Em 8 de julho de 2025, a geração solar na Grã-Bretanha atingiu 14 GW pela primeira vez. Durante várias horas daquela tarde, a energia solar produziu mais eletricidade do que gás, vento e nuclear juntos. Isso sem incluir a solar no esquema CfD, que deverá adicionar 10 GW de energia solar nos próximos anos.

Esse recorde teve impacto direto no comércio de baterias. Em 3 de julho, com pico solar de 11,5 GW, o índice ME BESS GB registrou £318/MW, 84% acima da média diária do verão de 2025. Em 8 de julho, com 14 GW solares, as receitas caíram para £155/MW, 10% abaixo da média. A energia solar está ampliando os spreads intradiários em alguns dias e comprimindo em outros, dependendo de como o perfil de geração interage com a demanda e o vento.

A Grã-Bretanha já conta com 21 GW de capacidade solar instalada. O governo quer atingir 45 GW de energia solar total — somando telhados e usinas de solo — até 2030. Isso significa mais que dobrar o parque em cinco anos, e os efeitos do CfD e da energia solar sem subsídio sobre a formação de preços no atacado, receitas de baterias e taxas de captura só vão se intensificar. Veja como chegamos até aqui.

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Principais pontos – expansão solar em três fases

• O Reino Unido possui aproximadamente 21 GW de capacidade solar operacional. Em dias de alta geração solar, os spreads de preços no atacado são significativamente afetados.
• O parque foi construído em três eras de subsídios: FiT, RO e CfD. Cada uma respondendo ao estágio do custo da energia solar.
• A energia solar implantada sem apoio de FiT, RO ou CfD — incluindo sistemas residenciais, comerciais e usinas merchant — já soma 8,6 GW.
• O CAPEX da energia solar em escala utilidade caiu 75% desde 2010 — de £3.050/kW para £780/kW. No Reino Unido, o DESNZ estima o custo atual de usinas (≥5 MW solo) em £659/kWp, variando de £526 a £788/kWp.
• O pipeline do CfD sozinho já soma mais de 12 GW dos leilões AR4–AR7a. Junto com a implantação sem subsídio, o parque pode chegar a 41 GW em 2030 — pouco abaixo da meta de 45 GW.

A energia solar já está redefinindo o mercado de energia

Com 21 GW, a energia solar já é suficiente para influenciar os preços, mesmo em períodos de alta demanda. Em dias claros de verão, a geração solar supera o gás do final da manhã até o meio da tarde, pressionando os preços no atacado ao meio-dia e remodelando o spread intradiário negociado por baterias e geradores flexíveis.

O impacto varia a cada dia. Alta geração solar pode ampliar a diferença entre os preços baixos do meio-dia e os picos da noite, criando oportunidades de negociação. Ou, se mantida à tarde, pode achatar a curva e comprimir os spreads. Ambos os efeitos estão se tornando mais evidentes à medida que o parque cresce.

Para os desenvolvedores solares, cada gigawatt adicional reduz o preço no atacado justamente nas horas em que o solar gera. As taxas de captura da energia solar devem cair de 89% para 68% na próxima década, declínio semelhante ao já visto na Alemanha e na Espanha, países com forte expansão solar.

Essa canibalização é uma das razões pelas quais o governo reintegrou a energia solar ao CfD — as receitas merchant sozinhas não eram suficientes para manter o ritmo de expansão exigido pelo net zero.

A energia solar foi construída em três fases distintas

O parque solar de 21 GW da Grã-Bretanha foi montado em três eras, cada uma refletindo o estágio da tecnologia na curva de custos.

Era FiT (2010–2019)

Lançada com tarifa de 41,3p/kWh para pequenos sistemas em telhados — mais de oito vezes o preço atual no atacado — pois esse era o valor necessário quando a energia solar custava £3.050/kW para instalar. Em nove anos, impulsionou 5,1 GW em 860 mil telhados, principalmente residenciais. Um corte de 64% na tarifa em janeiro de 2016 reduziu as adições anuais pela metade da noite para o dia, e o programa foi encerrado em 2019 a 3,8p/kWh.

Era do Renewable Obligation (2013–2017)

Funcionou em paralelo, oferecendo Certificados de Obrigação de Renováveis (ROCs) negociáveis — cada um valendo cerca de £45–50. Com energia solar recebendo de 1,2 a 2,0 ROCs por MWh, o total do subsídio chegou a £58–90/MWh.

Isso impulsionou uma onda concentrada de usinas solares em escala utilidade — 5,7 GW em 878 usinas. A implantação seguiu um padrão trimestral: os projetos precisavam de credenciamento até 31 de março de cada ano, gerando picos enormes no primeiro trimestre. Só o primeiro trimestre de 2015 viu 2,3 GW entrarem em operação.

O hiato (2019–2022)

Em 2020, ambos os programas haviam sido encerrados. O governo excluiu a energia solar das rodadas de alocação do CfD, considerando-a "uma tecnologia estabelecida" capaz de sobreviver apenas com receitas merchant. Acertou quanto à tecnologia, mas errou quanto ao ritmo. As adições anuais caíram para 300–400 MW — uma fração dos 4–5 GW por ano exigidos pelo net zero.

Dois fatores mudaram o rumo. A crise de preços de energia de 2022 tornou a energia solar residencial irresistível: a preços de varejo de 25–30p/kWh, um sistema em telhado se pagava em 5–7 anos. As instalações residenciais dispararam e seguem acima de 20 mil por mês desde então. E o governo reintegrou a energia solar ao CfD a partir do AR4 em 2022.

O retorno do CfD (2022–presente)

A energia solar tem sido a tecnologia com mais projetos em todas as rodadas de alocação desde o AR4. O AR7a, anunciado em fevereiro de 2026, concedeu 4,9 GW — a maior contratação solar da história do Reino Unido — com preço de £65/MWh, mais de 10% abaixo do AR6. Apenas 546 MW de solar CfD estavam operacionais no final de 2025, mas o pipeline é enorme: mais de 12 GW concedidos entre AR4–AR7a.

Paralelamente ao pipeline subsidiado, a energia solar sem subsídio explodiu. Sistemas residenciais, comerciais e usinas merchant cresceram de 2,8 GW no final de 2022 para 8,6 GW no final de 2025.

Com a redução dos custos de implantação, o modelo de energia solar com PPAs ficou mais viável, enquanto o solar em telhados tornou-se mais acessível ao público em geral.

As categorias RO (5,7 GW) e sem subsídio (8,6 GW) representam dois terços do portfólio atual. O FiT responde por 5,1 GW em 860 mil instalações. O CfD atualmente representa uma fatia pequena, mas com 10 GW no pipeline, deve se tornar a principal categoria do parque.

Expansão abaixo do ritmo CP30 – mas pipeline CfD está chegando

2025 adicionou 2,6 GW — o melhor ano desde 2016. Mas o plano Clean Power 2030 exige 4,7 GW por ano durante cinco anos. O ritmo de 2025 é 55% do necessário.

Duas forças impulsionam a próxima onda. O pipeline CfD — mais de 12 GW concedidos entre AR4–AR7a — é o componente mais certo. Junto a ele, a contínua redução de capex fortalece o caso merchant, especialmente para solar com armazenamento em baterias.

Juntos, CfD e implantação merchant sugerem que o parque chegue a cerca de 41 GW até 2030 — quase o dobro do atual, mas ainda abaixo da meta de 45 GW. Os prazos de conexão à rede são o principal gargalo. Os próximos cinco anos devem entregar mais energia solar do que os quinze anteriores juntos.