O teto do solar diurno acabou de ceder
O solar atingiu um recorde de 10 por cento da eletricidade mundial no primeiro semestre de 2026, face aos 8,9 por cento do primeiro semestre de 2025 e aos 5,6 por cento do primeiro semestre de 2023, segundo um relatório publicado a 12 de agosto de 2026 pela Ember, o centro de estudos energéticos sediado em Londres, escrito por Kostantsa Rangelova, analista global de eletricidade da Ember. A produção solar cresceu cerca de sete vezes mais depressa do que a produção elétrica total nesses três anos, tornando-a a força que mais rapidamente avança nos sistemas elétricos mundiais.
O problema está no horário. Num dia médio do primeiro semestre de 2026, o solar cobriu mais de 25 por cento da procura elétrica mundial entre as 11h e as 14h, caindo depois para quase zero entre as 20h e as 5h; nos mercados solares mais maduros, a cobertura ao meio-dia ultrapassou os 50 por cento antes do mesmo colapso após o pôr do sol. Esse padrão já começa a afetar os próprios líderes - as instalações solares na União Europeia caíram 0,7 por cento em 2025, a primeira queda anual numa década, porque os meios-dias saturados tornaram menos útil acrescentar mais solar diurno.
Quatro mercados mostram o que vem depois do solar diurno
A Bulgária, o Chile, a Austrália e a Califórnia passaram cada um cerca de três anos a construir capacidade de baterias suficiente para levar a produção solar para além do pôr do sol, e o relatório da Ember trata-os como o indicador avançado para qualquer outra rede ainda presa ao teto diurno. A Bulgária e o Chile instalaram em 2025 baterias novas suficientes para deslocar mais de três quartos da sua nova produção solar diária para as horas sem sol, seguidos pela Austrália com 60 por cento; a frota búlgara passou de quase nada em 2023 para 3 GWh em 2025 e depois para 8,6 GWh até maio de 2026.
| Mercado | Parte do novo solar diário deslocada pelas baterias instaladas em 2025 | Procura noturna (19h-21h) coberta por solar mais baterias, primeiro semestre de 2026 |
|---|---|---|
| Bulgária | 77% | 24% |
| Chile | 76% | Mais de 10% |
| Austrália | 60% | Não reportado por mercado |
| Califórnia | Não reportado por mercado | Mais de 25% (face a 6,8% no primeiro semestre de 2023) |
A Califórnia mostra o aspeto que esse desvio tem quando chega à rede: num dia médio do primeiro semestre de 2026, o solar mais as baterias cobriram em conjunto mais de um quarto da procura elétrica durante a hora de ponta da noite, das 19h às 21h, contra apenas 6,8 por cento no primeiro semestre de 2023. No Chile e na Bulgária, onde o solar quase nada contribuía à noite há três anos, hoje cobre respetivamente mais de 10 por cento e quase um quarto da procura noturna - precisamente as horas que as elétricas reservavam tradicionalmente para as centrais a gás de ponta.
O plano de capacidade que ignora tudo isto
A maioria dos planos de capacidade das elétricas e dos contratos industriais de compra de energia (PPA) continua a definir o preço da hora de ponta da noite como território do gás, partindo do pressuposto de que o solar não tem mais nada para dar depois do pôr do sol. Esse pressuposto ainda era razoável em 2023, quando o solar chileno e búlgaro também estava praticamente ausente à noite - deixou de o ser nos mercados onde o solar apoiado em baterias já tomou um quarto ou mais dessa mesma ponta.
A economia por trás deste desvio não tem nada de exótico. Os custos médios mundiais de instalação de baterias caíram 95 por cento, de 2634 dólares por quilowatt-hora em 2010 para apenas 140 dólares em 2025, e o custo nivelado do armazenamento foi reportado em cerca de 65 dólares por megawatt-hora em 2025 - suficientemente barato para que 74 por cento das baterias instaladas no mundo em 2025 já fossem usadas para deslocar energia, face a 47 por cento em 2020. Um operador de rede ou um comprador de capacidade que ainda não tenha modelado um cenário de deslocação solar noturna de 30 por cento ou mais está a definir o preço da capacidade de ponta e das condições de PPA contra uma rede que já não existe nos mercados que avançam mais depressa.
459 gigawatt-hora num ano não é um problema para a década de 2030
A Ember espera 459 GWh de nova capacidade de baterias em todo o mundo em 2026, mais cinquenta por cento do que os 307 GWh acrescentados em 2025, suficiente por si só para deslocar 34 por cento da nova produção solar diária para as horas sem sol - quase o dobro da taxa de 18 por cento de 2025 e bem acima dos 4 por cento de 2021. Trata-se de uma média mundial construída com os acréscimos de um único ano, não de uma projeção para a próxima década.
Os Estados Unidos acrescentaram 58 GWh de baterias em 2025, suficiente para deslocar cerca de um quarto da nova produção solar, com a Califórnia sozinha a acrescentar mais capacidade de baterias do que solar todos os anos desde 2021. A União Europeia, pelo contrário, acrescentou apenas 27 GWh em 2025 e deslocou apenas 16 por cento do seu novo solar - abaixo da média mundial -, embora os próprios cenários dos operadores de rede europeus prevejam que a capacidade instalada de baterias quadruplique entre 2025 e 2030.
O verdadeiro limite é o desenho do mercado, não a química das baterias
O número global da Ember de 34 por cento é um teto teórico, não um resultado já entregue: nem todas as baterias instaladas são efetivamente usadas para deslocar solar para a noite, e a utilização varia enormemente de mercado para mercado. Na China, o maior mercado de baterias do mundo, as baterias autónomas fizeram em média 299 ciclos em 2025 e as instaladas junto de centrais solares apenas 199 - ambas abaixo dos cerca de 350 ciclos por ano que a melhor prática internacional consegue atingir, porque a reforma regulatória ainda não abriu fontes de receita suficientes para que os operadores explorem mais as suas baterias.
Essa lacuna é uma oportunidade, não um motivo para esperar. Onde o desenho do mercado permite às baterias acumularem receitas de arbitragem energética, serviços auxiliares e pagamentos de capacidade, a utilização sobe e seguem-se os números de deslocação noturna da Bulgária, do Chile e da Califórnia; onde isso não acontece, as baterias ficam meio paradas mesmo com mais a serem construídas. Para um operador de rede ou um comprador industrial, a lição dos líderes é que a capacidade física para deslocar as centrais a gás de ponta chega ao ritmo do fabrico de baterias, não ao ritmo da reforma do mercado - e essa reforma é precisamente a parte que ainda está nas mãos do próprio operador.
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