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Para Portugal cumprir a meta de 93% de produção de renováveis dentro de dois anos é preciso já em 2026 acelerar licenciamentos e transpor legislação europeia, de acordo com APREN, depois de o país atingir no ano passado um máximo histórico de consumo de eletricidade e um abrandamento do crescimento das renováveis para 68%. Houve um maior uso de gás natural e um aumento de um milhão de toneladas de emissões de CO₂, revertendo a tendência de descida
A Associação Portuguesa de Energias Renováveis (APREN) analisou dados de 2025 e detetou um ponto de inflexão no setor elétrico nacional. Após vários anos de crescimento sustentado, a produção e a incorporação de eletricidade de origem renovável registaram um recuo, acompanhado por um abrandamento na instalação de nova capacidade renovável e de mais emissões de gases com efeito de estufa.
A APREN detetou menor instalação de nova capacidade renovável e redução da incorporação no consumo apresenta riscos para o combate às alterações climáticas, descarbonização, segurança energética, competitividade das empresas e o cumprimento dos compromissos nacionais e europeus.
Esta evolução compromete o cumprimento das metas definidas no Plano Nacional de Energia e Clima (PNEC 2030) e fragiliza o contributo do setor elétrico para o combate às alterações climáticas, num contexto de aumento da procura e de maior dependência de fontes fósseis.
Pedro Amaral Jorge, presidente da APREN, considera que este é um problema amplamente reconhecido pelo setor e por todas as partes envolvidas e afetadas, recorrente ao longo dos últimos anos e ainda sem resposta eficaz e adequada, comprometendo o cumprimento das metas nacionais e europeias.
A associação considera que o pleno aproveitamento das oportunidades identificadas depende da implementação de políticas públicas coerentes, de um enquadramento regulatório estável e previsível, destacando também a necessidade de uma fiscalidade adequada ao setor e de uma articulação eficaz entre os diferentes agentes, de forma a assegurar uma transição energética competitiva, segura e sustentável.
Pela primeira vez desde 2022, é visível uma redução na incorporação renovável, de 4,9 pontos percentuais (p.p.) face a 2024, atingindo 75,6% no acumulado do ano em Portugal Continental. Esta redução surge pelo aumento significativo da produção a partir de gás natural, em resposta ao apagão registado no fim de abril. Salienta-se que, entre maio e agosto de 2025, a produção a partir de ciclos combinados (CCGT) quase quadruplicou face ao período homologo relativo a 2024, registando um aumento de 391%.
A produção total de eletricidade em Portugal Continental ascendeu a 48.903 GWh no ano passado, associada a um aumento de 7,2% face a 2024.
Deste total, 75,6% teve origem em fontes renováveis, o que corresponde a um decréscimo de 4,9 p.p. face ao ano anterior, refletindo variações no perfil de produção do sistema elétrico, influenciadas pelo apagão.
A incorporação renovável acumulada no consumo situou-se em 68%, confirmando-se também uma redução e um desfasamento relevante face ao objetivo de 86% para 2025 e de 93% para 2030, relativos à eletricidade de origem renovável estabelecido no PNEC 2030. Este contexto reforça a necessidade de acelerar o ritmo de integração de nova capacidade renovável e de assegurar as condições técnicas e regulatórias indispensáveis ao seu pleno aproveitamento nos próximos anos.
A produção renovável foi sustentada essencialmente por três tecnologias: a hídrica, que representou 29,7% da produção total, correspondendo a 14.501 GWh; a eólica, que contribuiu com 27,6% da produção renovável, traduzindo-se em 13 474 GWh; a solar fotovoltaica, que atingiu um contributo de 12,6% da produção total, equivalente a 6143 GWh, e a um aumento de 1,8 p.p face ao período homólogo em 2024.
O abrandamento da potência instalada levou a maior recurso a fósseis. À exceção da potência solar fotovoltaica instalada, as restantes tecnologias renováveis têm sofrido um abrandamento muito significativo na instalação de nova capacidade, tendo aumentado apenas 1,2% de 2023 para 2024 e 0,03% de 2024 para 2025.
Já a nível do solar, em 2025, foi registada uma desaceleração dos volumes de nova capacidade. Entre janeiro e novembro, foram instalados 893 MW de potência solar, face aos 1,34 GW registados no período homólogo.
Ainda assim, este acréscimo permitiu que, no mês de junho, a energia solar se afirmasse como a principal fonte de geração elétrica, com uma quota de 21,0%, superando a produção eólica, hídrica e ciclos combinados a partir de gás natural.
Em sentido inverso, a produção de eletricidade a partir de combustíveis fósseis registou, em Portugal continental, um aumento de 54,2% face a 2024. Esta evolução resulta não só do aumento da procura, mas sobretudo da necessidade de forçar a produção nacional de eletricidade em centrais de ciclo combinado a gás natural após o apagão, para assegurar um baseload independente de importações, o que implicou uma menor integração da produção hídrica e eólica.
A produtibilidade renovável foi particularmente elevada, tendo-se registado 1433 horas não consecutivas, durante as quais o consumo foi integralmente suprido por produção elétrica de origem renovável, valor que correspondeu a 1867 horas em 2024. Esta redução resulta, em parte, de uma maior produção de origem fóssil, devido às medidas implementadas pelo Gestor Global do Sistema Elétrico com o intuito de assegurar preventivamente a estabilidade do mesmo.
No que respeita às trocas internacionais de eletricidade, no ano passado houve uma redução do saldo importador face a 2024, com uma variação de -11,1%, passando de 10 442 GWh para 9284 GWh, mas a APREN esclarece que essa redução "afirmou-se maioritariamente depois do apagão registado em abril, na sequência do qual se verificou uma interrupção temporária da utilização das interligações com Espanha, cuja retoma ocorreu de forma gradual e inicialmente com limitações de capacidade".
Relativamente à relação estrutural entre renováveis e emissões de gases com efeito de estufa do sistema electroprodutor, a APREN estima um aumento na ordem dos 36,5% face a 2024, que, em parte, atribui ao incremento da procura, que levou a uma subida na geração continental, mas, sobretudo, do aumento da produção elétrica de origem fóssil.
Em termos absolutos, esta variação traduz-se num acréscimo de 1,82 milhões de toneladas de CO₂ em 2024 para 2,9 milhões de toneladas em 2025.
A substituição de fontes renováveis por tecnologias com maior intensidade carbónica traduziu-se num acréscimo da intensidade de emissões do sistema electroprodutor, evidenciando a sensibilidade da descarbonização do setor elétrico nacional.
O setor gerou efeitos expressivos, dos quais se destaca, 10,8 Mt de emissões de CO2eq evitadas, poupança de 710 M€ em licenças de emissão de CO2, decorrente do preço médio anual de 73,91 euros/tCO2, também poupança de importações de combustíveis fósseis, estimada em 873 milhões de euros e poupança de necessidades de importação de eletricidade, correspondendo a 861 milhões de euros.
Numa altura em que o Governo definiu a execução do PNEC 2030 como prioridade, com metas reforçadas para alcançar a neutralidade climática até 2045, a APREN identifica como principais desafios a persistente ineficiência dos processos de licenciamento elétrico, ambiental e municipal, cuja excessiva complexidade, falta de previsibilidade e morosidade continuam a constituir um bloqueio estrutural à concretização atempada de novos projetos de produção de eletricidade a partir de fontes renováveis.
A incerteza gerada poderia ser colmatada através da correta e eficaz transposição da Diretiva Europeia das Renováveis (RED III), que é fundamental para concretizar os objetivos de renováveis e influencia diretamente planos de expansão da produção elétrica renovável. Esta continua a carecer da implementação de um sistema de gestão digitalizado e de um balcão único de atendimento que centralize processos e assegure o alinhamento de stakeholders para que não haja entraves desmedidos e redundância entre entidades.
Por outro lado, é necessário garantir também um acesso mais transparente aos cidadãos, combatendo a desinformação, aumentando a literacia energética e assegurando a proximidade das populações e comunidades ao processo de decisão.
Em paralelo, o reforço e a modernização das redes elétricas permanecem insuficientes face às necessidades do sistema, sendo indispensáveis para acomodar nova capacidade renovável, assegurar maior flexibilidade operacional. Além disso, a sentida redução do ritmo de instalação de centrais renováveis em 2025 resulta também do quadro atual de preços e sinais de mercado, sendo imperativa a plena e coerente implementação da Diretiva do Mercado Interno da Eletricidade, determinante para garantir previsibilidade, estabilidade dos mecanismos de mercado e confiança dos investidores, num contexto de elevada volatilidade dos preços da eletricidade.
Em particular, é essencial assegurar o acesso efetivo a contratos de longo prazo, quer através de PPAs, que permitam criar as condições necessárias de viabilidade dos projetos dos produtores e preços mais reduzidos e previsíveis para os consumidores, quer através de contratos por diferença bidirecionais (CfDs), que viabilizam o investimento em nova capacidade renovável e protegem os consumidores de custos excessivos em períodos de preços elevados.
A concretização destes instrumentos é uma condição estrutural para acelerar a implantação de centros electroprodutores a energia renovável, reforçar a segurança de abastecimento, reduzir os custos da eletricidade e consolidar a autonomia energética nacional.