A armadilha do preço da eletricidade na transição energética: o equívoco fatal na expansão da energia solar – O que está a correr mal?

Um truque de rede simples que foi ignorado: como a Alemanha está a desperdiçar milhares de milhões na expansão da rede eléctrica

Explosão de custos na rede eléctrica: o erro simples que os políticos estão a ignorar por completo

A transição energética da Alemanha enfrenta um dilema dispendioso: as soluções técnicas e científicas para uma rede eléctrica estável e acessível já existem há muito tempo, mas a implementação política está drasticamente atrasada. O resultado são desenvolvimentos paradoxais: enquanto os painéis solares são instalados em telhados na Baviera, sobrecarregando as redes locais em dias ensolarados, enormes parques eólicos e solares no nordeste do país são frequentemente construídos apenas onde as ligações são mais baratas – longe dos principais centros de consumo. Existem, no entanto, formas simples e praticamente gratuitas de reduzir os preços da electricidade e aliviar a pressão sobre a rede, como a utilização inteligente das ligações de rede existentes ou os subsídios regionais inteligentes. Apesar disso, os legisladores perderam oportunidades cruciais na recente reforma da Lei das Fontes de Energia Renovável (EEG). Só uma nova regulamentação, que entrará em vigor em 2027, demonstra que é possível uma mudança de mentalidade – e transformará profundamente o mercado privado de energia solar. A nossa análise esclarece por que razão ainda estamos a poupar nos locais errados ao reestruturar o nosso fornecimento de energia e como seria um sistema verdadeiramente compatível com a rede.

Porque é que a transição energética está a fazer concessões no sítio errado: Um sistema em transição, não um sistema à beira do colapso

O fornecimento de electricidade na Alemanha está a passar por um dos maiores projectos de transformação infra-estrutural do pós-guerra. Algumas grandes centrais elétricas, controladas centralmente, estão a ser substituídas por uma rede de dezenas de milhares de pequenas instalações de geração descentralizadas e, em alguns casos, extremamente dependentes das condições meteorológicas. Tal transformação, pela sua própria natureza, não pode ocorrer sem problemas, especialmente porque muitos dos desenvolvimentos tecnológicos e económicos relevantes de hoje eram simplesmente imprevisíveis na altura dos compromissos climáticos internacionais, no final da década de 1990. Por conseguinte, não é de surpreender que este processo de transformação esteja a enfrentar não só desafios técnicos e regulamentares, mas também a gerar cepticismo público.

Ao mesmo tempo, há cada vez mais evidências de que um sistema elétrico baseado principalmente em energias renováveis ​​é fundamentalmente viável. Dois desenvolvimentos são cruciais para tal: o aumento da flexibilidade na geração e no consumo, algo quase inimaginável há poucos anos, e os avanços na tecnologia de armazenamento, que não se previam a este ritmo nem há uma década. Além disso, existe uma compreensão técnica e social significativamente melhorada dos chamados "períodos de calmaria", ou seja, períodos em que nem a energia eólica nem a solar geram uma quantidade significativa de eletricidade.

Quando os modelos de financiamento anteriores se tornam um problema

Apesar destes desenvolvimentos positivos, o sistema energético alemão encontra-se num ponto em que as falhas estruturais se tornam cada vez mais evidentes. Os mecanismos de apoio que se revelaram necessários e sensatos na sua época conduziram a desequilíbrios regionais e técnicos significativos ao longo dos anos. Ao mesmo tempo, importantes medidas complementares, como a implementação nacional de sistemas de medição inteligente para residências e empresas, estão a progredir consideravelmente mais lentamente do que o inicialmente planeado.

Existem, de facto, medidas simples e eficazes que poderiam ser implementadas praticamente de imediato, sem praticamente custos adicionais e, além disso, fortalecer as estruturas económicas locais. Um estudo científico publicado na revista European Planning Studies descreve abordagens correspondentes que poderão aliviar a pressão sobre a rede eléctrica, aumentar a produção doméstica de energia e, em última análise, também reduzir os preços da electricidade.

O boom da energia solar na Baviera encontra os espaços abertos de Brandemburgo

Uma das principais críticas ao estudo diz respeito à distribuição geográfica dos sistemas fotovoltaicos na Alemanha. Uma parcela significativa das instalações em coberturas concentra-se na Baviera, enquanto os grandes sistemas instalados no solo estão predominantemente localizados no nordeste do país, por exemplo, em Brandemburgo e na Saxónia-Anhalt. Esta distribuição desigual não é aleatória, mas antes o resultado direto do sistema nacional de subsídios padronizado, que se baseia exclusivamente na quantidade de energia gerada. Até à data, as diferenças regionais na carga da rede, na disponibilidade de terrenos ou na proximidade dos consumidores praticamente não influenciaram o resultado.

As análises do Fraunhofer sobre a distribuição regional de energias renováveis ​​confirmam este padrão: as instalações em telhados apresentam fortes aumentos principalmente no sul e oeste da Alemanha, enquanto as instalações no solo experimentam um crescimento dinâmico não só no sul, mas também nos novos estados federais, porque muitos pedidos de ligação à rede já existem nestas regiões e estão projetados para o futuro. Aqueles que investiram na Baviera seguiram simplesmente a lógica económica: a elevada irradiação solar e um ambiente já densamente povoado garantiram retornos atrativos. Aqueles que construíram no nordeste beneficiaram de terrenos para construção relativamente baratos e facilmente disponíveis ao longo de autoestradas e linhas férreas.

Os estrangulamentos na rede como preço da distribuição descontrolada

Esta seleção aparentemente racional do local, ao nível da central, gerou custos consideráveis ​​ao nível do sistema. Na Baviera, os sistemas fotovoltaicos são desligados regularmente porque a rede de distribuição local já não consegue lidar com o pico de geração em dias de sol. No nordeste da Alemanha, por outro lado, a electricidade produzida necessita de ser transportada ao longo de longas distâncias até aos principais centros de consumo no oeste e no sul, resultando em infra-estruturas de rede adicionais, perdas na rede e custos.

Uma solução lógica seria um modelo de financiamento mais alinhado com a abordagem já estabelecida para a energia eólica. Cada região poderia estipular uma produção mínima regionalmente diferenciada para os sistemas fotovoltaicos, que seriam depois subsidiados especificamente. O nível de financiamento dependeria da tendência de elevada produção em comparação com outras regiões. Em áreas com menor produção solar, onde também existem poucos sistemas em funcionamento, o financiamento seria proporcionalmente maior para criar um incentivo económico à expansão.

Porque é que a Alemanha Ocidental poderia utilizar mais energia solar?

Um modelo regional escalonado como este criaria novos incentivos ao investimento, particularmente no oeste e noroeste da Alemanha, onde os sistemas fotovoltaicos estão actualmente pouco distribuídos. A principal vantagem residiria nas menores distâncias de transporte entre a geração e o consumo, dado que estas regiões são das mais densamente povoadas e economicamente ativas da Alemanha. Menos transporte de longa distância significa uma menor necessidade de linhas de transmissão dispendiosas e menores perdas na rede, o que poderá resultar em tarifas de rede mais baixas e, consequentemente, em preços de electricidade mais baixos para os consumidores.

Esta oportunidade foi perdida na mais recente alteração à Lei das Fontes de Energia Renovável. Em vez de diferenciar os subsídios para a energia fotovoltaica de forma mais regional, a reforma centrou-se noutras prioridades, enquanto se mantém a distribuição fundamentalmente desigual das instalações em todo o país.

Porque é que a energia eólica continua a ser o pilar subestimado da transição energética?

As oportunidades perdidas são ainda mais evidentes na energia eólica do que na energia solar, apesar das turbinas eólicas atingirem um número significativamente maior de horas de funcionamento a plena carga em comparação com os sistemas fotovoltaicos e, especificamente, apoiarem a produção de eletricidade nos meses de inverno, quando os sistemas solares geram pouco rendimento. O atual mercado alemão de energia eólica apresenta um progresso considerável: de acordo com a Associação Alemã de Energia Eólica (BWE), 29.226 turbinas eólicas terrestres, com uma capacidade total de mais de 68 gigawatts, estavam em funcionamento em toda a Alemanha no final de 2025, com 958 novas turbinas, com uma capacidade de cerca de 5,2 gigawatts, adicionadas durante o ano de 2025.

O actual modelo de financiamento para a energia eólica já tem em conta o facto de a produção de energia no sul da Alemanha ser sistematicamente menor do que no norte, onde os ventos são mais intensos. Isto resulta em subsídios ligeiramente mais elevados para as instalações no sul, o que, em princípio, cria incentivos adicionais para investimentos em regiões com baixo desenvolvimento de energia eólica, como Baden-Württemberg ou Baviera.

Quando a ligação de rede mais barata leva ao local errado

O problema, porém, é que, por razões económicas, as novas turbinas eólicas são construídas principalmente onde existe uma ligação à rede eléctrica tecnicamente simples e, portanto, economicamente viável. Contudo, este ponto de ligação mais barato não é necessariamente o mais adequado em termos de eficiência da rede e procura local de electricidade. O resultado são parques eólicos cuja localização é determinada principalmente pelos custos de ligação, enquanto a procura energética regional real desempenha um papel secundário.

Uma alternativa estrategicamente mais sólida seria construir turbinas eólicas em locais onde se prevê uma produção suficiente e onde exista uma procura local real de electricidade, mesmo que a ligação à rede eléctrica nesse local seja inicialmente mais dispendiosa. Uma vez que a electricidade gerada seria consumida principalmente a nível local, a necessidade de linhas de transmissão longas e dispendiosas poderia ser significativamente reduzida. Os custos de ligação mais elevados no curto prazo seriam, portanto, compensados ​​no longo prazo por menores investimentos na rede nacional de transmissão.

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O cerne desse avanço tecnológico reside no afastamento deliberado da montagem convencional com grampos, padrão há décadas. O novo sistema de montagem, mais rápido e econômico, aborda essa questão com um conceito fundamentalmente diferente e mais inteligente. Em vez de fixar os módulos em pontos específicos, eles são inseridos em um trilho de suporte contínuo com formato especial, sendo mantidos firmemente no lugar. Esse design garante que todas as forças – sejam cargas estáticas da neve ou cargas dinâmicas do vento – sejam distribuídas uniformemente por toda a extensão da estrutura do módulo.

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A criação de valor regional como argumento subestimado

Uma vantagem frequentemente negligenciada da energia eólica reside na sua cadeia de valor regional. Desde a fabricação de componentes e construção da central até à manutenção e operação contínuas, a atividade económica ocorre em grande parte localmente. A construção de uma turbina eólica representa, portanto, uma forma directa de desenvolvimento económico regional, da qual beneficiam os comerciantes, os prestadores de serviços e as comunidades locais.

Complementar este princípio com uma expansão direcionada da participação financeira dos residentes locais nos lucros das turbinas eólicas poderá aumentar ainda mais a aceitação pública. Os operadores já são obrigados a pagar anualmente aproximadamente 30.000 € às comunidades vizinhas por cada aerogerador de maior dimensão, gerando benefícios financeiros diretos para os municípios afetados e mitigando, pelo menos em parte, o conflito frequentemente citado entre a proteção climática e os interesses locais.

O truque desperdiçado com o ponto de ligação de rede

Uma outra abordagem, particularmente óbvia do ponto de vista do planeamento, diz respeito à chamada "sobredimensionamento" dos pontos de ligação à rede. Em cada ponto de ligação, é normalmente permitida uma capacidade máxima de injeção específica, por exemplo, 1.000 quilowatts. Se uma turbina eólica com exactamente esta capacidade nominal for instalada num ponto deste tipo, considera-se formalmente que o ponto de ligação está totalmente utilizado, mesmo que esta capacidade máxima raramente seja atingida na prática.

Na realidade, uma turbina eólica típica atinge a sua potência nominal apenas durante cerca de 1.000 horas por ano, frequentemente muito menos, e durante muitas horas não há qualquer injecção de energia na rede. Nas restantes horas do ano, um sistema fotovoltaico poderia também injetar energia na rede através do mesmo ponto de ligação, sem exceder a potência máxima permitida. Como a energia eólica e a solar se complementam sistematicamente ao longo do ano – o sol fornece mais energia no verão, enquanto o vento sopra com mais força do outono à primavera, e frequentemente à noite – a capacidade de ligação à rede existente poderia ser utilizada de forma muito mais eficiente.

Mais eletricidade sem um único quilómetro adicional de linha de transmissão

Este princípio poderia ser ainda mais desenvolvido com a adição de armazenamento de baterias aos pontos de ligação à rede elétrica já existentes, combinado com um aumento simultâneo da capacidade instalada de energia eólica e solar, para além do limite de ligação atual. Em caso de sobreprodução a curto prazo, o sistema de armazenamento carregaria e, em seguida, injetaria a eletricidade na rede precisamente durante as horas em que nem o vento nem o sol estivessem a fornecer energia suficiente. Sem qualquer expansão adicional da capacidade física da rede, isto permitiria o fornecimento de electricidade durante um período significativamente mais longo ao longo do ano.

Este conceito já está a ser implementado em alguns casos, mas sempre com processos individuais complexos e licenças especiais, o que torna o processo mais lento e aumenta os custos. O direito fundamental de construir sobre pontos de ligação à rede, há muito desejado por muitos promotores de energia, ainda não está consagrado na lei. Tal regulamentação tornaria a transição energética imediatamente mais economicamente viável e pragmática, sem exigir o desenvolvimento de tecnologias fundamentalmente novas.

Duas oportunidades perdidas e uma pequena exceção

A última revisão da Lei das Fontes de Energia Renovável (EEG) deixou passar duas oportunidades cruciais que poderiam ter aliviado a pressão sobre as redes elétricas e tornado a injeção de energias renováveis ​​mais consistente. Ambas as medidas teriam envolvido custos adicionais mínimos ou mesmo nulos e tinham o potencial de reduzir os preços da electricidade a longo prazo.

Em vez de tornar os subsídios à energia fotovoltaica mais direcionados e diferenciados regionalmente, os legisladores optaram por uma redução geral significativa dos subsídios, embora com um certo desfasamento temporal. Para contextualizar: comparado com outros países europeus, o nível anterior de subsídios na Alemanha era ainda muito elevado, e um período garantido de subsídios de vinte anos parece dificilmente justificável, considerando a descida dos custos do sistema. Subsídios mais diferenciados e controlados regionalmente poderiam, portanto, ter sido combinados com o objectivo de redução de custos, bem como legislação para garantir a utilização mais eficiente dos pontos de ligação à rede existentes.

Um pequeno passo para um sistema pragmático

De telhados virados a sul a sistemas orientados de leste a oeste: como o novo marketing direto está a transformar os parques solares

Pelo menos uma oportunidade para uma expansão mais inteligente das energias renováveis ​​surge com a comercialização direta e abrangente da energia solar, que entrará em vigor em 2027 e foi aprovada pelo Conselho de Ministros no final de julho de 2026. Para os novos sistemas fotovoltaicos, a tarifa fixa de incentivo será eliminada; em vez disso, a receita dependerá diretamente do valor de mercado da eletricidade no momento exato em que é gerada.

Esta mudança altera fundamentalmente a lógica económica da orientação dos painéis solares. Em vez de orientar os módulos da forma mais otimizada possível para sul, como era feito no passado para maximizar a quantidade absoluta de eletricidade gerada, uma orientação mais flexível dos painéis solares, como para leste e oeste, será mais vantajosa no futuro. Embora um sistema deste tipo produza menos quilowatts-hora no total com a mesma capacidade instalada, o valor de mercado da electricidade é significativamente mais elevado no período da manhã e da tarde do que durante o meio-dia ensolarado, quando uma grande proporção dos painéis solares está a injectar energia na rede simultaneamente. Portanto, um sistema com uma orientação flexível pode, em última análise, gerar um maior retorno económico. As análises de mercado atuais já mostram que um telhado típico virado a sul, em 2025, terá uma receita média de apenas 5,15 cêntimos por quilowatt-hora, enquanto 27% da eletricidade gerada ocorrerá durante horários com um preço de mercado igual ou inferior a zero.

Entre a hesitação política e a viabilidade técnica

De um modo geral, a política energética alemã apresenta um quadro contraditório. Por um lado, existe hoje um sólido conhecimento técnico e científico sobre a forma como podem ser alcançados ganhos de eficiência significativos com intervenções de planeamento relativamente simples – seja através de subsídios à energia solar diferenciados regionalmente, de locais de energia eólica mais compatíveis com a rede eléctrica ou do desenvolvimento sistemático de pontos de ligação à rede. Por outro lado, a implementação legislativa eficaz fica significativamente aquém deste nível de conhecimento.

A introdução de um marketing direto abrangente para a energia solar demonstra que as reformas pragmáticas são fundamentalmente possíveis quando existe vontade política. A decisão paralela de passar da atual implementação de contadores inteligentes para uma implementação mais abrangente de redes inteligentes, que envolverá a instalação não só de sistemas de medição inteligentes, mas também de dispositivos de controlo ativo, aponta também para uma rede elétrica mais flexível e digitalizada. No entanto, esta transição acarreta também custos operacionais anuais mais elevados para os operadores das centrais, mostrando que a modernização tecnológica e a redução de custos não são necessariamente sinónimos.

O que uma expansão verdadeiramente compatível com a rede elétrica poderia realizar

Os estudos de regionalização do Fraunhofer para o plano de desenvolvimento da rede elétrica ilustram o quão fortemente a futura expansão das energias renováveis ​​será espacialmente concentrada caso não sejam feitos ajustes de planeamento específicos. Para a energia eólica onshore, prevê-se uma capacidade instalada total de aproximadamente três vezes até 2045, com algumas regiões, como a costa oeste de Schleswig-Holstein ou a costa do Mar do Norte da Frísia Ocidental, já próximas das suas metas de expansão a longo prazo, enquanto em regiões como a área do Ruhr ou a região metropolitana do Reno-Meno, não se prevê praticamente nenhuma expansão adicional.

Numa perspectiva puramente técnica, estas tendências de concentração não são inerentemente erradas; afinal, as centrais devem ser construídas onde as condições naturais do local são mais favoráveis. No entanto, surgem problemas quando esta concentração natural não é acompanhada por um planeamento de rede adequado e prospectivo, e a rede de transmissão tem simplesmente de compensar a expansão das centrais eléctricas existentes retroactivamente. É precisamente aí que entram em jogo as intervenções de planeamento descritas: elas não visam abrandar ou redistribuir fundamentalmente a expansão das energias renováveis, mas sim coordenar melhor a geração e a infra-estrutura de rede desde o início.

Uma transição energética que ainda precisa de aprender a ser pragmática

De um modo geral, pode afirmar-se que a transição energética alemã está significativamente mais avançada, tanto técnica como cientificamente, do que o debate público costuma sugerir. As tecnologias de armazenamento, uma crescente compreensão dos períodos de baixa produção eólica e solar e os novos mecanismos de mercado, como a comercialização direta, demonstram que um sistema elétrico baseado predominantemente em energias renováveis ​​é fundamentalmente viável. Ao mesmo tempo, a recente alteração da Lei das Fontes de Energia Renovável ilustra que ainda existe um fosso considerável entre o conhecimento científico e a implementação política.

As medidas essencialmente neutras em termos de custos – subsídios solares diferenciados regionalmente, selecção de locais mais adequados à rede eléctrica para turbinas eólicas e um direito legalmente garantido de construir sobre pontos de ligação à rede – poderiam ter sido implementadas com um esforço político relativamente pequeno. O facto de estas oportunidades terem permanecido inexploradas até agora não significa, no entanto, que se percam para sempre. A tendência para a comercialização directa da energia solar demonstra que as reformas pragmáticas na política energética alemã poderão ainda prevalecer se a pressão económica e social se tornar suficientemente forte.

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