A Rhein-Energie está a construir um parque solar urbano no distrito de Rondorf, ao longo da autoestrada A555

Transformação da energia eléctrica ao longo da auto-estrada: como 17.000 módulos solares em Colónia estão a revolucionar o mercado

Preços negativos da eletricidade: como as baterias e os parques solares inteligentes estão a gerar poupanças para a empresa

A transição energética da Alemanha enfrenta uma mudança de paradigma radical – e um modesto terreno agrícola nas margens da auto-estrada A555, no sul de Colónia, está a tornar-se, sem querer, um símbolo desta nova era. Quando a RheinEnergie constrói o seu maior projeto fotovoltaico urbano até à data em Rondorf, já não se trata apenas de quilowatts-hora verdes ou de um histórico impecável de proteção climática. O parque solar de 10,5 megawatts marca o fim silencioso, mas definitivo, de uma lógica industrial de décadas: da instalação em telhados de pequena escala e da injeção descontrolada na rede, para centrais gigantescas, ligadas à rede elétrica e localizadas perto dos consumidores. Em tempos de preços negativos da electricidade em rápida ascensão, quando a energia solar é temporariamente desvalorizada ao meio-dia, já não basta que os fornecedores de energia simplesmente gerem electricidade. O fator crucial hoje é disponibilizá-la no local certo, no momento certo e com um armazenamento inteligente. Esta análise, usando como exemplo o projeto do farol de Colónia, mostra porque é que o futuro das energias renováveis ​​reside num sistema interligado de armazenamento, de proximidade à indústria e aos serviços – e que duras realidades económicas ditam esta transformação bilionária.

Quando a eletricidade é gerada onde é necessária

Porque é que o pequeno campo junto à A555 revela a maior transformação da indústria energética?

Dez hectares de terras agrícolas entre uma autoestrada e um subúrbio de Colónia podem parecer, à primeira vista, uma nota de rodapé na transição energética. Mas o parque solar que a RheinEnergie está a construir no distrito de Rondorf, ao longo da autoestrada A555, é mais do que apenas o maior projeto fotovoltaico em curso em Colónia. É um excelente exemplo de como a economia das energias renováveis ​​na Alemanha está a sofrer uma mudança fundamental: deixando de se concentrar apenas nos quilowatts-hora de produção numa determinada área e passando a dar prioridade à localização, ao momento certo e aos benefícios para o sistema. Este texto utiliza a central de Rondorf como ponto de partida para desvendar e analisar criticamente a lógica económica por detrás da tendência para a energia solar localizada e "suficiente para o sistema".

Os factos concretos por detrás do registo

O parque solar de Rondorf está a ser construído em aproximadamente dez hectares de terreno, anteriormente utilizado para a agricultura, entre a estrada A555 e o bairro de Rondorf, no sul de Colónia. Com uma capacidade instalada de pico de 10,5 megawatts, será o maior parque solar dentro dos limites da cidade de Colónia e poderá, teoricamente, abastecer cerca de 3.000 casas com eletricidade. Serão instalados mais de 17.000 módulos solares, estendendo-se por aproximadamente 500 metros ao longo da autoestrada. A construção decorrerá de junho a setembro, prevendo-se a entrada em funcionamento no outono de 2026.

A área corresponde aproximadamente a 14 campos de futebol, e a maior parte do terreno pertence à própria RheinEnergie, com uma porção mais pequena arrendada a longo prazo. A abordagem à paisagem é notável: a área arborizada entre a autoestrada e a área agrícola será preservada, estando a ser considerada a criação de ovelhas para pastoreio, de forma a manter a área sob e entre os módulos. Isto reflete um princípio que tem vindo a ganhar importância em todo o setor: o ideal é que uma área sirva mais do que uma função.

A seguinte visão geral resume os principais dados técnicos e económicos.

A partida silenciosa do telhado

O aspecto verdadeiramente revelador do projecto Rondorf não é a sua dimensão, mas sim a mudança estratégica que representa. A RheinEnergie está a abandonar a sua abordagem anterior com este projeto: em vez de se concentrar principalmente em instalações em telhados, a empresa está agora a investir em sistemas de grande escala instalados no solo. Isto não é apenas um capricho de uma única empresa de serviços públicos, mas sim uma decisão comercial sólida em resposta à estrutura de custos da energia fotovoltaica.

As centrais solares fotovoltaicas instaladas no solo são significativamente mais baratas por quilowatt-hora gerado do que os sistemas instalados em telhados. De acordo com o estudo de custos nivelados de energia eléctrica do Fraunhofer ISE, os custos específicos das grandes centrais eléctricas instaladas no solo, acima de um megawatt, variam entre aproximadamente 700 a 900 euros por quilowatt, enquanto os grandes sistemas instalados em telhados nos sectores comercial e industrial custam entre 900 e 1.600 euros por quilowatt. Para uma central de 10,5 megawatts, esta diferença representa milhões de euros ao longo da sua vida útil. O investimento de referência citado pela indústria, de cerca de um milhão de euros por megawatt para a central de Rondorf, enquadra-se neste cenário e marca a extremidade inferior da escala de custos, o que torna as centrais instaladas no solo tão atractivas.

A isto acresce a escalabilidade dos custos de licenciamento e de operação. Um único espaço aberto com mais de 17.000 módulos num local apresenta custos de transação significativamente mais baixos do que a mesma produção distribuída por centenas de telhados individuais, cada um com a sua própria engenharia estrutural, proprietário e ponto de ligação à rede. Para uma empresa de serviços públicos cujo negócio principal é a geração de energia e não simplesmente a instalação de sistemas solares para clientes individuais, concentrar-se em grandes áreas próprias é, portanto, o caminho de menor resistência económica.

O valor passa da quantidade para o momento

Isto descreve a primeira parte da mudança económica. A segunda, muito mais profunda, diz respeito à receita. Durante décadas, prevaleceu uma lógica simples na energia fotovoltaica: quanto mais quilowatts-hora um sistema produzisse, melhor. Esta lógica está agora a desfazer-se, e o motivo pode ser resumido num único número. No primeiro semestre de 2026, um em cada quatro megawatts-hora de energia solar foi injetado na rede durante períodos de preços negativos da eletricidade; um ano antes, este número era de um em cada três.

Os preços negativos da electricidade ocorrem quando a oferta incontrolável excede a procura, e acontecem quase exclusivamente durante as horas mais soalheiras do meio-dia, quando todos os sistemas fotovoltaicos atingem simultaneamente a sua produção máxima. O fenómeno acelerou drasticamente. Em 2023, a Alemanha registou cerca de 300 horas com preços negativos, em 2024 foram aproximadamente 460, e em 2025 foi estabelecido um recorde de cerca de 573 horas. Esta tendência manteve-se em 2026: a 1 de julho, já tinham ocorrido 298 horas com preços negativos, atingindo um mínimo histórico de -€ 499,99 por megawatt-hora a 1 de maio. Alguns portais especializados consideram possível que sejam registadas até 900 horas negativas ao longo do ano.

As consequências económicas são graves porque atingem o cerne do cálculo do investimento. De acordo com a Lei do Pico Solar, em vigor desde fevereiro de 2025, as novas instalações não recebem tarifa de incentivo precisamente durante os horários de preços negativos. O valor de mercado da energia solar, ou seja, a receita média que um quilowatt-hora de eletricidade solar gera efetivamente no mercado, flutua em conformidade: caiu para 3,16 cêntimos em maio de 2026, duplicou para 6,19 cêntimos em junho e depois voltou a descer para 5,23 cêntimos em julho. Portanto, quem constrói uma central de energia solar hoje não está simplesmente a vender eletricidade, mas sim a especular sobre o valor de um perfil de geração específico num momento específico. O valor bruto da produção anual está a tornar-se um indicador cada vez menos fiável da rendibilidade.

Proximidade ao consumidor como alavanca de negócio

Isto explica porque é que um terreno adjacente a uma auto-estrada nos arredores de uma grande cidade se torna subitamente mais valioso do que uma área de tamanho equivalente numa região remota. A tendência do sector está a afastar-se das instalações de grande escala nas zonas rurais e a virar-se para os projectos nas áreas metropolitanas e nas cidades, onde se localizam os principais centros de consumo. A energia fotovoltaica é ideal para a expansão descentralizada e localizada, uma vez que exerce menos pressão sobre a rede elétrica do que a geração centralizada, longe do ponto de consumo.

A lógica é tanto física como económica. Se a eletricidade for gerada onde é consumida, as distâncias de transmissão são reduzidas, as perdas na transmissão diminuem e a expansão dispendiosa da rede pode ser evitada. Numa perspectiva económica, é mais vantajoso expandir menos a rede e, em vez disso, integrar as instalações no sistema de forma a que exerçam menos pressão sobre a rede desde o início. A operação amiga da rede aborda, portanto, a principal escassez do sistema, ou seja, a capacidade das linhas, e contribui diretamente para a redução dos custos da rede e da necessidade de expansão. A ligação direta à rede através de uma borda de campo próxima, como a oferecida pela Rondorf, não é, portanto, um detalhe técnico, mas uma vantagem de custo tangível.

Para uma concessionária municipal como a RheinEnergie, entra em jogo um outro aspecto que vai para além dos meros cálculos das centrais eléctricas. A eletricidade gerada em Rondorf tem origem na região e permanece na região. A regionalidade é um valor em si para o marketing de um concessionário municipal, pois fortalece a relação com os clientes e torna visíveis os benefícios económicos locais. Uma concessionária que forneça eletricidade verde certificada a todos os seus clientes residenciais e comerciais desde 2022 pode demonstrar, de forma convincente, com um parque solar visível mesmo ao lado das suas instalações, que a descarbonização não se resume à negociação de certificados, mas é uma realidade tangível.

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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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Sem espaço para armazenamento, metade do negócio perde-se

Por mais convincente que seja a lógica de localização, esta resolve apenas metade do problema fundamental. Embora um parque solar localizado perto do ponto de consumo forneça electricidade mais perto da procura, ainda o faz no momento errado – ou seja, ao meio-dia, quando já existe excedente. A segunda alavanca crucial é, portanto, a combinação de geração e armazenamento. Os sistemas de armazenamento em baterias podem suavizar a geração de pico no ponto de injeção e reduzir a quantidade de eletricidade injetada na rede. É precisamente aí que reside o futuro da viabilidade económica.

A atratividade do negócio de armazenamento de energia decorre diretamente da volatilidade de preços inerente à própria energia fotovoltaica. Embora os preços caiam para valores negativos ao meio-dia, subiram temporariamente para mais de 600 euros por megawatt-hora à noite durante o segundo trimestre de 2026, porque as centrais termoelétricas a gás precisam de entrar em ação. Um sistema de armazenamento de baterias que armazena eletricidade quando os preços são negativos ou mínimos e a vende novamente durante as horas caras da noite transforma precisamente essa volatilidade em receitas, a mesma volatilidade que ameaça a viabilidade de um parque solar puro. Na prática, em 2026, as baterias armazenaram eletricidade por preços que variaram entre mais três e menos dois cêntimos e voltaram a vendê-la por cinco a dez cêntimos.

A RheinEnergie compreende esta lógica há muito tempo e expande-a sistematicamente. Em Mecklemburgo-Pomerânia Ocidental, a empresa já colocou em funcionamento o seu maior parque solar até à data, com uma capacidade de 32 megawatts, complementado por um sistema de armazenamento de energia em baterias. A verdadeira vantagem competitiva do futuro já não reside apenas no parque solar, mas na integração inteligente da geração, armazenamento e comercialização. Quem simplesmente instala módulos numa paisagem vende um produto em bruto ao preço mais baixo. Quem acrescenta sistemas de armazenamento e controlo vende um produto refinado exatamente quando o mercado o exige.

De fornecedor de eletricidade a prestador de serviços de sistema

Isto estabelece a base para aquela que é talvez a jogada estratégica mais importante da RheinEnergie, que vai muito além da energia fotovoltaica. A empresa está a expandir sistematicamente o seu negócio de serviços energéticos, conhecido como contratação, para o tornar um importante motor de crescimento. No verão de 2026, a RheinEnergie concordou em adquirir o negócio de contratação da EnBW em todo o país, que é composto por cerca de 200 centrais. Com esta transação, que ainda está sujeita à aprovação antitruste e deverá estar concluída até ao início de 2027, a empresa duplicará a sua capacidade instalada de uma só vez, para aproximadamente 1,1 gigawatts e cerca de 800 centrais.

A contratação de serviços energéticos significa que a empresa de serviços públicos constrói e opera centrais de geração para empresas industriais, grandes condomínios residenciais, municípios e concessionárias de serviços públicos que elas próprias não desejam ou não podem construir ou operar. Segundo a RheinEnergie, isto faz dela um dos três principais fornecedores de serviços energéticos complexos na Alemanha e o maior fornecedor com foco no setor municipal. O atractivo económico deste negócio reside na sua estabilidade: os contratos são de longo prazo, as receitas são previsíveis e o negócio está muito menos exposto às flutuações diárias do mercado spot do que a simples venda de electricidade. É precisamente esta proteção financeira contra a volatilidade que a energia fotovoltaica introduz no mercado.

A ligação entre a energia fotovoltaica e a contratação de serviços de geração de energia não é uma coincidência. Grandes edifícios industriais, centros logísticos, estádios e propriedades comerciais possuem telhados e superfícies adequadas para painéis solares e um elevado consumo de energia durante o dia, permitindo que a eletricidade gerada seja utilizada diretamente no local, sem necessidade de a injetar na rede elétrica. Isto contorna elegantemente o problema do consumo excessivo de energia ao meio-dia, uma vez que a eletricidade nem sequer precisa de ser injetada na rede sobrecarregada. Para a empresa de energia, isto cria um modelo de negócio que se retroalimenta: a energia fotovoltaica fornece a geração de energia, e a contratação de serviços de geração de energia garante clientes fiáveis ​​e receitas estáveis.

Os terrenos industriais abandonados como recursos reais

O próximo grande passo da RheinEnergie demonstra o seu rumo futuro e reforça a sua mensagem económica. Em Colónia-Niehl, no complexo industrial da Deutsche Infineum, uma joint-venture entre a ExxonMobil e a Shell, está a ser construída uma central fotovoltaica de 18 megawatts instalada no solo, com entrada em funcionamento prevista para 2027. Serão instalados aproximadamente 25.300 módulos em cerca de doze hectares, com uma produção anual projetada de cerca de 18 milhões de quilowatts-hora, o que a torna uma das maiores centrais fotovoltaicas instaladas no solo num complexo industrial urbano na Alemanha. O recorde estabelecido em Rondorf terá, portanto, provavelmente vida curta.

A diferença crucial reside no próprio terreno. Enquanto Rondorf está a ser construída em antigas terras agrícolas, aceitando assim um conflito de uso do solo com a agricultura, Niehl está a utilizar terrenos já urbanizados ou industrializados. O uso de terrenos abandonados está a ganhar importância na minimização dos conflitos de uso do solo. Economicamente, isto é duplamente atraente: tais terrenos são frequentemente mais fáceis de desenvolver de acordo com as leis de planeamento urbano, não competem com a produção de alimentos e, por definição, estão localizados onde a indústria, e consequentemente o consumo de electricidade, já está presente. Na perspetiva do novo modelo de receitas, a combinação de um grande consumidor industrial direto e de um terreno já desenvolvido é quase ideal.

A comparação que se segue ilustra o desenvolvimento estratégico dos dois projectos emblemáticos de Colónia.

O conflito fundiário como calcanhar de Aquiles

Por mais sólida que seja a estratégia, não deve ser adotada de forma acrítica. O caso Rondorf revela também as limitações do modelo. A central está a ser construída em terrenos anteriormente utilizados para a agricultura e, embora o pastoreio de ovelhas planeado seja atraente, isso não altera o facto de que os terrenos agrícolas produtivos estão a ser perdidos para a produção de alimentos. A expansão da energia fotovoltaica em solo atinge um ponto crítico precisamente aqui: a terra é finita e a competição por ela entre a produção de energia, a agricultura, a habitação e a conservação da natureza vai intensificar-se.

O legislador já respondeu a esta tensão. Para instalações solares em solo agrícola, existe um limite de expansão de 80 gigawatts; uma vez ultrapassado este limite, não são aceites novas propostas comparticipadas para estas áreas. Isto indica que o caminho aparentemente simples através de terras aráveis ​​não é politicamente ilimitado. O crescente foco em terrenos industriais abandonados, como em Niehl, ou na agrovoltaica, que combina a agricultura e a geração de eletricidade na mesma área, não é, portanto, apenas uma preferência, mas uma necessidade. A RheinEnergie já está a adotar esta abordagem complementar com a sua primeira central agrivoltaica em Kell am See, que também deverá entrar em funcionamento no outono de 2026.

A armadilha da receita no sistema de leilões

Uma segunda dimensão crítica diz respeito à segurança das receitas no âmbito do actual sistema de apoio. As centrais com capacidade igual ou superior a um megawatt devem comercializar a sua eletricidade através de leilões competitivos realizados pela Agência Federal de Redes (Federal Network Agency), em vez de receberem uma tarifa de incentivo fixa e garantida. Para as instalações solares no solo, o preço médio ponderado pelo volume, no prazo limite de apresentação de propostas em julho de 2026, foi de apenas 4,79 cêntimos por quilowatt-hora, em comparação com o máximo legal de 5,90 cêntimos. O leilão teve uma procura significativamente superior à oferta, com uma taxa de cobertura de aproximadamente 148%, demonstrando a intensa concorrência e a pressão contínua sobre os preços.

Estes números pintam um retrato preocupante dos retornos esperados. Com licitações vencedoras para instalações em campo aberto entre 5,8 e 6,5 cêntimos, calcula-se um retorno do capital próprio de apenas seis a oito por cento. Isto é adequado, mas de forma alguma generoso, e deixa pouca margem para erros de cálculo relativamente aos custos de construção, taxas de juro ou previsões de rendimento. Para agravar a situação, a tarifa de injeção garantida na rede é perdida durante os períodos de preços negativos. Um operador que depende exclusivamente da injecção subsidiada na rede está, portanto, a caminhar na corda bamba. Isto explica precisamente porque é que a geração pura, sem armazenamento, autoconsumo e contratos, está a tornar-se cada vez mais frágil economicamente. O parque solar do futuro deixará de ser rentável apesar de, mas sim por causa da, da sua integração num sistema maior de armazenamento, comercialização direta e proximidade com o cliente.

Um programa multimilionário com uma rede de segurança

Os projectos individuais fazem parte de uma estratégia global cuja dimensão tanto coloca a importância de Rondorf em perspectiva como a reforça. A RheinEnergie planeia duplicar a sua capacidade de geração de energia renovável, dos atuais cerca de 300 megawatts para até 600 megawatts nos próximos anos. A empresa está atualmente a desenvolver 50 megawatts de nova capacidade de energia solar, dos quais o Rondorf, com 10,5 megawatts, é apenas um componente. Este insere-se num pacote abrangente de transição energética com um volume total de aproximadamente 3,8 mil milhões de euros, que engloba investimentos na rede elétrica, rede de aquecimento urbano, geração de aquecimento urbano e, naturalmente, energias renováveis ​​e serviços energéticos.

Estes números revelam a verdadeira realidade económica por detrás do parque solar na A555. Os 10,5 megawatts em Rondorf, por si só, dificilmente são decisivos para o balanço de uma concessionária desta dimensão. O seu valor reside no sinal que transmitem e na sua importância sistémica. São a prova visível de que a descarbonização da geração, a transformação das redes, a expansão do armazenamento e o crescimento do sector dos serviços não são projectos isolados, mas antes componentes de uma única aposta integrada num sistema energético em que o valor já não reside na quantidade de electricidade gerada, mas no seu fornecimento inteligente, no momento e local certos.

O que o campo junto à A555 mostra realmente

O parque solar de Rondorf é, portanto, muito mais do que apenas um caso de sucesso local no fornecimento de energia a 3.000 casas. Em dez hectares de terra agrícola, engloba as três principais transformações económicas da transição energética alemã. Em primeiro lugar, a geração de energia está a migrar de áreas remotas para centros urbanos densamente povoados, mais próximos do consumo, porque a proximidade da rede eléctrica se tornou uma vantagem de custo mensurável. Em segundo lugar, o valor da energia solar está a dissociar-se da sua mera quantidade, pois a geração simultânea ao meio-dia leva à sobreoferta, a preços negativos e à perda das tarifas de incentivo. Em terceiro lugar, a geração de energia só se torna rentável como parte de um sistema integrado que inclui armazenamento, comercialização direta e contratos de serviços de longo prazo.

Quem analisar estes três desenvolvimentos em conjunto perceberá que a verdadeira inovação não reside nos módulos reluzentes ao longo da autoestrada, mas sim na arquitetura do modelo de negócio por detrás dos mesmos. O vendedor de eletricidade tradicional, que produzia quilowatts-hora e os entregava a um preço fixo, é coisa do passado. Em seu lugar, surge o fornecedor de serviços de sistema, que combina geração, armazenamento, alívio da rede e fidelização de clientes num todo coeso. A rápida substituição da central recordista de Colónia pela ainda maior central de Niehl não contradiz, portanto, Rondorf, mas antes a sua continuação lógica. O campo junto à A555 não marca o fim, mas o início de uma transformação cujas regras económicas estão apenas a começar a ser definidas.

Desde painéis fotovoltaicos industriais em telhados até parques solares e grandes estacionamentos solares

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