Quatro anos depois de conhecidos os resultados do leilão para o solar flutuante em Portugal, nenhuma das seis centrais adjudicadas está a operar e apenas uma recebeu até agora a luz verde ambiental para avançar. A última a cair foi a central híbrida do Grande Lago, o projeto mais ambicioso que ganhou o maior lote que ficaria no espelho de água do Alqueva.

A promotora EDP Renewables justifica a desistência com um conjunto de fatores que combinam obstáculos ambientais com argumentos de rentabilidade económica e financeira num projeto que se diferenciou dos concorrentes por propor preços negativos para a venda à rede da energia produzida na componente fotovoltaica nos primeiros 15 anos dos 30 da concessão.

A desistência é anunciada no rescaldo da declaração de desconformidade do estudo de impacte ambiental que tinha sido entregue ainda em 2024 à Agência Portuguesa do Ambiente (APA).

Apesar de genericamente se poderem invocar obstáculos no licenciamento ambiental, a desconformidade do estudo de impacte ambiental acontece numa fase inicial do processo. Significa que o projeto cai sem chegar à fase de avaliação ambiental propriamente dita em que seriam passados a pente fino os impactos negativos e a viabilidade de medidas de mitigação ou minimização. Foi nesta fase que foram chumbados, com pareceres negativos, outras três centrais solares flutuantes — duas da Finerge por se localizarem em albufeiras no Parque Nacional da Peneda Gerês e a central da Voltalia prevista para a barragem do Cabril devido à forte oposição local.

No caso do Grande Lago, o problema resultou de alterações significativas introduzidas ao projeto inicialmente submetido durante a fase de resposta aos pedidos formulados para efeitos de verificação de conformidade do estudo de impacte ambiental. Essas alterações “incluíam elementos que incidiam fora da área de estudo originalmente definida, nomeadamente um corredor alternativo de linha elétrica mista a 30 Kv para ligar dois núcleos eólicos”, refere a documentação que consta do site da Agência Portugesa do Ambiente.

Segundo a EDP, o traçado inicial era incompatível com as áreas de proteção associadas à localização dos ninhos, cujo conhecimento resultou da monitorização da colónia de abutres pretos que foi iniciada apenas em junho de 2025 e é dessa constatação que nasce a proposta de alteração do corredor. Mas as autoridades ambientais consideraram que não foi apresentada a necessária monitorização anual e cartografia detalhada deste traçado, o que limita a comparação entre as alternativas.

“Persistem incertezas relevantes quanto à presença e localização de ninhos e ao uso do território pelas espécies, uma vez que a monitorização efetuada não abrangeu o ciclo anual. Esta lacuna compromete a robustez da fundamentação ambiental associada à escolha da alternativa considerada, dificultando a validação da sua adequação face aos impactes potenciais”. “Nestas condições, não é possível à CA (comissão de avaliação) identificar e avaliar os potenciais impactes ambientais decorrentes das alterações apresentadas”.

A comissão de avaliação alega ainda que este corredor novo aparece numa fase do processo em que legalmente já não era possível pedir mais esclarecimentos ao promotor. Conclui por isso que os dados não permitiram “uma tomada de decisão devidamente fundamentada e que garanta a concretização dos objetivos de proteção ambiental inerentes ao procedimento de AIA [Avaliação de Impacte Ambiental] enquanto instrumento fundamental de uma política de desenvolvimento sustentável”.

Procedimento esteve suspenso um ano para mais elementos e APA recusou dar mais tempo à EDP

A EDP pediu mais tempo para entregar o aditamento, até 30 de setembro de 2026, de modo a conseguir uma janela temporal que permitisse realizar um ciclo anual de monitorização dos abutres, tendo argumentado que a recusa da APA inviabilizou a possibilidade de entregar dados mais robustos. Mas a agência do ambiente lembra o tempo que demorou esta fase inicial que resultou na desconformidade do estudo.

Este documento foi entregue no final de 2024, tendo os elementos adicionais sido pedidos em fevereiro de 2025. O aditamento com a resposta do promotor aos elementos pedidos tem a data de março de 2026, mais de um ano depois.

A APA alega que suspender o prazo de resposta até setembro “implicaria a suspensão do procedimento por mais de um ano e meio”. Ou seja, entre a submissão do estudo e a resposta final decorriam praticamente dois anos. Alerta que o estudo foi elaborado entre 2022 e 2024, pelo que o pedido de mais tempo “conduziria a um prolongamento temporal desproporcionado, podendo inclusivé colocar em causa a atualidade da informação do EIA [Estudo de Impacte Ambiental] e, consequentemente, a avaliação nele baseado”. Neste lapso de tempo poderiam ter ocorrido alterações relevantes no enquadramento ambiental, territorial e regulamentar aplicáveis ao projeto, o que suscitou a recusa.

A troca de argumentos vem reproduzida na decisão final da APA de julho deste ano, já com o resultado da audiência prévia concedida à entidade promotora após a desconformidade declarada pela comissão de avaliação. Esta decisão culminou com o indeferimento liminar do pedido e a consequente extinção do procedimento de avaliação de impacte ambiental.

Para a desconformidade do estudo contribuíram igualmente “lacunas, incorreções e imprecisões que deverão ser tidas em consideração aquando da eventual reformulação do mesmo”. Há falhas ao nível de metologia de análise do comportamento de espécies protegidas — abutre preto, água-bonelli e cegonha preta — que não contemplou um ciclo anual, o que “não permite avaliar com rigor a magnitude e a extensão dos impactes, comprometendo igualmente a adequada definição das medidas de minimização”. Ao nível da flora foram apontadas insuficiências no levantamento de todas as quercínias (sobreiros e azinheiras) afetadas pelo projeto na vertente que diz respeito aos corredores das linhas elétricas. É ainda assinalada a informação incompleta sobre povoamento de pinheiro manso e eucaliptos.

A comissão de avaliação referia os vários aspetos que teriam de ser considerados numa futura reformulação do estudo de impacte ambiental, mas a EDP não tem interesse em prosseguir com este projeto que representaria um investimento de 169 milhões de euros.

O Observador questionou o Ministério do Ambiente e Energia sobre se esta desistência era compatível com as regras do leilão de 2021. A pergunta foi remetida para a Direção-Geral de Energia e Geologia que, por sua vez, não respondeu em tempo útil.

O Grande Lago resultou do concurso para a instalação de solar flutuante nos espelhos de água de várias barragens. A EDP Renewables ganhou o lote 1 deste concurso o que lhe garantiu uma capacidade de injeção de 70 MW na rede de muita alta tensão da REN via subestação do Alqueva.

O projeto da EDP apostou numa central híbrida, combinando eólicas em terra com o solar na água, cuja área de implantação envolveria os concelhos de Portel, Vidigueira, Reguengos de Monsaraz e Moura.

Os dois núcleos eólicos eram compostos de 9 e 7 aerogeradores totalizando uma potência de 72 MVA. Separados 11 quilómetros seriam ligados através de uma linha elétrica mista de 30 kV, sendo a energia gerada pelos dois polos conduzida até à subestação do Grande Lago a partir da qual seria construída uma linha de muito alta tensão de 1,5 quilómetros para escoar a energia produzida pelo conjunto de centrais para a subestação que alimenta a rede da REN. É o corredor da primeira linha que suscitou o tema dos abutres negros.

Tecnologia pioneira de sucesso está a ter dificuldade em atingir escala

Com o ponto final dado pela EDP à central do Grande Lago, crescem as dúvidas sobre a viabilidade da exploração de energia solar sobre a água.

A elétrica até foi pioneira no desenvolvimento desta tecnologia que arrancou no Alto Rabagão com um projeto piloto em 2017.  Mais tarde esta solução híbrida foi replicada no Alqueva também pela EDP que em 2022 lançou uma plataforma flutuante de produção de energia solar que viria a ganhar várias distinções europeias.

Mas eram apenas 5 MW (megawatts) de potência, com 12 mil painéis solares a flutuar em quatro hectares da albufeira de Alqueva, perto do paredão da barragem. A central que ficou pelo caminho ocuparia 82 hectares com painéis fotovoltaicos flutuantes. Ainda assim uma área muito menor do que os 250 hectares permitidos nas regras do leilão das solares flutuantes e que corresponde a apenas 0,33% do plano de água da Albufeira, refere a EDP no estudo de impacte ambiental.

Quando o Governo de António Costa quis dar o salto dos projetos piloto para a produção em escala lançou um leilão internacional em 2021. Nem todos os lotes foram adjudicados — Castelo de Bode ficou pelo caminho — mas o leilão para o Cabril teve 20 rondas de licitações e, no Alqueva, a EDP destacou-se com uma proposta agressiva que lhe garantiu o maior lote a concurso, combinando preços negativos na vertente solar com aerogeradores em terra. À data o preço negativo de 4,12 euros por megawatt foi considerado a tarifa elétrica mais baixa do mundo que iria contribuir para um ganho estimado em 114 milhões de euros para os consumidores de eletricidade durante os primeiros quinze anos da concessão.

Mas da passagem do papel para o terreno, os obstáculos ao solar flutuante começaram a acumular-se.

Primeiro foram os pareceres negativos do Instituto da Conservação da Natureza e das Florestas (ICNF) às duas centrais ganhas pela Finerge em albufeiras situadas no Parque Natural da Peneda Gerês — Paradela e Salamonde. Os pareceres do ICNF eram fundamentados no regulamento deste parque e numa interpretação que olha para o solar flutuante como um novo empreedimento de produção de energia e não como um desenvolvimento ou complemento da central hidroelétrica que já está a produzir nos dois locais. O que para as comissões de avaliação tornou inevitável o chumbo ambiental.

Mais a sul, na barragem do Cabril, foram outros argumentos que deitaram por terra a central flutuante da Voltalia. A comissão de avaliação teve em linha de conta “a forte contestação local e regional, quer por parte dos cidadãos quer por parte das autarquias locais e comunidades intermunicipais”. Fortes impactos na paisagem e em atividades económicas e de lazer da região estão entre os motivos contra este projeto, cuja dimensão prevista de ocupação na área da barragem do Cabril é significativa.

O projeto para Vilar-Tabuaço da Finerge ainda não passou da fase da conformidade do estudo de impacte ambiental. Apenas o projeto da Endesa para o Alto Rabagão, com o direito a injetar 42 megawatts na rede, obteve autorização ambiental.

https://observador.pt/2025/11/08/endesa-consegue-primeira-provacao-ambiental-dos-concursos-de-2021-para-a-central-solar-flutuante-no-alto-rabagao/

Consciente dos problemas jurídicos e do impacto na confiança dos investidores — a Finerge apresentou uma impugnação judicial — o Governo procurou um escape legal para contornar os chumbos ambientais. Um despacho publicado há pouco tempo pela ministra Maria da Graça Carvalho prolongou o prazo para a execução destes projetos. Ao mesmo tempo que permitiu aos operadores mudarem o perfil da tecnologia, transferindo a potência fotovoltaica da água para terra, mantendo os títulos de reserva de capacidade na rede.

O Observador perguntou aos promotores se iam aproveitar esta janela legal. Fonte oficial da Finerge afirmou no final de junho estar a analisar em detalhe o decreto de forma a avaliar o seu impacto efetivo nos seus projetos. Apesar de acolher de forma positiva a iniciativa, a Finerge lembrava que estava em curso uma consulta pública sobre a portaria e que subsistiam dúvidas sobre os prazos de licenciamento que queria esclarecer.

A Voltalia não quis prestar declarações. Já para a EDP, cujo projeto não chegou a ver concluída a avaliação ambiental, a alteração da configuração da central, com a sua passagem para terra, não parece ser uma opção que valha a pena avaliar. O Observador sabe que o problema da rentabilidade da central do Grande Lago foi determinante na decisão de abandonar o projeto. Em causa está o grande aumento dos custos de desenvolvimento das tecnologias renováveis e equipamentos e a descida dos preços no mercado grossista durante as horas em que a energia renovável dominam.

https://observador.pt/2026/03/06/mega-central-solar-para-o-alqueva-volta-a-chumbar-reducao-de-area-e-plano-para-morcegos-nao-evita-impactos-muito-significativos/

Por outro lado, a instalação de mais uma central fotovoltaica em terra na região do Alqueva iria obrigar à avaliação cumulativa de impactes ambientais com outros projetos como a central da Lightsource BP que só obteve avaliação positiva em troca da redução de dimensão e de várias alterações ao projeto inicial para proteger os morcegos.

Problema não está na tecnologia, mas no licenciamento, diz APREN

A associação de energias renováveis (APREN) não tem dúvidas sobre a viabilidade da energia solar,  independentemente de os projetos serem instalados em terra ou em superfícies de água. Ao Observador, a associação lembra os casos do Alto Rabagão e do Alqueva que, assinala, demonstraram “as vantagens da complementaridade entre tecnologias e do aproveitamento de infraestruturas elétricas existentes”. Remete também para os projetos comerciais de solar flutuante de dimensão significativa a operar na Europa, nomeadamente nos Países Baixos, como Sellingen (41,1 MWp), em França, Les Îlots Blandin (74,3 MW), na Bélgica, Obourg (31 MW), entre outros.

“Os reveses registados em alguns projetos de solar flutuante em Portugal devem, por isso, ser analisados sobretudo de uma perspetiva processual e de planeamento, e não como uma limitação da tecnologia”. Acrescenta ainda que os promotores “continuam comprometidos na sua aposta nas energias renováveis e no país, por isso, a experiência recente reforça a importância de que o desenvolvimento destes projetos deve assentar em processos de planeamento e licenciamento ágeis, previsíveis e inclusivos, capazes de conciliar a necessária rapidez da transição energética com a proteção ambiental e a participação de todos os stakeholders”.