a base. Em prédios e urbanizações, o autoconsumo coletivo permite partilhar produção por frações, laminando picos e elevando a taxa de utilização local. As comunidades de energia vão mais longe: incluem utilizadores próximos (como cafés, mercearias e escolas) e desbloqueiam sinergias diárias — o comércio consome quando as famílias estão fora.
E as baterias? Quando há excedentes regulares ao meio-dia e consumo significativo ao final do dia, o armazenamento suaviza a fatura. Atenção, porém, aos preços: em períodos de energia barata, a bateria compete com a rede. Vale a pena se a sua meta for aumentar a autonomia e reduzir picos contratados.
| 🔎 Opção | 💚 Vantagens | ⚠️ Riscos | ⏱️ Payback típico |
|---|---|---|---|
| Autoconsumo individual | Simples, direto, alta fiabilidade | Excedentes mal aproveitados sem gestão | 6–9 anos 🕒 |
| Autoconsumo coletivo | Distribui produção e picos no prédio | Requer acordo e medição partilhada | 5–8 anos 🕒 |
| Comunidade de energia | Sinergias locais, melhor taxa de uso | Processo jurídico e técnico mais denso | 6–10 anos 🕒 |
| Bateria residencial | Autonomia e potência de pico | Capex alto, sensível a preços da rede | 8–12 anos 🕒 |
Como decidir com dados (e não com mitos)
Monitorize consumos por circuito durante 2–4 semanas. Se a sua base noturna for relevante, uma bateria de 5–7 kWh pode fazer sentido. Se o pico está no meio do dia, é melhor deslocar cargas (AQS, máquinas, VE). Em prédios, analise perfis por fração: idosos e teletrabalho consomem quando há sol, elevando a viabilidade do coletivo.
No comércio de proximidade, mini-PV com 10–20 kWp e contratos de partilha com vizinhos criam receitas estáveis e fidelizam clientes. Tudo documentado e transparente, com medição certificada e regras claras de repartição.
Decidir com base em dados reais reduz erros e encurta o caminho até ao retorno.
Projetos de grande escala e a rede: como destravar licenças e ligações
O abrandamento expôs um gargalo: a rede. Há cerca de 20 GW de projetos com licenças ou pontos de ligação atribuídos, mas muitos aguardam reforços de infraestrutura. Para quem promove parques ou grandes autoconsumos, a palavra de ordem é flexibilidade: ajustar configuração, localização e calendário para casar produção e capacidade disponível.
A hibridização é uma via de avanço. Ao combinar solar com eólica num mesmo ponto de ligação, o perfil conjunto é mais suave e reduz a necessidade de reforços volumosos. A repotenciação de centrais existentes — trocando equipamentos por modelos mais eficientes — aproveita autorizações e infraestruturas, acelerando prazos. Em mercados com preços mais baixos, a redução de risco operacional passa à frente do ganho marginal de energia.
Hibridização e repotenciação: atalhos viáveis
Projetos que somam PV + eólica + armazenamento entregam potência mais previsível. Em locais onde as ligações novas estão bloqueadas, repotenciar um parque eólico com painéis a jusante do mesmo ponto de ligação pode ser a saída mais rápida e segura. Para instalações industriais, baterias de 1–2 horas nivelam picos e aumentam o uso local do PV, evitando exportações em horas de preço baixo.
Os procedimentos estão a digitalizar-se. Ao preparar a documentação, seja cirúrgico: estudos de impacto na rede, curvas de produção simuladas e estratégias de corte automático (“curtailment” inteligente) mostram compromisso com a estabilidade do sistema. Esse detalhe técnico reforça a confiança da entidade gestora.
PPAs de proximidade e partilha virtual
Com a atividade de PPAs mais discreta, contratos de proximidade — entre produtores locais e consumidores eletrointensivos — ganham interesse. A partilha virtual de energia dentro da mesma zona de rede diminui perdas e reduz risco de preços. Para cooperativas e autarquias, os acordos quadrienais com cláusulas de revisão anual equilibram segurança e flexibilidade.
O roteiro prático inclui: alinhar cronograma de obra com janelas de ligação, prever hibridização desde o projeto-base, avaliar repotenciação onde existam infraestruturas e apostar em gestão de flexibilidade (baterias, controlo de carga). Nada disto é teórico: são decisões que encurtam meses e seguram o retorno numa fase de mercado mais exigente.
Quando a rede é o limite, a engenharia passa a ser a alavanca.
Perspetivas 2026–2030: Portugal entre metas e realidade — o que fazer já
O horizonte é claro: com a dinâmica atual, o país poderá atingir cerca de 19 GW acumulados até 2030, abaixo da meta oficial de 20,8 GW. Na UE, o objetivo de 750 GW parece escapar, com projeções a rondar 718 GW. Mesmo assim, a energia solar já forneceu cerca de 13% da eletricidade europeia, prova de que a transição está em curso — e precisa de nova tração.
O que pode destravar? Uma combinação de medidas: reforço e modernização da rede, transposição célere da RED III, simplificação de licenças com processos digitais, e mercados de flexibilidade que valorizem armazenamento e resposta da procura. Em paralelo, políticas municipais que promovam autoconsumo e comunidades de energia robustecem o tecido local e reduzem perdas na rede.
Há também um caminho de curto prazo ao alcance de qualquer família ou empresa. Primeiro, dimensionar sistemas a partir de dados reais (não por “regras de bolso”). Segundo, priorizar eficiência e deslocação de consumos antes de aumentar potência. Terceiro, avaliar oportunidades de partilha — no prédio, na rua, no bairro — para melhorar a utilização da energia gerada.
Para quem gere ativos ou portefólios, planeie a “escada” 2026–2030: fases bem definidas, metas de autoconsumo, cenários de preço e opções de hibridização pré-desenhadas. Se o mercado vai oscillar mais dois anos, o ponto ótimo é construir resiliência agora para colher em 2028–2029, quando o volume europeu tende a recuperar para cerca de 67 GW/ano.
E no terreno, como começar amanhã? Faça um auditoria de cargas em casa, ajuste os horários de AQS e lavandaria para janelas solares, e confirme se o telhado permite sombreamento eficaz no verão. Se já tem PV, teste perfis de exportação e avalie uma bateria pequena ou a adesão a uma comunidade local. Pequenos passos, grande efeito.
Em resumo: a euforia passou, a maturidade chegou. O segredo é combinar eficiência, dados e boa engenharia. Se tiver de guardar apenas uma ideia, que seja esta: alinhe o seu consumo com o sol — o retorno aparece e a rede agradece. 🌞
Source: expresso.pt
