​Em toda a Europa, as taxas de captura solar estão caindo à medida que a capacidade instalada cresce. Na França, a relação entre o preço de captura solar e o preço positivo de captura baseload caiu de 97% em 2022 para 60% em 2025.

Apesar disso, as condições atuais das licitações não tornaram a co-localização economicamente atraente, e a taxa de captura dos ativos premiados vem diminuindo.

O regulador de energia francês (CRE) publicou recentemente uma consulta propondo redesenhar o esquema de contrato por diferença para ativos solares contratados a partir de 2027. O novo modelo proposto incentivaria diretamente a co-localização de baterias com projetos solares.

Novas licitações solares devem permitir que PV carregue baterias co-localizadas durante horas de preço negativo

Pelas regras atuais, uma usina fotovoltaica deve parar de produzir durante horas de preço negativo para receber compensação.

O sistema atual impede que uma bateria co-localizada seja carregada pelo PV nessas horas, pois o regulador classifica qualquer fluxo de energia como produção.

​O novo modelo proposto substitui "não-produção" por "não-injeção". As exportações para a rede continuam proibidas, mas o PV agora pode alimentar a bateria diretamente. A bateria descarrega depois, quando os preços se tornam positivos.

Para viabilizar isso, a CRE propõe um novo esquema de medição que monitora separadamente os fluxos de energia no arranjo PV, na bateria e no ponto de conexão à rede. Apenas o carregamento PV-para-bateria se qualifica para o prêmio.

Nova estrutura de CfD transfere risco de canibalização solar para o desenvolvedor

​Nas licitações históricas PPE2, o complemento do CfD era calculado em relação ao preço de captura solar. Com o aumento da capacidade instalada, essa referência se desvinculou da média baseload, caindo de 97% do preço positivo de captura baseload em 2022 para 60% em 2025.

Essa queda eleva o custo público do CfD, pois o Estado precisa compensar uma diferença cada vez maior entre a tarifa garantida e o preço de referência de mercado em queda.

A CRE propõe indexar o CfD ao preço positivo de captura baseload. Assim, o desenvolvedor arca com o déficit quando a produção solar se concentra em horas de preço baixo, tendo incentivo financeiro direto para evitá-las.

Co-localizar uma bateria é a maneira mais direta de fazer isso, deslocando a produção do horário de excesso de oferta ao meio-dia para períodos noturnos de maior valor, reduzindo a diferença entre a taxa de captura solar e a referência baseload.

A melhoria varia por região: locais do sul concentram a produção em uma janela estreita ao meio-dia, onde a canibalização é mais severa, enquanto locais do norte distribuem a geração em um perfil de verão mais plano.

Novas fórmulas de compensação podem reduzir horas negativas não compensadas em 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 a anos anteriores. Elas se concentram na primavera e verão, quando a geração solar atinge o pico.

O padrão é previsível: preços negativos se acumulam entre 10h e 16h, de março a setembro, justamente quando as usinas PV mais geram. Com mais capacidade entrando em operação, essas horas só devem aumentar.

​Pelas regras atuais, usinas PV devem reduzir a produção durante horas de preço negativo para receber o prêmio Pneg. O Estado compensa a produção reduzida a 50% do Pmax por hora, limitado a 1.600 menos as horas anuais de carga plena (FLH) do projeto.

Um projeto com 1.300 FLH pode reivindicar compensação para, no máximo, 300 horas de preço negativo por ano. Com o aumento dessas horas, uma parcela crescente fica fora do limite e não recebe compensação.

Para dar ferramentas aos produtores para gerenciar essa exposição, 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% do Pmax. Projetos híbridos podem absorver as horas de franquia carregando a bateria em vez de reduzir produção, reduzindo a exposição não compensada a quase zero.
• Opção 2: reduz a taxa de compensação para 25% do Pmax e mantém uma franquia. Isso amplia o gap não compensado para todos os projetos e oferece a proteção mais fraca contra exposição a preços negativos.
• Opção 3: mantém a taxa de 50% do 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 de preços negativos assumido.

​Experiência alemã sugere que preços antigos e novos podem convergir rapidamente

​A Innovationsausschreibung da Alemanha exige armazenamento co-localizado desde 2022. A lógica central é semelhante à proposta francesa: a bateria absorve energia em horas de preço baixo e desloca a produção para períodos de maior valor.

​Os primeiros leilões híbridos da Alemanha tiveram baixa adesão, com preços iniciais em 83 €/MWh. Com o aumento da competitividade, os preços caíram para 53 €/MWh em dois anos, convergindo com os leilões EEG só de PV por volta de 50 €/MWh.

O prêmio pelo armazenamento co-localizado diminuiu à medida que mais desenvolvedores entraram no mercado e aprenderam a precificar o valor do deslocamento de energia.

​Os dois modelos diferem em vários pontos. A Alemanha proíbe o carregamento pela rede e exige proporção mínima de bateria de 25% com descarga de 2 horas. A França não impõe essa proporção e permite carregamento pela rede.

Isso dá aos desenvolvedores franceses mais opções para extrair valor da bateria, mas também mais variáveis para otimizar. Nas licitações solares recentes da CRE, o preço médio premiado foi de 79 €/MWh.

O novo teto híbrido de 95 €/MWh oferece uma margem para o CAPEX da bateria. Essa margem deve diminuir conforme os desenvolvedores aprendam a dimensionar e despachar sistemas híbridos de forma mais eficiente.

Geradoras solares independentes devem modelar projetos híbridos antes da primeira licitação

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 independentes já devem estar modelando o impacto de receita de cada fórmula de compensação, testando como a restrição de injeção afeta o dimensionamento ótimo da bateria em diferentes níveis de irradiação, e ajustando estratégias de licenciamento para configurações co-localizadas.

Desenvolvedores que concluírem esse trabalho de projeto antes da abertura da primeira licitação estarão mais bem posicionados para apresentar propostas competitivas.