A Europa enfrentou um verão desafiador em 2026, com níveis de água historicamente baixos afetando a geração hidrelétrica em diversas regiões. No entanto, um estudo aprofundado da plataforma de transparência da ENTSO-E (Rede Europeia de Operadores de Sistemas de Transmissão de Eletricidade) revelou que a energia solar desempenhou um papel fundamental na sustentação do fornecimento de energia, compensando de forma significativa o déficit hídrico e redefinindo a dinâmica do mercado.
Verão de Estiagem e o Papel da Hidrelétrica
Entre 1º de junho e 15 de agosto de 2026, a geração hidrelétrica em dez sistemas europeus com dados completos atingiu 31,65 TWh, marcando o menor registro em sete verões e ficando 6,0% abaixo do verão de seca de 2022, quando os mesmos sistemas produziram 33,69 TWh. Essa queda na produção hídrica foi generalizada, embora com variações regionais.
A situação dos reservatórios, medida na semana 31, indicava um estoque de 88.499 GWh nos dez sistemas com registros completos desde 2015, o que representa 7,7% abaixo da mediana de 2015 a 2025 para aquela semana e a terceira leitura mais baixa em doze anos. A distribuição regional do déficit foi crucial. Enquanto a Península Ibérica (Espanha e Portugal) apresentava níveis de armazenamento 96% e 137% acima dos de 2022, respectivamente, a escassez se deslocou para os Alpes, França e a bacia do Danúbio.
A França, por exemplo, registrou um estoque de reservatórios 1,5% abaixo de sua faixa histórica, o que é o menor nível em onze anos para aquela semana. A geração hidrelétrica de reservatórios entre 1º de junho e 15 de agosto, comparada à média de 2020 a 2025, caiu significativamente em países como Áustria (42,7%), Itália (37,9%), Romênia (29,1%) e França (25,9%). A produção sueca diminuiu 18,3%, enquanto a norueguesa caiu apenas 2,0%. A produção espanhola teve uma redução de 4,7%, mas a portuguesa aumentou 32,4%.
A geração hidrelétrica a fio d'água, que não possui capacidade de armazenamento, também sofreu impactos severos. Em comparação com as médias de 2020 a 2025, os sistemas alpinos (Áustria e Itália) registraram queda de 37,0%; o grupo do Danúbio e Sudeste Europeu, 37,4%; a França, 29,0%; a Alemanha, 20,1%; e a Finlândia, 12,5%. A Península Ibérica teve uma queda menor, de 3,7%. Áustria, Itália, França, Romênia e Sérvia registraram suas menores produções a fio d'água em sete anos.
A Ascensão da Energia Solar como Compensação
Em contrapartida à queda hidrelétrica, a geração solar nos mesmos dez sistemas disparou de 45,27 TWh em 2022 para 84,44 TWh em 2026. A produção combinada de hidrelétrica e solar aumentou de 78,96 TWh para 116,09 TWh, um crescimento de 47,0%. Isso significa que, em nível continental, o incremento solar cobriu o déficit hidrelétrico quase três vezes, e o total combinado de água e sol atingiu seu nível mais alto nos sete anos de registro.
É importante notar que o crescimento da energia solar em 2026 não foi uma resposta direta à baixa hidrelétrica daquele verão, mas sim o resultado de um cronograma de instalação de capacidade de vários anos. No entanto, a coincidência dos eventos demonstrou a resiliência do sistema energético europeu.
A geração solar de verão em quinze sistemas analisados subiu de 34,1 TWh em 2020 para 88,7 TWh em 2026. A produção ibérica mais que triplicou, atingindo 22,2 TWh; a francesa triplicou para 11,7 TWh; o grupo do Danúbio cresceu de 1,4 TWh para 6,7 TWh; e a produção alemã alcançou 29,8 TWh.
Reconfiguração na Operação das Hidrelétricas
A presença massiva da energia solar no meio do dia alterou a lógica operacional das hidrelétricas, especialmente as de reservatório e as de armazenamento por bombeamento. A participação da geração hidrelétrica de reservatório entre 10h e 16h (horário local) caiu de 25,6% em 2020 para 10,1% em 2026 em países como Áustria, Alemanha, Espanha, Portugal, França e Itália. Em contrapartida, a participação no período noturno, entre 18h e 23h, aumentou de 28,9% para 35,3%. Isso indica que as hidrelétricas de reservatório estão evitando competir com a solar durante o pico de produção diurna, concentrando sua geração para as horas em que a solar não está disponível.
A mudança mais significativa ocorreu no armazenamento por bombeamento, que inverteu completamente seu ciclo. Em Áustria, Alemanha, Espanha e Portugal, a participação da energia de bombeamento consumida entre 10h e 16h disparou: de 28,9% para 71,9% na Áustria; de 22,3% para 71,7% na Alemanha; de 22,7% para 62,5% na Espanha; e de 23,6% para 64,2% em Portugal. No mesmo período, a participação consumida entre meia-noite e 6h caiu drasticamente, chegando a menos de 4% em todos esses países.
O volume total de bombeamento nesses quatro sistemas aumentou 93%, de 3,99 TWh em 2020 para 7,71 TWh em 2026. O bombeamento no meio do dia cresceu 5,6 vezes, enquanto o noturno caiu 88%. A hora de pico de bombeamento se deslocou das 3h ou 4h da manhã para as 13h ou 14h, alinhando-se diretamente com o pico de produção solar.
A correlação entre a geração solar horária e a carga de bombeamento horária, que era praticamente zero em 2020, saltou para entre 0,83 e 0,90 em 2026, indicando uma sincronia quase perfeita. Isso demonstra que as usinas de bombeamento estão absorvendo o excedente de energia solar do meio-dia para armazená-lo e liberá-lo quando a demanda é maior e a solar não está presente.
Impacto nos Preços e na Gestão da Rede
Essa reconfiguração teve um impacto direto nos preços diários da energia. O preço do meio-dia na Alemanha caiu de 87% da média diária em 2020 para 33% em 2026. Na Espanha, a queda foi de 101% para 30%. A hora mais barata do dia se deslocou para o meio-dia, o mesmo período em que o bombeamento hidrelétrico migrou. A relação preço noite-dia, que mede a diferença entre os preços de pico e de vale, ampliou-se significativamente, evidenciando o valor do armazenamento para suavizar essas flutuações.
Em 2026, preços negativos no meio do dia, praticamente ausentes em 2020, apareceram em 29% das horas do meio-dia na Alemanha e 28% na Espanha. Isso significa que, em certos momentos, os produtores pagavam para descarregar a energia excedente na rede. As usinas de bombeamento, portanto, não 'escolheram' o meio-dia; elas seguiram o preço.
"O relógio diário se reotimizou em seis verões juntamente com um crescimento significativo da frota, e são as medidas de tempo baseadas em proporções, que não dependem do tamanho da frota, que apontam para uma mudança no despacho e não na capacidade. O motor é a forma de preço do dia seguinte que grandes volumes solares do meio-dia criam, e ao contrário da comparação de seca e solar acima, pode ser medido diretamente."
No entanto, enquanto o relógio diário se adapta rapidamente, o relógio sazonal, que depende do reabastecimento dos reservatórios ao longo de meses, não pode responder da mesma forma. A energia solar, embora cubra a lacuna energética do verão, não reabastece os reservatórios. Sistemas que entram em setembro com armazenamento sazonal esgotado, como França, Itália e Romênia, precisarão gerenciar essa posição no outono da mesma forma que sempre fizeram: com a energia disponível após o pôr do sol.
O que isso significa para a região
A experiência europeia em 2026 oferece lições valiosas sobre a integração da energia solar em larga escala e seu impacto na gestão da rede. A capacidade de a energia solar compensar déficits de outras fontes, como a hidrelétrica em períodos de seca, demonstra sua importância crescente para a segurança energética. A reconfiguração da operação de hidrelétricas e sistemas de armazenamento por bombeamento para otimizar o uso da energia solar abundante no meio do dia é um testemunho da flexibilidade e adaptabilidade que o setor elétrico precisa desenvolver. Para regiões como o Norte Pioneiro do Paraná, que buscam diversificar sua matriz energética e garantir a estabilidade do fornecimento, a integração inteligente de fontes renováveis, como a solar, com sistemas de armazenamento e gestão de demanda, torna-se um caminho essencial para um futuro energético mais resiliente e sustentável.
Leitura da LZ7 Energia
O cenário europeu de 2026, com a energia solar assumindo um papel protagonista na compensação de um verão de seca, ressalta a importância estratégica da diversificação da matriz energética. Para o Norte Pioneiro do Paraná, uma região com grande potencial solar, essa experiência reforça a necessidade de investimentos contínuos em infraestrutura solar e, crucialmente, em soluções de armazenamento de energia. A capacidade de armazenar o excedente solar do meio-dia para uso noturno ou em períodos de menor irradiação solar, como demonstrado pelo aumento do bombeamento hidrelétrico na Europa, é fundamental para garantir a estabilidade e a confiabilidade do fornecimento. Além disso, a mudança na dinâmica de preços observada na Europa, com a queda dos valores no meio do dia devido à abundância solar, pode sinalizar tendências futuras para mercados com alta penetração solar, incentivando a adaptação de modelos de negócios e o desenvolvimento de novas tecnologias de gestão de demanda e armazenamento. A LZ7 Energia, ao promover a energia solar na região, contribui diretamente para essa resiliência, oferecendo uma fonte de energia limpa e previsível que pode mitigar os impactos de variações climáticas e fortalecer a segurança energética local.
Fonte: PV Magazine — Solar global — matéria original publicada em pv-magazine.com. Imagens e vídeos: PV Magazine — Solar global. Texto apurado e reescrito pela redação da LZ7 Energia.