O que ganham os municípios com novos projetos de renováveis?

O que acontece quando um promotor apresenta um projeto de renováveis sólido e bem fundamentado à câmara municipal? Reuniões. Dossiês, uns digitais e outros impressos. Mais reuniões. E, frequentemente, um não. Não por defeitos técnicos ou ambientais. O município simplesmente não vê vantagem real (política) em dizer sim. Este é o obstáculo mais silencioso e mais dispendioso da transição energética portuguesa.

Durante anos, a resposta era clara e vantajosa. Os parques eólicos construídos em Portugal, durante o ciclo das tarifas feed-in (FiT), pagavam uma percentagem da sua faturação anual aos municípios onde estavam instalados, enquanto as turbinas rodassem. O maior consórcio eólico nacional, a ENEOP, com 48 parques eólicos e mais de 1.300 MW de capacidade, gerava cerca de dez milhões de euros por ano para as autarquias onde eram acolhidos. Era dinheiro real e previsível. Mais do que isso, criava um alinhamento natural, pois o município queria que o parque funcionasse bem porque, quando produzia mais, recebia mais.

Este modelo de parceria desapareceu com a transição para o mercado livre de energia e com o fim das famosas tarifas feed-in comparticipadas pelo Estado. Em alternativa, o Estado criou um mecanismo de compensação única através do DL 72/2022. Por cada megavolt-ampere (MVA) de potência instalada, o município recebe 13.500 euros pagos pelo Fundo Ambiental, conforme regulamentado pelo Despacho 6119/2025. Para um parque solar de dimensão média, em torno de 50 MW, isso equivale a pouco mais de 675.000 euros entregues uma única vez, independentemente do que o parque produza nos 25 anos seguintes.

O problema desta mudança é duplo. Primeiro, o dinheiro deixou de vir do promotor e passou a vir do Estado, o que retira ao investidor qualquer argumento financeiro direto para oferecer na mesa das negociações com a câmara. Segundo, a dotação do Fundo Ambiental encolheu precisamente quando mais projetos foram aprovados. Em 2023, foram 13 milhões de euros para todo o país (Despacho 3355-A/2023), mas em 2024 esse valor caiu para menos de 3,9 milhões de euros (Despacho 15185-C/2024). Na prática, muitos municípios aprovam projetos e ficam a aguardar que o Estado tenha verba disponível para lhes pagar.

O resultado reflete-se no dia a dia do licenciamento. A câmara não tem razão económica para acelerar o processo e o promotor não tem um argumento de parceria a oferecer, apesar de mais recentemente os promotores começarem a fazer estudos de compensações às comunidades locais, mas sem grandes efeitos/sucessos.

O país precisa de acelerar o licenciamento de renováveis para fazer cumprir o PNEC 2030, no entanto, o modelo atual de compensação aos municípios tornou-se um travão. A solução passa por repor uma parceria entre promotores e autarquias, realinhando os seus interesses.

O DL 99/2024 tentou mitigar a situação ao obrigar projetos acima de 1 MVA a ceder ao município uma UPAC equivalente a 1% da potência instalada ou 1.500 €/MVA em alternativa. É um passo na direção certa, mas insuficiente. Uma UPAC de 500 kW para um parque de 50 MW é um ativo interessante, mas não recria a relação de parceria de longo prazo. O município passa a ser proprietário de um pequeno ativo, mas continua a ser um observador passivo do projeto principal.

A solução mais eficaz seria a implementação de uma partilha temporal de receita, suportada pelo promotor, durante um período de 2 a 6 anos, fixada em cerca de 2,5% da faturação anual. Para um parque eólico de 50 MW, com fator de carga de 30% e um preço de contrato de venda a longo prazo (PPA) típico de 40-45 €/MWh, isso representaria entre 130.000€ e 150.000€ por ano. Seria um valor verificável, proporcional à produção real e com data de fim. Não se trata de um encargo perpétuo, mas sim do custo operativo de garantir a viabilidade do licenciamento.

Na Europa, vários países já operam com modelos semelhantes. No Reino Unido, os promotores de renováveis, através dos community benefit schemes, pagam fundos comunitários à volta de 5.000 £/MW/ano para infraestruturas locais. Na Alemanha, a lei prevê que o operador de parques eólicos e solares pague um valor fixo por MWh produzido aos municípios, sendo 10 €/MWh para solar e 20 €/MWh para eólico. Em França, a participation locale permite que as autarquias detenham até 40% do capital do projeto, transformando-se em parceiros económicos. Portugal, ao depender de compensações públicas pontuais e decrescentes, coloca o promotor numa posição de vulnerabilidade extrema face ao poder local. O custo de capital de três anos de bloqueio municipal supera largamente a perda de 2,5% de receita durante oito anos.

No entanto, existe um ponto cego que necessitamos de resolver, que são os projetos de 100% autoconsumo, onde a eletricidade produzida é consumida no local e não é vendida à rede.

Com o crescimento de projetos para data centers e grandes indústrias, este segmento exige soluções específicas. Alguns caminhos defensáveis incluem:

– Taxa fixa por MWp: O promotor paga uma taxa anual fixa por MW instalado de autoconsumo, sendo simples de implementar e independente do mercado.

– Valor fixo €/MWh: O promotor paga, durante os primeiros 2 a 4 anos, um valor fixo por MWh de energia produzida no local, calculado sobre a produção do projeto e verificável pelos dados de medição enviados à DGEG/E-Redes.

– Receita teórica: Aplica-se 2,5% sobre uma receita hipotética calculada pela produção estimada multiplicada pelo preço médio do mercado (OMIE).

– Regime híbrido: Transferir o custo do modelo MVA do Fundo Ambiental para o promotor e estender o período de pagamento tornando-se anual e/ou com novas premissas de tipos de compensação.

– Compensação por serviço de flexibilidade: O projeto de autoconsumo é visto como um serviço de flexibilidade local: o promotor recebe um pagamento pelo apoio à rede (gestão de picos, redução de necessidade de reforços, benefícios de rede), e parte desse valor flui diretamente para o município. Alinha o incentivo com descarbonização e com o modelo de comunidades de energia, mas exige um desenho de mercado de serviços locais, o que torna o mecanismo mais técnico e moroso.

A decisão sobre qual combinação destes modelos seguir cabe agora à DGEG e à Agência para o Clima, que tutela o Fundo Ambiental. O DL 99/2024 já admitiu que o enquadramento precisava de ser revisto, e o próximo passo é definir uma regra clara para o autoconsumo antes que cada câmara passe a negociar individualmente, de forma improvisada, com cada promotor.

É fundamental que esta partilha de receita seja desenhada com rigor para não se transformar num encargo fiscal asfixiante. Como alerta o setor, qualquer agravamento desproporcional da carga tributária sobre os produtores pode comprometer a sustentabilidade financeira dos projetos e afastar o investimento privado, que é a principal alavanca da transição energética.

Num país que precisa de duplicar a sua capacidade renovável instalada até 2030, colocar os municípios do mesmo lado da mesa não é uma questão de cortesia política, mas sim de política industrial. O custo do licenciamento paga-se sempre. A diferença está em escolher entre pagar de forma inteligente, com incentivos alinhados, ou pagar em anos de projeto parado, por falta de vontade local.