Energia eólica offshore: Plano para Portugal

• Redução da dependência energética, promovendo a segurança do abastecimento.

• Contribuição para o cumprimento das metas climáticas, contribuindo para a neutralidade carbónica até 2045.

• Criação de emprego e desenvolvimento industrial, fomentando setores como engenharia, construção naval e manutenção offshore.

• Atração de investimento e inovação, posicionando Portugal como um polo de desenvolvimento tecnológico em energias renováveis.

• Produção de hidrogénio verde, essencial para a transição energética.

No passado dia 7 de fevereiro foi aprovado em Resolução de Conselho de Ministros o Plano de Afetação para Energias Renováveis Offshore (PAER). Este foi desenvolvido para definir as áreas marítimas destinadas à exploração comercial de energias renováveis, especialmente eólica offshore. Os seus objetivos principais incluem:

1. Atribuição de 2 GW de capacidade instalada até 2030, seguindo as diretrizes do Plano Nacional de Energia e Clima (PNEC 2030).

2. Identificação de áreas estratégicas para localização de parques eólicos offshore, com potencial para até 9,4 GW no futuro.

3. Compatibilização com outros usos do mar, como pesca e conservação ambiental.

4. Apoio à Estratégia Nacional para o Hidrogénio (EN-H2), facilitando a produção de hidrogénio verde.

O PAER selecionou zonas marítimas na costa portuguesa, com base em critérios técnicos como velocidade do vento, batimetria e proximidade da rede elétrica. As áreas escolhidas foram as seguintes [¹]:

• Viana do Castelo – 0,8 GW (229 km²)
• Leixões – 2,5 GW (722 km²)
• Figueira da Foz – 4,6 GW (1.325 km²)
• Sines – 1,5 GW (430 km²)
• Aguçadoura – 5,6 km² (destinada a projetos de investigação)

O processo de concessão para parques eólicos offshore em Portugal segue um modelo regulado e competitivo, envolvendo várias etapas desde o planeamento até a atribuição dos direitos de exploração.

Enquadramento legal e regulatório

O processo de concessão de parques eólicos offshore em Portugal é regido pelos seguintes diplomas:

• Decreto-Lei n.º 38/2015 – Regula o ordenamento do espaço marítimo nacional.
• Plano Nacional de Energia e Clima 2030 (PNEC 2030) – Define as metas energéticas do país, incluindo a atribuição de 2 GW de capacidade eólica offshore até 2030.
• Plano de Afetação para as Energias Renováveis Offshore (PAER) – Identifica as áreas marítimas designadas para exploração comercial de energias renováveis offshore.
• Resolução do Conselho de Ministros n.º 19/2025 – Formaliza a aprovação do PAER e determina os procedimentos de concessão.

Modelo de concessão e procedimento concorrencial

O modelo português baseia-se num sistema de leilões competitivos, em que empresas e consórcios disputam Títulos de Reserva de Capacidade (TRC) e Títulos de Utilização Privativa do Espaço Marítimo (TUPEM).

A concessão das áreas offshore ocorre por meio de leilões organizados pelo Governo, nos quais os promotores apresentam propostas para desenvolver projetos eólicos. Este processo garante:

• Seleção dos operadores, baseando-se em critérios como capacidade técnica, viabilidade económica e compromisso ambiental.
• Receita pública, pois os vencedores pagam pela reserva de capacidade de conexão à rede elétrica.
• Garantia de investimentos sustentáveis, minimizando impactos socioeconómicos e ambientais.

Tipos de licenças e autorizações

Os promotores necessitam obter dois tipos principais de títulos:

1. Título de Reserva de Capacidade (TRC) – Garantia de que a energia gerada poderá ser injetada na Rede Elétrica de Serviço Público (RESP).

2. Título de Utilização Privativa do Espaço Marítimo (TUPEM) – Autorização para ocupar e explorar a área marítima.

Além disso, são habitualmente exigidas outras licenças, como:

• Avaliação de Impacte Ambiental (AIA) – Obrigatória para os projetos que possam causar impactos significativos no meio ambiente, definidos no Decreto-Lei n.º 151-B/2013, na sua redação atual.
• Licença de Produção e Licença de Exploração – Emitidas pela Direção-Geral de Energia e Geologia (DGEG) após aprovação dos estudos técnicos.

A atribuição dos direitos de concessão segue um ciclo estruturado, composto pelas seguintes etapas:

Planeamento e identificação de áreas

O Governo, com apoio de grupos técnicos (como o Grupo de Trabalho Energias Renováveis Offshore - GTERO), define as áreas marítimas para exploração de energia eólica offshore.

Por seu turno, o PAER estabelece as zonas prioritárias com base em critérios como recurso eólico, batimetria, proximidade à rede elétrica e compatibilidade com outras atividades (pesca, navegação, conservação ambiental).

Lançamento do leilão

Após o planeamento e identificação de áreas, o Governo publica o edital do leilão, especificando:

• As áreas disponíveis para concessão.
• Os requisitos técnicos e financeiros.
• Os critérios de seleção dos concorrentes.
• As obrigações ambientais e sociais.

As empresas interessadas submetem propostas detalhadas, incluindo os planos técnicos (como a tecnologia da turbina, tipo de fundação e métodos de instalação), plano económico-financeiro, bem como os compromissos ambientais e sociais.

Avaliação das propostas e adjudicação

O Governo, através de entidades como a Direção-Geral de Energia e Geologia (DGEG) e a Direção-Geral de Recursos Naturais, Segurança e Serviços Marítimos (DGRM), avalia as propostas com base em:

• Oferta financeira (preço oferecido pelo TRC e outras contrapartidas).
• Viabilidade técnica e inovação (eficiência da tecnologia, prazo de implementação).
• Sustentabilidade ambiental (medidas de mitigação de impacto).
• Criação de emprego e desenvolvimento industrial.

Os vencedores recebem os TRC e TUPEM, garantindo o direito de instalar e operar os parques eólicos nas áreas designadas.

Após a concessão, os promotores necessitam apresentar a Avaliação de Impacte Ambiental (AIA) – exigida antes do início das obras - da Licença de Construção e Instalação – aprovação dos planos de engenharia e segurança - e a Conexão à Rede Elétrica – coordenação com o operador da Rede Nacional de Transporte de Eletricidade (RNT).

A construção pode levar entre dois a cinco anos, dependendo da complexidade do projeto.

Operação e monitorização

Após a instalação, o parque eólico entra em fase operacional, sujeito a monitorização ambiental e técnica permanente. O Governo pode impor metas de produção, limites de ruído e regras para minimizar impactos na vida marinha e na navegação.

Obrigações dos concessionários

Os operadores de parques eólicos offshore devem cumprir várias obrigações legais e contratuais, incluindo:

• Pagamento pelo uso do espaço marítimo (através de taxas associadas ao TUPEM).
• Garantia de produção mínima para evitar subutilização das áreas concedidas.
• Planos de desmantelamento e requalificação ambiental após o fim da vida útil do parque (geralmente entre 20 a 30 anos).

O modelo de venda de eletricidade para a energia eólica offshore em Portugal está em evolução, refletindo a necessidade de garantir competitividade, estabilidade regulatória e incentivo ao investimento. Atualmente, as regras de comercialização seguem um modelo híbrido, combinando leilões de longo prazo e a possibilidade de venda no mercado livre. Abaixo, estão indicados os principais mecanismos de comercialização:

Modelo de venda da eletricidade produzida

Os parques eólicos offshore em Portugal podem vender a eletricidade através de três principais canais:

Contratos de Longo Prazo via Leilões (CfD – Contracts for Difference)

O Contrato por Diferença (CfD) é um mecanismo que tem vindo a ganhar popularidade internacional por garantir estabilidade de preços e conseguir atrair investimentos. Através deste mecanismo, os promotores vencedores dos leilões de concessão assinam um Contrato por Diferença (CfD), que fixa um preço garantido para a eletricidade durante um período determinado, geralmente de 15 a 20 anos [^₂].

Os CfD funcionam da seguinte forma: se o preço de mercado for inferior ao preço fixo do CfD, o Estado assegura o pagamento da diferença ao produtor. Se o preço de mercado for superior ao preço fixo, o produtor devolve o excedente de receita ao Estado.

Venda no mercado livre

Os produtores podem optar por vender a eletricidade diretamente na Rede Elétrica de Serviço Público (RESP) e negociar no Mercado Ibérico de Eletricidade (MIBEL).

As vendas podem ser feitas através de:

Spot Market (diário e intradiário) – Preços flutuantes conforme oferta e procura.

Contratos bilaterais (PPAs - Power Purchase Agreements) – Acordos entre produtores e consumidores (exemplo: grandes indústrias ou comercializadoras).

Futuros de eletricidade – Contratos para fixar preços a longo prazo.

As vantagens desta opção estão relacionadas com a maior flexibilidade e potencial de lucro em mercados com preços altos e permite negociação direta com empresas interessadas em energia verde. No entanto, apresenta a desvantagem de expor os investidores à volatilidade de preços, tornando essencial a adoção de estratégias de gestão financeira.

A venda de eletricidade offshore exige uma forte integração com a rede elétrica nacional, garantindo que a energia gerada chegue aos consumidores sem perdas significativas. Neste sentido, o Operador da Rede Nacional de Transporte (RNT) é o órgão responsável pela conexão dos parques offshore à rede nacional.

No âmbito do Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede de Transporte, encontra-se prevista a expansão da infraestrutura elétrica, instalando novas ligações marítimas e subestações para facilitar a integração da eólica offshore.

Perspetivas futuras

O primeiro leilão de eólica offshore previsto para 2025, sendo o modelo de venda esperado o CfD. É também esperada uma aposta crescente no hidrogénio verde, incentivando PPAs entre produtores e indústrias. Por fim, é expectável que exista a ampliação do mercado de certificados de origem de eletricidade renovável.

Portugal tem a oportunidade de dar um passo decisivo na transição energética na Europa, explorando seu vasto potencial para a energia eólica offshore. O PAER e o modelo de concessão criam um ambiente favorável para atrair investimentos e garantir a sustentabilidade da indústria energética.

Estes projetos impulsionarão investimentos que serão significativos, com estimativas na ordem dos 30 a 40 biliões de euros [³]. O sucesso deste plano depende da expansão da infraestrutura elétrica, apoio governamental e integração com outras atividades económicas, garantindo um crescimento sustentável e inovador para o setor.

Referências

[¹] G. d. Portugal, 'Plano de Afetação para Energias Renovavéis Offshore', Resolução de Conselho de Ministros, 2025.

[²] 4. Offshore, 'Global Market Overview Report', 2024.

[³] I. N. d. P. Industrial, 'Vigilância Tecnológica', 2023.