Regulador francês redesenha leilão solar para incentivar baterias co-localizadas
Regulador francês redesenha leilão solar para incentivar baterias co-localizadas
Em toda a Europa, as taxas de captura solar estão caindo à medida que a capacidade instalada cresce. Na França, a razão entre o preço de captura solar e o preço de captura baseload positivo caiu de 97% em 2022 para 60% em 2025.
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Apesar disso, as condições atuais dos leilões não tornaram a co-localização economicamente atrativa, e a taxa de captura dos ativos premiados vem caindo.
A agência reguladora francesa de energia (CRE) publicou recentemente uma consulta propondo redesenhar o esquema de contratos por diferença (CfD) para ativos solares premiados a partir de 2027. O novo modelo propõe incentivar diretamente a co-localização de baterias com projetos solares.
Novos leilões solares devem permitir que PV carregue baterias co-localizadas durante horas de preço negativo
Pelas regras atuais, uma usina solar deve parar de produzir durante horas de preço negativo para receber compensação.
O sistema atual impede que uma bateria co-localizada seja carregada pela PV nessas horas, pois o regulador classifica qualquer fluxo de energia como produção.
O modelo proposto substitui "não-produção" por "não-injeção". Exportações para a rede continuam proibidas, mas agora a PV pode alimentar energia diretamente para a bateria. A bateria descarrega depois, quando os preços se tornam positivos.
Para viabilizar isso, a CRE propõe um novo esquema de medição que rastreia separadamente os fluxos de energia no arranjo PV, na bateria e no ponto de conexão com a rede. Apenas o carregamento PV-para-bateria é elegível ao prêmio.
Nova estrutura de CfD transfere o risco de canibalização solar para o desenvolvedor
Nos leilões solares PPE2, o complemento CfD era calculado com base no preço de captura solar. Com o aumento da capacidade instalada, essa referência se desvinculou da média baseload, caindo de 97% do preço de captura baseload positivo em 2022 para 60% em 2025.
Essa queda aumenta o custo público do CfD, pois o Estado precisa compensar a diferença crescente entre a tarifa garantida e o preço de referência de mercado em queda.
A CRE propõe indexar o CfD ao preço de captura baseload positivo. Assim, o desenvolvedor arca com o déficit quando a geração solar se concentra em horas de preços baixos, tendo incentivo financeiro direto para evitá-las.
Co-localizar uma bateria é a forma mais direta de fazer isso, deslocando a produção do excesso do meio-dia para os períodos de maior valor à noite, reduzindo a diferença entre a taxa de captura solar e a referência baseload.
A melhoria varia conforme a região: locais no sul concentram geração em uma janela estreita ao meio-dia, onde a canibalização é mais forte, enquanto locais no norte distribuem a geração em um perfil de verão mais plano.
Novas fórmulas de compensação podem reduzir horas negativas não compensadas para projetos híbridos
Preços negativos tornaram-se um problema estrutural crescente para produtores solares franceses. Em 2025, a França registrou 513 horas de preço negativo, aumento acentuado em relação aos anos anteriores. Elas se concentram na primavera e verão, quando a geração solar atinge o pico.
O padrão é previsível: preços negativos se concentram entre 10h e 16h, de março a setembro, justamente quando as plantas solares geram mais. Com o aumento da capacidade, essas horas só tendem a crescer.
Pelas regras atuais, as plantas PV devem reduzir a produção durante horas de preço negativo para receber o prêmio Pneg. O Estado compensa a energia reduzida a 50% de Pmax por hora, limitado a 1.600 menos as horas anuais de carga plena (FLH) do projeto.
Um projeto que gera 1.300 FLH pode reivindicar compensação para, no máximo, 300 horas negativas por ano. Conforme as horas negativas aumentam, uma fatia crescente fica fora desse limite e não é compensada.
Para dar ferramentas aos produtores para gerenciar esse risco, a CRE propõe três novas fórmulas:
- Opção 1 (preferida pela CRE): remove o limite baseado em FLH e introduz uma franquia diária de 2 horas. A compensação permanece em 50% de Pmax. Projetos híbridos podem absorver as horas de franquia carregando a bateria em vez de reduzir produção, praticamente eliminando a exposição não compensada.
- Opção 2: reduz a taxa de compensação para 25% de Pmax e mantém uma franquia. Isso aumenta o risco não compensado para todos os projetos e oferece a menor proteção contra preços negativos.
- Opção 3: mantém a taxa de 50% de Pmax, mas define uma franquia anual fixa de 300 horas não compensadas, aplicável apenas entre 8h e 20h.
O simulador abaixo estima as horas negativas não compensadas com base na geração solar do projeto, tamanho da bateria e volume assumido de preços negativos.
Metodologia
Simulação: Simulamos 1 MW de PV para cada hora de 2025, usando a distribuição de preços negativos do mercado day-ahead EPEX Spot da ENTSO-E (França). O formato horário é fixo com base nos dados de 2025; o controle "Horas de preço negativo" ajusta o volume total mantendo esse perfil. O perfil PV segue uma curva gaussiana centrada no meio-dia solar, calibrada para o rendimento selecionado. O BESS é carregado pelo PV em horas negativas e descarregado no pico da noite (17h–21h).
Aproximação da compensação: A CRE compensa um valor fixo de 50% × Pmax por hora, independentemente da produção real. Como o fator de capacidade solar médio durante o dia se aproxima de 50%, isso cobre aproximadamente 100% da produção real reduzida, conforme a própria Tabela 7 da CRE (nota de 5 de março de 2026). Plantas com alta razão DC/AC podem ter produção real um pouco acima de 50% × Pmax, ou seja, a compensação cobre ligeiramente menos de 100%. Para a Opção 2, o fator reduzido (25% × Pmax) cobre cerca de 50% da produção real.
Horas residuais não compensadas na Opção 1: mesmo com 2 horas de bateria, algumas horas permanecem não compensadas. Isso ocorre quando a bateria já está cheia no início de uma nova sequência de preços negativos, normalmente em episódios de vários dias na primavera, quando os preços negativos chegam cedo e a bateria não foi totalmente descarregada no dia anterior. Um algoritmo de despacho que antecipe as horas negativas via preços day-ahead pode reduzir ainda mais esse residual.
Experiência da Alemanha sugere rápida convergência entre preços de leilões antigos e novos
A Innovationsausschreibung da Alemanha exige armazenamento co-localizado desde 2022. A lógica central é semelhante à proposta francesa: a bateria absorve horas de preço baixo e desloca a geração para períodos de maior valor.
Os primeiros leilões híbridos alemães tiveram baixa adesão, com preços iniciais de 83 €/MWh. Conforme o leilão se tornou competitivo, os preços caíram para 53 €/MWh em dois anos, convergindo com os leilões EEG exclusivos para PV em cerca de 50 €/MWh.
O prêmio pelo armazenamento co-localizado diminuiu à medida que mais desenvolvedores participaram e aprenderam a precificar o valor do deslocamento de energia.
Os dois modelos diferem em vários pontos. A Alemanha proíbe carregamento pela rede e exige relação mínima de 25% de bateria com 2 horas de descarga. A França não impõe essa relação e permite carregamento pela rede.
Isso dá aos desenvolvedores franceses mais opções para extrair valor da bateria, mas também mais variáveis para otimizar. Nos leilões solares recentes da CRE, o preço médio foi de 79 €/MWh.
O novo teto híbrido de 95 €/MWh oferece margem para o CAPEX das baterias. Essa margem deve diminuir à medida que os desenvolvedores aprendem a dimensionar e despachar sistemas híbridos de forma mais eficiente.
Geradoras solares devem modelar projetos híbridos antes do primeiro leilão
O prazo para resposta à consulta é 30 de abril de 2026, e o primeiro leilão híbrido pode abrir no final de 2026 ou início de 2027.
Geradoras solares já devem estar modelando o impacto de receita de cada fórmula de compensação, testando como a restrição de injeção afeta o dimensionamento ótimo das baterias em diferentes níveis de irradiância e ajustando estratégias de licenciamento para configurações co-localizadas.
Desenvolvedores que concluírem esse trabalho de projeto antes da abertura do primeiro leilão estarão mais bem posicionados para competir.
