Do controle de frequência à canibalização solar: todos os mecanismos que impulsionam o valor das baterias

Resumo executivo

• A capacidade de baterias na Alemanha ultrapassou 2 GW em meados de 2025 e pode superar 3 GW até o final do ano, tornando-se o mercado de armazenamento que mais cresce na Europa.
• Os spreads do Day-Ahead aumentaram de €30/MWh em 2019 para €130/MWh em 2024, impulsionados pela canibalização solar que levou os preços do meio-dia a ficarem negativos.
• As receitas com serviços ancilares estão comprimindo à medida que a participação de baterias cresce; a pilha de receitas está migrando para o comércio no mercado atacadista.
• Acordos de Conexão Flexível podem reduzir receitas em 10-13% devido a limites de importação/exportação e rampas, mas permitem acesso mais rápido à rede.
• Um novo produto de inércia a partir de 2026 oferece €8-17mil/MW/ano para baterias grid-forming, criando um dos poucos sinais de receita locacional na Alemanha.

1. Por que a Alemanha deve estar no seu radar para armazenamento de baterias?

A Alemanha é o maior mercado de eletricidade da Europa e o sistema de baterias que mais cresce. A capacidade ultrapassou 2 GW em meados de 2025 e pode superar 3 GW até o final do ano. Os níveis de pedágio são mais altos na Alemanha do que em muitos outros países, permitindo financiamentos mais baratos para impulsionar essa expansão.

Também é um dos mercados mais difíceis de modelar. Uma única zona de preço esconde gargalos regionais profundos. Diversas camadas de balanceamento se sobrepõem. Essas restrições de rede transformaram o gerenciamento de congestionamento em um evento diário.

Entender como essas camadas se sobrepõem define onde as baterias ganham dinheiro, como negociam e quão rápido o caso de negócio muda de serviços regulados para o mercado livre.

A frota operacional de BESS da Alemanha atingiu 2,5 GW até o final de 2025, com a duração média migrando de 1,4h para mais de 2h nos novos projetos.

2. Como os mercados de eletricidade da Alemanha se sobrepõem?

Um único dia abrange cinco fechamentos de portão: FCR → aFRR → Day-Ahead → Intraday → Redispatch.

• FCR e aFRR remuneram o controle de frequência: a base previsível dos serviços ancilares.
• Day-Ahead e Intraday recompensam o deslocamento de energia: o potencial de ganhos no mercado livre.
• Redispatch intervém quando o congestionamento da rede rompe os sinais de preço.

Para as baterias alemãs, operar em todas as cinco determina o valor de longo prazo. Os serviços ancilares garantem o acesso. O comércio atacadista define os retornos. Redispatch e as regras da rede decidem quem pode entregar.

3. Como funciona o mercado Day-Ahead na Alemanha?

Os preços são definidos em 96 blocos de quinze minutos às 12:00 CET por meio de um único leilão. Todos os geradores, unidades consumidoras, armazenamento e fluxos de interconexão coordenam seus cronogramas e definem preços para equilibrar oferta e demanda.

​O Day-Ahead define o plano de estado de carga que os operadores refinam via Intraday e serviços ancilares.

Com a solar e eólica mudando a geração, os spreads entre as horas de maior e menor preço cresceram de €30/MWh em 2019 para €130/MWh em 2024. As baterias miram nessas diferenças: carregando nos vales do meio-dia e descarregando nos picos da noite.

Segundo análise da Modo Energy, os spreads do Day-Ahead alemão quadruplicaram entre 2019 e 2024, à medida que mais de 100 GW de solar levaram os preços do meio-dia a ficarem negativos.

4. Por que o mercado Intraday da Alemanha é tão volátil?

Após o fechamento do Day-Ahead, geradores e consumidores ainda precisam equilibrar oferta e demanda em tempo real. O intraday alemão é o mercado mais líquido da Europa: mais de um milhão de negociações são liquidadas diariamente em 96 janelas de entrega.

A negociação contínua ocorre até cinco minutos antes da entrega. A liquidez atinge o pico na última meia hora, quando os participantes fecham posições para evitar penalidades por desequilíbrio.

Mais da metade dos dias de negociação de 2025 teve pelo menos uma transação acima de €1.000/MWh. Operadores combinam despacho físico com churn não físico, revendendo posições conforme os preços mudam.

O Intraday já representa uma fatia importante das receitas das baterias alemãs, mas a concorrência no mercado livre está crescendo rapidamente.

5. O que é Redispatch e como afeta as baterias?

Quando a rede não consegue transferir energia apesar do equilíbrio comercial, o Redispatch 2.0 dá às TSOs e DSOs autoridade para sobrescrever cronogramas.

Os custos de Redispatch na Alemanha chegaram a €2,8 bilhões em 2024, um aumento de quinze vezes em uma década. Toda unidade acima de 100 kW deve se adequar.

A compensação segue a lógica das hidrelétricas reversíveis, raramente refletindo o comportamento real das baterias. O armazenamento segue subutilizado apesar do potencial para reduzir custos de congestionamento. Mas o corte pode prejudicar a operação das baterias, representando um risco relevante.

6. Como funcionam as receitas de FCR e aFRR para baterias na Alemanha?

A Alemanha ancora dois grandes mercados de frequência europeus.

FCR: ~3 GW contratados diariamente na zona continental, ~570 MW para a Alemanha. Ativação total em 30 segundos.

aFRR: ~2 GW de capacidade, €400 milhões de despesas das TSOs em 2024. Ativação completa em cinco minutos.

As baterias dominam ambos pela precisão e velocidade. Mas a crescente participação comprimiu as margens. Os serviços ancilares seguem como porta de entrada; o maior potencial agora está na otimização no atacado.

Segundo análise da Modo Energy, a qualificação de baterias alemãs chegou a ~550 MW em aFRR e ~800 MW em FCR, contra ~570 MW contratados.

7. O que é o novo mercado de inércia da Alemanha e quanto as baterias podem ganhar?

Desde o início de 2026, as TSOs passaram a contratar inércia por meio de um produto de preço fixo e apenas disponibilidade. Inversores grid-forming emulam inércia rotacional em milissegundos, estabilizando a frequência.

Economia:

• Receita adicional: €8-17mil/MW/ano além das receitas de mercado
• Acréscimo CapEx: até 5% para inversor grid-forming
• Requisito energético: mínimo (0,035% de uma bateria de 1 hora)

Escala: A Alemanha precisará de ~30 GW de baterias com inércia até 2027, subindo para 72 GW até 2037.

Localização importa: As TSOs podem recusar ofertas quando as necessidades regionais forem atendidas. Maiores oportunidades: noroeste da Alemanha (linhas DC de eólica offshore) e norte da Baviera (alta solar, próximo a linhas de falha do sistema).

8. Como os Acordos de Conexão Flexível afetam as receitas das baterias na Alemanha?

Os FCAs trocam direitos firmes de rede por acesso mais rápido. As receitas caem quando o despacho é restrito.

Três tipos de restrição:

1. Limites de importação/exportação: Segundo modelagem da Modo Energy, uma bateria de 2 horas e 75 MW com COD em 2028 perde 13% da receita média.
2. Limites de rampas: Uma rampa de 15 minutos reduz a receita vitalícia em mais de 10%. Uma rampa de 5 minutos custa cerca de 5%.
3. Restrições ancilares: Sem exceções, os limites de rampa restringem a participação no aFRR (ativos precisam atingir potência em 5 minutos).

A duração importa: Baterias de 1 hora perdem 1,4pp de TIR ao migrar de rampas de 5 para 15 minutos. Baterias de 4 horas perdem apenas 0,7pp.

Os FCAs estão se tornando padrão nas negociações de rede na Alemanha. Entender seu impacto no despacho e na TIR é essencial para financiadores.

9. Onde construir uma bateria na Alemanha?

Não existem sinais locacionais de preço. Todo ativo enfrenta o mesmo preço atacadista. Mas custo e acesso variam bastante.

Segundo análise da Modo Energy:

• Taxas BKZ: até 80% menores no norte
• Custo do terreno: até 90% mais barato no norte e leste
• Fila de conexão: supera 500 GW

O acesso à rede é o verdadeiro gargalo. Desenvolvedores se concentram em quais DSOs processam mais rápido, quais regiões têm capacidade disponível e como as regras de redispatch tratam o armazenamento.

As últimas propostas de tarifas locacionais e dinâmicas podem aumentar as diferenças regionais a partir de 2029, mas baterias construídas antes disso provavelmente estarão isentas.

10. Vale a pena co-localizar uma bateria na Alemanha?

A Alemanha enfrenta um problema solar: mais de 100 GW de PV, mas a demanda no verão raramente supera 60 GW. Em dias ensolarados, a rede satura, os preços do Day-Ahead despencam e a taxa de captura solar caiu de 98% em 2022 para 54% em 2025.

Para desenvolvedores solares, o solar no mercado livre está cada vez mais difícil de financiar, e os preços dos leilões de subsídio EEG estão caindo.

As baterias são a solução. Co-localizar é o caminho mais rápido para implantá-las.

• Co-localizar uma bateria traz vantagens em CapEx e acesso à rede. Uma bateria verde (que não carrega da rede) pode frequentemente furar a fila de conexão, obtendo acesso imediato.
• Mas o arranjo importa: baterias verdes são muito restritas em operação, reduzindo sua TIR em relação a uma bateria cinza, que pode carregar da rede.
• Existe subsídio para baterias verdes novas: Nos Leilões de Inovação, a combinação solar-armazenamento entra em um CfD unilateral que leva a TIR para patamares investíveis.

11. Qual a perspectiva para as receitas de baterias na Alemanha?

As receitas ancilares já foram a base do caso das baterias alemãs. Agora, saturação e concorrência impulsionam a negociação multi-mercado.

• Os retornos de FCR e aFRR estão caindo com o aumento da participação das baterias. As margens vão comprimir rapidamente, e entrar não é mais garantia de altos retornos. Mas um foco maior no atacado, com baterias de maior duração, ainda promete receitas relevantes.
• Após 2029, novas tarifas de rede vão impactar a TIR dos projetos. Quando a isenção acabar, as baterias terão que se submeter a um novo sistema de tarifas, que pode reduzir a TIR, mas aumentar o valor locacional e adicionar mais uma camada de complexidade ao modelo de otimização.
• Um mecanismo de capacidade pode reequilibrar a pilha. A Alemanha planeja finalizar um mercado de capacidade até 2027, com entrega em 2031, o que aumentaria a previsibilidade das receitas para baterias. Mas o desenho do mercado e fatores de desvalorização ainda não foram anunciados.

Todos os cenários de receita trazem três grandes riscos, que as projeções devem considerar:

1. O crescimento da demanda pode decepcionar. Muitas projeções assumem mais eletrificação e demanda despachável, como hidrogênio ou data centers. Se esse crescimento for menor, a volatilidade (e os spreads) podem diminuir.
2. O gás segue como formador de preço. As receitas do mercado livre dependem dos preços de pico, que ainda seguem o gás. Se o gás cair, as baterias sentirão imediatamente.
3. Superdimensionamento pode esmagar oportunidades. Se os desenvolvedores tentarem conectar baterias antes de 2029 e o ritmo de implantação seguir acelerado, a saturação pode canibalizar as receitas.