Projetos de renováveis com baterias na Europa deverão crescer 450% até 2030, liderados por Alemanha, Reino Unido e Bulgária

A capacidade combinada de energia renovável e baterias na Europa deverá aumentar mais de 450 % até 2030, sendo a Alemanha, o Reino Unido e a Bulgária os mercados mais atrativos para investimentos em projetos de “co-location” (instalações que combinam produção renovável e armazenamento no mesmo ponto de ligação à rede), segundo o mais recente relatório da consultora Aurora Energy Research sobre 20 mercados europeus.

O estudo coloca a Alemanha na primeira posição da tabela europeia, impulsionada pela dimensão do mercado e pelo potencial de aumento da rentabilidade face a projetos autónomos. Reino Unido e Bulgária surgem empatados no segundo lugar. O mercado britânico beneficia de uma elevada capacidade instalada e de uma carteira de projetos apoiada por contratos por diferença (CfD), enquanto a Bulgária combina subsídios robustos, uma forte carteira de projetos e condições económicas favoráveis.

A consultora identifica ainda Espanha, Hungria e França como mercados a acompanhar, devido às reformas regulatórias em curso.

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Segundo a Aurora, a capacidade renovável co-localizada na Europa atingiu 6,3 GW em 2025, dominada sobretudo por projetos solares com baterias, que representam mais de 60% das instalações. Espanha, Reino Unido e Alemanha lideram em capacidade total instalada, enquanto Bulgária e Roménia se destacam proporcionalmente à dimensão dos seus mercados solares.

“À medida que a penetração das energias renováveis se acelera, o congestionamento da rede, a restrição da produção e a volatilidade dos preços estão a tornar-se características marcantes dos mercados de energia da Europa”, afirma Sameer Hussain, analista sénior da Aurora Energy Research, citado em comunicado. “A co-localização já não é uma solução de nicho: é cada vez mais essencial para proteger a viabilidade económica dos projetos e manter o dinamismo do investimento”, acrescenta.

O relatório destaca que mais de 1600 GW de capacidade renovável e de armazenamento aguardam ligação à rede na Europa, incluindo cerca de 550 GW apenas no Reino Unido. Em países como os Países Baixos, Grécia e Hungria, os projetos híbridos podem facilitar o acesso à rede e reduzir custos de ligação.

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A pressão sobre os mercados elétricos está também a intensificar-se. O número de horas com preços negativos da eletricidade disparou em 2025, com Espanha, Países Baixos e Alemanha a ultrapassarem as 500 horas anuais. A consultora prevê ainda um agravamento da chamada “canibalização” dos preços capturados pelas renováveis, com descontos na energia solar próximos de 50% na Península Ibérica até 2030.

Ao mesmo tempo, os cortes de produção renovável deverão aumentar de mais de 10 TWh em 2024 para cerca de 33 TWh em 2030 nos principais mercados europeus. As receitas das baterias, por sua vez, poderão cair cerca de 20% até 2040 devido à saturação do mercado.

“A co-localização não é um investimento que se aplique de forma uniforme em toda a Europa”, explica Jörn Richstein, responsável de investigação para mercados e políticas energéticas europeias na Aurora. “Em alguns mercados, é impulsionada pelo potencial de rentabilidade dos operadores; noutros, pela estabilidade apoiada por subsídios; e noutros ainda, pela necessidade de superar as limitações da rede e limitar as restrições de produção”.

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Os mecanismos de apoio público continuam a ser a principal via de financiamento destes projetos, embora os chamados contratos híbridos de compra de energia (PPA, na sigla inglesa) estejam a ganhar peso. Segundo a Aurora, mais de 700 MW de capacidade foram contratados através destes modelos em 2025.

Rebecca McManus, responsável de investigação da consultora, considera que o mercado híbrido de PPA “ganhou um impulso claro” no último ano, refletindo “uma confiança crescente tanto dos compradores corporativos como dos produtores em estruturas híbridas e co-localizadas”.

Apesar de Espanha liderar atualmente a atividade neste segmento, o relatório refere França e Portugal como mercados onde estes contratos poderão gerar maior valorização futura, aumentando os volumes contratados e elevando em até 50% o valor capturado face aos modelos tradicionais de venda de energia.