A ligação já lá estava

Numa central de albufeira do norte de Espanha, a subestação, o parque de manobra e o contrato de ligação estão no lugar há décadas, e hoje é o contrato a peça mais valiosa das três. A Ember, o centro de estudos sobre energia, publicou a 21 de julho de 2026 o relatório 'Power on tap: EU hydro giants can add 25 GW renewables without new grids'. A conclusão central está escrita sem rodeios: podem ser acrescentados 25 GW de eólica e solar a centrais hidroelétricas existentes em sete países da UE, tendo em conta as restrições ambientais.

Os sete são Áustria, Bulgária, França, Itália, Portugal, Roménia e Espanha. Em conjunto detêm 93 GW dos 131 GW do parque hidroelétrico da União Europeia, e é essa concentração que explica a dimensão do número. Uma central hídrica é um produtor com ponto de ligação já concedido, horas livres na linha e, muitas vezes, terreno dentro da própria vedação.

Nem tudo é elegível, e o relatório também não finge o contrário. Depois do crivo ambiental mantém-se elegível cerca de 28% da grande capacidade hidroelétrica dos sete países, com um intervalo que vai de 77% na Áustria até 7% na Bulgária. Os 25 GW são o que sobrevive a esse crivo.

A fila é a restrição que manda

Uma ligação reaproveitada vale tanto porque as novas praticamente acabaram. A Ember resume o desfasamento numa linha: existe um défice de pelo menos 120 GW entre a capacidade de rede disponível e o crescimento renovável esperado até 2030.

Contra esse défice, os sete países esperam 138 GW de nova eólica e solar entre 2026 e 2030. Os 25 GW que caberiam em ligações hidroelétricas existentes são 18% de todo o programa, ou seja, quase um quinto poderia avançar sem pedir à rede nada que ela já não tenha.

Os números de utilização mostram o que a partilha faz. Uma ligação de albufeira ou de bombagem trabalha hoje a 19% e chega a 36% quando o solar a partilha, ou a 31% com eólica; uma ligação a fio de água passa de 29% para 47% com solar, ou 42% com eólica. Na rede não mudou nada. Na licença mudou.

Dois governos escreveram a regra

Quem pode fazer isto é decidido pela regulação e não pela engenharia. A Ember é seca quanto ao balanço: dos sete países analisados, só Portugal e Espanha oferecem enquadramentos regulatórios favoráveis. Os dois introduziram regulamentação dedicada logo em 2020 e 2022 respetivamente, isto é, Espanha em 2020 e Portugal em 2022.

O que essas regras fazem é concreto. Um projeto híbrido em Espanha ou em Portugal salta a fila de ligação por ordem de chegada e presta garantias financeiras reduzidas em 50%. A Comissão Europeia propôs limitar a três meses as licenças de ligação híbrida. Elisabeth Cremona, responsável de infraestruturas energéticas na Ember, disse-o assim: "Not only could hybrid projects 'jump the queue' - if regulations are developed well - but they could also come online faster."

Nos restantes países o que falta é administrativo. A Ember indica a Lituânia como outro Estado-membro cujo enquadramento serve de modelo, ao passo que a Áustria, com 77% da grande hídrica tecnicamente elegível, não tem regime próprio para a aproveitar. A física está pronta e o papel não está.

O que muda para quem compra energia

Quem estiver a contratar energia industrial na Península Ibérica nos próximos dois anos tem, na contraparte que oferece um projeto em local híbrido, um caminho mais curto até à entrada em serviço do que noutra que ainda aguarda uma ligação nova, e essa certeza vale mais do que um preço de manchete. É também aí que vai ser construída a próxima tranche de produção europeia barata, rápida e razoavelmente firme, por isso é aí que o novo volume de PPA aparece primeiro.

Os limites merecem a mesma clareza. A Ember é um centro de estudos e não um regulador, e os 25 GW são um potencial técnico medido depois do crivo ambiental, não uma carteira de projetos; os 7% de elegibilidade da Bulgária mostram com que rapidez o número se desfaz em alguns mercados. A Water Power Magazine e a PV Tech noticiaram ambas o relatório a 21 de julho de 2026.

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