Baterias lucram com a diferença entre as horas baratas e caras. Essas horas caras são definidas pela última usina a carvão ou gás necessária para atender à demanda, que oferece seu custo de combustível mais o custo de suas emissões de carbono. Esse custo do carbono é definido pelo Sistema de Comércio de Emissões da UE e, para uma usina de linhito atualmente, representa mais de 90% do total.

Inevitavelmente, o esquema vem sendo cada vez mais questionado por países da UE que tiveram transições energéticas mais lentas e ainda dependem do carvão, linhito ou gás. Eles apontam o alto custo repassado para consumidores e indústria, impactando negativamente a inflação e a competitividade industrial.

Do ponto de vista do negócio de baterias, no entanto, os preços mais altos estabelecidos no período da noite são o que proporcionam os spreads necessários para financiar uma bateria. Um afrouxamento do EU ETS será negativo para os proprietários de baterias.

Mas quão exposto está cada mercado, considerando as diferentes matrizes de geração e trajetórias de descarbonização de Espanha, Itália, Alemanha e Polônia? Para descobrir, aplicamos a própria proposta da Comissão no modelo por trás da nossa previsão europeia, que reduz significativamente o preço do carbono da UE no longo prazo. Todos os quatro mercados perdem entre 5% e 9% da receita total de BESS. O tamanho da perda depende mais da capacidade da bateria de diversificar suas fontes de receita do que da matriz de geração ou da taxa de descarbonização.

Principais conclusões

• A receita total de BESS cai entre 5% e 9%, dependendo do mercado. Escolher onde construir pode trazer alguma diversificação, mas não elimina a exposição.
• Não dimensione esse risco apenas com uma previsão de preço de energia. Os preços italianos caem mais entre os quatro mercados, mas os spreads italianos caem menos, então uma curva de preços sozinha pode superestimar a contração da receita.
• O retrading intradiário ameniza a queda dos spreads do mercado day-ahead. Alemanha, Itália e Espanha mantêm de 1,9 a 2,4 pontos percentuais da perda de spread, enquanto a Polônia não mantém nada.
• Os preços do carbono caem mais em relação à linha de base nos anos 2040, quando grande parte do carvão restante na Polônia e na Alemanha já terá sido eliminada, limitando o impacto.

Como o EU ETS define um preço e o que mudaria?

O EU ETS é um mercado negociado. O sistema limita as emissões totais de energia, indústria e aviação, emitindo uma licença para cada tonelada dentro desse limite. Os emissores precisam devolver uma licença para cada tonelada emitida, podendo comprar e vender essas licenças, que passam a ter preço de mercado.

O preço é definido pela escassez: o quão apertado está o limite em relação ao quanto os setores cobertos realmente desejam emitir. O teto cai por uma porcentagem fixa a cada ano, o que elevou o preço desde 2005.

Além disso, a Reserva de Estabilidade de Mercado retira licenças de circulação quando há excesso, cancelando o excedente acima de um determinado limite.

Em 17 de julho de 2026, a Comissão publicou sua proposta para revisar o Sistema de Comércio de Emissões para o período após 2030.

Duas mudanças criam essa diferença:

• Um corte anual mais lento deixa mais licenças em circulação a cada ano do que a trajetória atual. Como as licenças podem ser acumuladas, cada ano adiciona ao estoque disponível no futuro.
• A reserva retira metade das licenças de circulação em relação ao que faz hoje, então mais excedente permanece disponível para compra.

Até 2040, ambos os efeitos já se acumularam por mais de uma década. O limite agora se esgota no final da década de 2040, em vez de 2039, então a mesma demanda disputa um volume maior de licenças.

Quanto disso chega na receita da bateria?

A curva de preço do carbono modificada foi aplicada ao modelo, resultando em spreads day-ahead mais estreitos nos quatro mercados. Uma bateria não perde o valor total, pois a queda da receita dos spreads DA é compensada por outros mercados de energia.

Com a redução dos spreads, um otimizador de bateria buscaria reprogramar seus ciclos de carga e descarga para se adequar ao novo perfil de preços. Onde há mercado day-ahead e intradiário, é possível deslocar volume entre eles. E, nos primeiros anos, serviços ancilares não têm custo de carbono, mantendo essa parte da receita intacta.

Para dimensionar o restante, executamos pares casados de modelos de despacho para um BESS de 50MW e quatro horas em cada mercado. Um utiliza preços de referência, outro com preços de carbono mais baixos, modelando a degradação em ambos.

O efeito é pior para a Polônia, por três motivos. Seu spread cai mais do que nos outros mercados. Sua receita se concentra no day-ahead à medida que os serviços ancilares saturam e a liquidez intradiária polonesa ainda é uma incógnita.

A possibilidade de negociar a mesma energia duas vezes é o que limita o prejuízo. Alemanha, Itália e Espanha negociam intradiário e cada uma mantém cerca de dois pontos percentuais da queda do spread, abrindo mão de cerca de 6% da receita de atacado diante de quedas de spread de 8%. Leia mais sobre negociação intradiária para baterias.

Já a Polônia não mantém nada. Sua queda de 10,1% no spread é repassada diretamente à receita de atacado, pois o intradiário polonês ainda não é fonte de receita de bateria em nossa previsão para a Polônia.

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Quando o impacto do carbono realmente chega?

A exposição de uma bateria ao preço do carbono não é constante ao longo da previsão. À medida que o preço do carbono se afasta da trajetória de referência, a descarbonização nos mercados europeus também avança, compensando parte do impacto.