O Associação Portuguesa de Energias Renováveis (APREN) emitiu um alerta severo: os atrasos contínuos no lançamento do primeiro leilão flutuante de energia eólica offshore do país correm o risco de desviar milhares de milhões de euros em capital internacional para mercados rivais, especialmente Espanha. Mesmo que Portugal acelere os procedimentos imediatamente, os primeiros projectos operacionais só se materializarão depois de 2030 – cedendo efectivamente uma década de vantagem competitiva na corrida para industrializar a energia eólica offshore do Atlântico.
Por que isso é importante:
• Risco de fuga de investimento: A indecisão prolongada poderá redireccionar o financiamento e as infra-estruturas da cadeia de abastecimento para os concorrentes, especialmente a Espanha, que está a avançar mais rapidamente nos quadros regulamentares e nos cronogramas dos projectos.
• Receita já em jogo: O setor renovável de Portugal contribui atualmente 5,3 mil milhões de euros anuais para o PIB e economiza até 636€ por ano nas contas de electricidade – ganhos que poderiam estagnar sem nova capacidade.
• As metas revisadas sinalizam cautela: O governo reduziu as ambições offshore de 10 GW iniciais para apenas 2 GW até 2030e o leilão só prosseguirá se for “economicamente viável”, um limite que as autoridades admitiram em Janeiro estava “muito longe” de ser atingido.
• Primeiras turbinas pós-2030: Mesmo em cenários optimistas, a APREN projecta a ligação inicial à rede não antes de 2031-2032, atrasando vários anos em relação ao calendário de Espanha.
O dilema do atraso
O leilão de energia eólica offshore em Portugal ficou atolado numa complexa rede de estrangulamentos regulamentares, financeiros e infraestruturais. Embora o Ministério do Ambiente e Energia de Portugal aprovou o Plano de Atribuição do Espaço Marítimo (PAER) em janeiro de 2025, que designa zonas para plataformas flutuantes, o governo ainda não publicou regras de leilão ou um calendário vinculativo – mais de um ano depois de se ter comprometido a fazê-lo.
Susana Serôdio, coordenadora de inteligência de mercado da APREN, disse aos jornalistas no Dia Mundial do Vento que o interesse dos promotores permanece intacto, com contactos contínuos entre responsáveis e empresas multinacionais que manifestaram intenções desde o início. Mas o entusiasmo não é infinito. “Ao adiar esta decisão enquanto outros mercados se posicionam, corremos o risco de perder investimentos que poderiam vir para projetos nacionais – e acabarão indo para outros lugares – juntamente com toda a cadeia de abastecimento ligada à energia eólica offshore”, disse ela.
O ponto crítico é a viabilidade económica. O Gabinete de Portugal insistiu que só prosseguirá com um leilão se a carga dos subsídios puder ser compensada através de mecanismos de co-financiamento da União Europeia, como o Mecanismo Interligar a Europa, ou parcerias com outros estados membros. Em Fevereiro de 2026, autoridades portuguesas realizaram reuniões com o ministro da Energia do Luxemburgo e com a Comissão Europeia para explorar estruturas de financiamento partilhadas, com o objectivo de proteger as tarifas domésticas de electricidade do elevado custo da tecnologia de turbinas flutuantes.
A vantagem inicial da Espanha
Enquanto Portugal delibera, Espanha já publicou um roteiro offshore abrangente, promulgou um decreto real em setembro de 2024 para agilizar o licenciamento de energias renováveis marinhas e avançou projetos de grande escala, como o 1 GW Parque Tramuntana ao largo da Catalunha, com início de operações previsto para 2026. A meta da Espanha de 3 GW até 2030—50% superior ao objectivo revisto de Portugal — sublinha a disparidade competitiva.
Espanha beneficia de uma base industrial madura: estaleiros estabelecidos, um setor siderúrgico robusto e uma cadeia de abastecimento comprovada de componentes eólicos onshore que podem ser reaproveitados para instalações offshore. Estas vantagens tornaram o país um íman para os fabricantes globais de turbinas e fundos de infra-estruturas que procuram prazos regulamentares previsíveis.
Funcionários da APREN observam que Espanha também ultrapassou Portugal na implantação Contratos de compra de energia (PPAs)firmando contratos de longo prazo que tornam os projetos financiáveis. Nos últimos três anos, a Espanha instalou cerca de 1 GW por ano de capacidade renovável sustentada por CAE, um modelo que depende de compradores empresariais dignos de crédito – algo que o panorama das pequenas e médias empresas de Portugal tem dificuldade em fornecer em grande escala.
O que isso significa para os residentes
Para as famílias e as empresas em Portugal, os atrasos têm consequências financeiras tangíveis. A geração renovável atualmente economiza ao país aproximadamente 2,4 mil milhões de euros anuais deslocando as importações de combustíveis fósseis, isolando os consumidores dos voláteis preços globais das matérias-primas. Entre 2018 e 2025, a integração da energia eólica e solar no mercado ibérico de electricidade proporcionou poupanças acumuladas de quase 42 bilhões de eurostraduzindo-se em faturas mensais mais baixas e numa exposição reduzida a choques energéticos geopolíticos.
A paralisação do desenvolvimento eólico offshore corre o risco de corroer estes ganhos. Sem a entrada em funcionamento de nova capacidade, Portugal continuará a depender mais das importações de gás natural e dos fluxos de interligação de Espanha para satisfazer a procura, especialmente durante os picos de inverno. Esta dependência mina a soberania energética e deixa o país vulnerável a picos de preços desencadeados por eventos fora do seu controlo.
A dimensão do emprego é igualmente significativa. Os projetos renováveis geram empregos em múltiplas fases – projeto de engenharia, industrialização portuária, montagem de turbinas, logística marítima e manutenção de longo prazo. Cada gigawatt de capacidade eólica offshore normalmente suporta milhares de posições diretas e indiretas. Ao ceder terreno a Espanha, Portugal corre o risco de perder não só a mão-de-obra imediata da construção, mas também a economia do conhecimento que se desenvolve em torno de tecnologias emergentes, como as plataformas flutuantes, que exigem competências especializadas em sistemas de amarração, cabos dinâmicos e concepção de subestações offshore.
Modelos de financiamento em debate
A APREN apelou à Governo de Portugal adotar mecanismos comprovados dos mercados do Norte da Europa para reduzir o risco dos investimentos eólicos offshore. O principal deles são Contratos por Diferença (CfDs)que garantem aos promotores um preço fixo pela eletricidade ao longo de 15 a 20 anos, protegendo-os da volatilidade do mercado. A Alemanha implementou extensivamente CfDs tanto para novos parques eólicos como para a renovação de turbinas terrestres antigas, proporcionando aos investidores uma segurança que acelera os prazos dos projetos.
O decreto de abril de 2025 (Despacho n.º 4752/2025) estabelece um “modelo sequencial centralizado” para o leilão offshore de Portugal: o estado irá primeiro alocar zonas marítimas e depois oferecer apoio CfD numa ronda competitiva separada. Esta abordagem em duas fases visa capturar as reduções de custos esperadas na tecnologia flutuante, minimizando ao mesmo tempo a exposição aos subsídios. No entanto, o decreto não define os preços de exercício ou os volumes dos leilões, deixando detalhes críticos por resolver.
Para os PPAs, o desafio é estrutural. Ao contrário dos grandes consumidores industriais na Alemanha ou na Escandinávia, as empresas portuguesas tendem a ser mais pequenas e não têm balanço patrimonial suficiente para assinar contratos de energia com a duração de uma década. A APREN propôs um esquema de garantia apoiado pelo governo: se um comprador corporativo entrar em incumprimento, uma entidade pública assumiria temporariamente o contrato até que um comprador substituto fosse encontrado. Isto tornaria os projectos financiáveis, ao mesmo tempo que diversificaria o risco longe dos promotores e credores.
O precedente WindFloat
Portugal não está a começar do zero. O WindFloat Atlântico O projeto, localizado a 20 quilómetros de Viana do Castelo, está operacional desde 2020 e continua a ser o primeiro conjunto eólico flutuante semissubmersível do mundo. Isso é Capacidade de 25 MW apresentou uma prova de conceito para instalações em águas profundas, demonstrando que as plataformas flutuantes podem resistir às ondas do Atlântico e até atrair a biodiversidade marinha – um fenômeno que os pesquisadores chamam de “efeito recife”.
No entanto, passar de uma implementação piloto para uma implementação ao nível de gigawatts requer muito mais do que validação técnica. Exige atualizações portuárias capazes de montar turbinas com mais de 200 metros de altura, navios especializados para rebocar plataformas até ao local, reforços da rede para lidar com a geração offshore intermitente e um ecossistema de financiamento confortável com longos prazos de construção num setor de capital intensivo.
Contexto Global e Competição
A Europa está no meio de uma corrida pela capacidade renovável. Prevê-se que as instalações combinadas de armazenamento eólico, solar e de baterias aumentem mais de 450% até 2030com a Alemanha, o Reino Unido e a Bulgária a emergirem como os mercados mais atraentes para projetos híbridos de geração e armazenamento. A União Europeia destinou até 25 mil milhões de euros para investimentos em energias renováveis no Mediterrâneo até 2035, com o objetivo de criar mais de 100.000 empregos e reduzir a dependência do bloco de combustíveis fósseis importados.
A hesitação de Portugal coloca-o em risco de perder esta onda. Embora a frota eólica onshore do país tenha produzido uma estimativa 13,5 terawatts-hora (TWh) em 2025 – cobrindo aproximadamente 25,4% do consumo de electricidade no continente – esta capacidade existente não pode compensar indefinidamente os atrasos na tecnologia offshore de próxima geração. Os concorrentes não ficam parados e o capital alocado hoje a Espanha ou a França é capital indisponível para projetos portugueses amanhã.
Panorama
O Ministério do Ambiente e Energia de Portugal agendou o leilão offshore para o terceiro trimestre de 2026, visando um 2GW de capacidade. No entanto, a cláusula condicional “economicamente viável” e as negociações em curso sobre financiamento da UE introduzem incerteza. Grupos ambientalistas e associações industriais expressaram frustração com o ritmo lento da formulação de políticas, alertando que já passou um ano desde que o governo prometeu regras de leilão sem progressos tangíveis.
Se Portugal conseguir finalizar os quadros regulamentares, garantir o co-financiamento e lançar um processo competitivo transparente antes do final do ano, o país ainda poderá salvar a sua posição como um centro eólico offshore credível no Atlântico. Mas cada mês de atraso estreita a janela, reforça a vantagem de Espanha e aumenta a probabilidade de os promotores internacionais – e o ecossistema de fornecedores, seguradoras e credores que eles trazem – dirigirem a sua atenção para outro lugar.
Para uma nação que passou duas décadas a construir uma reputação no domínio das energias renováveis, o capítulo da energia eólica offshore está a configurar-se como um teste à agilidade institucional. A tecnologia está comprovada, os recursos são abundantes e existe apetite para investimento. O que permanece incerto é se Portugal conseguirá mobilizar a vontade política para capitalizar isso antes que a oportunidade passe para os seus vizinhos.
