Por combinar recursos solares e eólicos de qualidade, metas públicas exigentes e um mercado de transações ativo, a Península Ibérica é hoje um dos mercados europeus mais procurados por fundos de infraestrutura com interesse em energia renovável.
É de salientar, contudo, que o crescimento da capacidade instalada não se vê necessariamente refletida em rentabilidade: o valor de cada ativo depende da previsibilidade das receitas, dos custos, do acesso à rede e do preço pago na aquisição.
Em 2025, Espanha ligou cerca de 10 GW de nova capacidade e as energias renováveis asseguraram cerca de 55,5% da geração elétrica. Em Portugal, por sua vez, a produção renovável atingiu um máximo de 37 TWh, equivalente a 68% do consumo.
Em paralelo, os planos nacionais apontam para uma expansão ainda mais acentuada: o PNIEC espanhol prevê 76 GW solares, 62 GW eólicos e 22,5 GW de armazenamento em 2030, e o PNEC português 20,8 GW solares e 12,4 GW eólicos.
A região afirma-se, assim, como uma das peças centrais da transição energética europeia.
Para um fundo de infraestrutura, a atratividade de um ativo renovável mede-se pela capacidade de gerar fluxos de caixa estáveis durante décadas, e não pela capacidade instalada. Por esse motivo, estes investidores privilegiam plataformas em operação, com PPAs de longo prazo.
O interesse pela região é, aliás, bem visível: a Iberdrola e o fundo soberano norueguês acabam de integrar o parque eólico do Tâmega numa plataforma conjunta com mais de 1,8 GW na Península. A este interesse soma-se ainda a liquidez do mercado, uma vez que fundos soberanos, utilities e fundos de infraestrutura asseguram compradores e alternativas de saída.
Perante este cenário, questionamos: o crescimento das energias renováveis na Península Ibérica traduz-se em oportunidades rentáveis para os fundos de infraestrutura?
Embora partilhem um recurso de qualidade, Portugal e Espanha diferem no potencial de produção, no enquadramento regulatório e nas oportunidades de desenvolvimento.
Nas oportunidades de desenvolvimento, as diferenças acentuam-se. Espanha oferece escala, mas a expansão está a esbarrar nos limites da rede: em 2025, os promotores pediram 40 GW de acesso e apenas 4,5 GW foram aprovados. Além disso, os leilões de contratos por diferenças não se realizam desde 2022. Portugal, por sua vez, tem um sistema já muito renovável, mas um ritmo de instalação lento: a eólica acrescentou apenas 5 MW em 2025 e, segundo a Comissão Europeia, cerca de 30 GVA aguardavam ligação à rede de transporte em meados de 2025, num mercado de PPAs ainda pouco profundo.
Em suma, nenhum dos perfis garante, por si só, maior rentabilidade: esta dependerá do projeto concreto, da localização, das condições de ligação e do preço de aquisição.
Definidos os mercados, importa perceber que ativos despertam maior interesse. O apetite dos investidores varia consoante a fase do ativo e a tecnologia, podendo organizar-se em quatro segmentos.
Armazenamento. Ao deslocarem energia para as horas de preços mais altos, as baterias tornaram-se um complemento quase obrigatório do solar. Em Espanha, existem 261 MW em operação e 33 GW já licenciados.
Paradoxalmente, o crescimento do setor criou, ele próprio, pressões sobre o retorno, nas quais se destacam quatro fatores determinantes.
Estas condicionantes têm implicações diretas na avaliação dos ativos, uma vez que uma produção elevada não garante receitas elevadas se a energia for vendida nas horas mais baratas ou não puder ser injetada na rede. Em última análise, o que importa é o fluxo de caixa disponível depois de custos, impostos e serviço da dívida.
No momento de investir, os fundos podem optar por ativos individuais ou por carteiras. Um ativo individual é mais simples de avaliar, mas concentra o risco num único ponto de ligação. As carteiras, por outro lado, dão escala e diversificação, razão pela qual a consolidação ibérica se faz sobretudo por portefólios, como a compra pela Galp de 17 parques eólicos em Espanha (351 MW).
Seja qual for a opção, o preço é o principal ponto de atrito: enquanto os vendedores pedem múltiplos de EBITDA de dois dígitos, os compradores avaliam os ativos com o custo de capital atual e reservam os prémios para receitas reguladas.
A due diligence é, por isso, decisiva. A análise técnica avalia a produção esperada e o risco de curtailment; a financeira testa vários cenários de preço; a jurídica verifica licenças, direitos de ligação e cláusulas de cessão dos PPAs. Além disso, é frequente condicionar parte do preço a marcos como a entrada em operação.
Conclusão: O crescimento não garante rentabilidade
Em síntese, a Península Ibérica continuará a atrair capital de longo prazo, mas o próprio sucesso das renováveis criou os seus limites: preços captados em queda, rede saturada, financiamento mais exigente e preços de aquisição em revisão.
Neste contexto, os investidores irão selecionar ativos com receitas previsíveis, custos controlados, acesso efetivo à rede e um preço de entrada ajustado ao risco. Assim, os projetos híbridos ou com receitas contratadas tenderão a ser disputados, ao passo que o solar isolado e exposto ao mercado exigirá preços de entrada mais baixos.
Afinal, a pergunta decisiva para um fundo de infraestrutura não é se a Península Ibérica continua a crescer, mas se o ativo em análise consegue converter esse crescimento em fluxos de caixa previsíveis, a um preço que permita criar valor.
Consultora Financeira
