​Em toda a Europa, as taxas de captura da energia 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.

Apesar disso, as condições atuais dos leilões não tornaram a colocalização economicamente atrativa, e a taxa de captura dos ativos contratados tem diminuído.

O regulador francês de energia (CRE) publicou recentemente uma consulta propondo redesenhar o esquema de contratos por diferença (CfD) para ativos solares contratados a partir de 2027. O novo modelo proposto visa incentivar diretamente a colocalização de baterias com projetos solares.

Novos leilões solares devem permitir que PV carregue baterias colocalizadas 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 colocalizada 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". Exportações para a rede continuam proibidas, mas o PV pode agora alimentar a bateria diretamente. A bateria descarrega quando os preços voltam a ser positivos.

Para garantir a aplicação da regra, 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 com a rede. Apenas o carregamento PV-para-bateria dará direito ao prêmio.

A nova estrutura proposta de CfD transfere o risco de canibalização solar para o desenvolvedor

​Nos leilões solares PPE2 anteriores, o complemento do CfD era calculado em relação ao preço de captura solar. Com o aumento da capacidade instalada, essa referência desacoplou-se 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 uma diferença cada vez maior entre a tarifa garantida e o preço de referência do mercado.

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

Colocalizar uma bateria é a forma mais direta de fazer isso, deslocando a geração do horário de excesso ao meio-dia para o período da noite, de maior valor, reduzindo a diferença entre a taxa de captura solar e a referência baseload.

A melhoria varia por região: no sul, a geração se concentra em poucas horas ao meio-dia, onde a canibalização é mais intensa, enquanto no norte a geração é distribuída em um perfil de verão mais uniforme.

As 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, um 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 concentram entre 10h e 16h de março a setembro, justamente quando as usinas PV mais produzem. Com mais capacidade entrando em operação, essas horas só tendem a aumentar.

​Pelas regras atuais, usinas PV devem limitar a produção durante horas de preço negativo para receber o prêmio Pneg. O Estado compensa a geração limitada em 50% de Pmax por hora, limitado a 1.600 menos as horas de operação anual (FLH) do projeto.

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

Para dar ferramentas aos produtores para gerenciar esse risco, a CRE propõe três novas fórmulas:

• Opção 1 (preferida pela CRE): elimina o limite baseado em FLH e introduz uma franquia diária de 2 horas. A compensação segue em 50% de Pmax. Projetos híbridos podem absorver as horas de franquia carregando a bateria em vez de limitar a produção, reduzindo a exposição não compensada a quase zero.
• Opção 2: reduz a taxa de compensação para 25% de Pmax e mantém o período de franquia. Isso aumenta o volume não compensado para todos os projetos e oferece a menor proteção contra exposição a preços negativos.
• Opção 3: mantém a taxa de 50% de Pmax, mas define uma franquia anual fixa de 300 horas não compensadas, válida apenas entre 8h e 20h.

O simulador abaixo estima as horas negativas não compensadas com base na produção solar do projeto, tamanho da bateria e volume assumido de horas negativas.

​Experiência da Alemanha sugere que preços antigos e novos dos leilões podem convergir rapidamente

​O Innovationsausschreibung da Alemanha exige armazenamento colocalizado desde 2022. A lógica central é a mesma da proposta francesa: a bateria absorve energia em horas de preço baixo e desloca a geração para períodos de maior valor.

​Os primeiros leilões híbridos na Alemanha tiveram baixa demanda, com preços iniciais de 83 €/MWh. Com o aumento da concorrência, os preços caíram para 53 €/MWh em dois anos, aproximando-se dos leilões EEG só PV, em torno de 50 €/MWh.

O prêmio pelo armazenamento colocalizado diminuiu à medida que mais desenvolvedores entraram e aprenderam a precificar o valor do deslocamento de energia.

​Os dois modelos diferem em alguns pontos. A Alemanha proíbe o carregamento pela rede e exige bateria mínima de 25% com 2 horas de descarga. A França não exige proporção mínima 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 da bateria. Essa margem deve diminuir à medida que os desenvolvedores aprendem a dimensionar e despachar sistemas híbridos de forma mais eficiente.

Desenvolvedoras 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.

As IPPs solares já devem estar modelando o impacto de cada fórmula de compensação na receita, testando como a restrição de injeção afeta o dimensionamento ideal da bateria em diferentes níveis de irradiação e ajustando estratégias de licenciamento para configurações colocalizadas.

Desenvolvedores que concluírem esse trabalho de projeto antes da abertura do primeiro leilão estarão mais bem posicionados para competir.