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 se ampliaram 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 de serviços ancilares estão comprimindo à medida que cresce a participação das baterias; a pilha de receitas está migrando para o comércio no mercado atacadista.
• Os Acordos de Conexão Flexível podem reduzir as receitas em 10-13% devido a limites de importação/exportação e restrições de rampa, mas permitem acesso mais rápido à rede.
• Um novo produto de inércia a partir de 2026 oferece €8-17 mil/MW/ano para baterias com formação de rede, criando um dos poucos sinais de receita locacional na Alemanha.

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

A Alemanha é o maior mercado de eletricidade da Europa e o sistema de baterias que mais cresce. A capacidade superou 2 GW em meados de 2025 e pode superar 3 GW até o final do ano.

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

Compreender como essas camadas se sobrepõem define onde as baterias ganham dinheiro, como negociam e quão rapidamente o caso de negócio muda de serviços regulados para mercados livres.

A frota operacional de BESS da Alemanha atingiu 2,5 GW até o final de 2025, com a duração média passando 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 pagam pelo controle de frequência: a base ancilar previsível.
• Day-Ahead e Intraday recompensam o deslocamento de energia: o potencial de receita livre.
• O Redispatch intervém quando o congestionamento da rede rompe os sinais de preço.

Para as baterias alemãs, operar em todos os cinco define o valor de longo prazo. Os ancilares garantem o acesso. A negociação no atacado define os retornos. O 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 de consumo, armazenamento e fluxos de interconexão coordenam seus cronogramas e definem os preços para equilibrar oferta e demanda.

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

À medida que a energia solar e eólica remodelam a geração, os spreads entre as horas de maior e menor preço se ampliaram de €30/MWh em 2019 para €130/MWh em 2024. As baterias buscam essas diferenças: carregando nos vales do meio-dia, descarregando nos picos da noite.

Segundo a análise da Modo Energy, os spreads do Day-Ahead alemão quadruplicaram entre 2019 e 2024, já 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 vai até cinco minutos antes da entrega. A liquidez atinge o pico na última meia hora, quando os participantes fecham posições para evitar penalidades de desequilíbrio.

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

O Intraday agora representa uma fatia importante das receitas das baterias alemãs, mas a competição de mercado está crescendo rapidamente.

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

Quando a rede não consegue transferir energia apesar do equilíbrio comercial, o Redispatch 2.0 dá aos 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 cumprir.

A compensação segue a lógica do bombeamento hidráulico, raramente refletindo o comportamento real das baterias. O armazenamento permanece subutilizado apesar do potencial para reduzir custos de congestionamento. Mas o corte de carga pode atrapalhar os cronogramas das baterias, resultando em um risco operacional relevante.

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

A Alemanha ancora dois grandes mercados europeus de frequência.

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

aFRR: ~2 GW de capacidade, €400 milhões de gastos dos TSOs em 2024. Ativação concluída em cinco minutos.

As baterias dominam ambos pela precisão e velocidade. Mas a crescente participação comprimiu as margens. Os ancilares continuam sendo o ponto de entrada; o maior potencial agora está na otimização no mercado livre.

Segundo a Modo Energy, a qualificação de baterias alemãs atingiu ~550 MW em aFRR e ~800 MW em FCR, diante de ~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, os TSOs passaram a contratar inércia por meio de um produto de preço fixo e apenas disponibilidade. Inversores com formação de rede emulam inércia rotacional em milissegundos, estabilizando a frequência.

Economia:

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

Escala: A Alemanha vai precisar de cerca de 30 GW de baterias com inércia até 2027, chegando a 72 GW em 2037.

Localização importa: Os TSOs podem rejeitar lances após atender necessidades regionais. 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 restringido.

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 rampa: 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, limites de rampa restringem a participação no aFRR (ativos devem atingir potência em até 5 minutos).

A duração importa: Baterias de 1 hora perdem 1,4pp de TIR ao passar 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. Todos os ativos enfrentam o mesmo preço de atacado. Mas custo e acesso variam muito.

Segundo a 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: mais de 500 GW

O acesso à rede é a verdadeira restrição. Desenvolvedores focam 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 de rede locacionais e dinâmicas podem aumentar as diferenças regionais a partir de 2029, mas baterias construídas antes disso provavelmente serão isentas.

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

A Alemanha tem um problema solar: mais de 100 GW de PV, mas a demanda no verão raramente ultrapassa 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 livre está cada vez mais difícil de financiar e os preços-alvo dos subsídios EEG estão caindo.

As baterias são a solução. A co-localização é o caminho mais rápido para implantá-las.

• Co-localizar uma bateria traz vantagens para CapEx e acesso à rede. Uma bateria verde (que não carrega da rede) pode muitas vezes furar a fila de conexão, garantindo acesso imediato.
• Mas o modelo operacional importa: baterias verdes são muito restritas em sua operação, reduzindo sua TIR em relação a uma bateria cinza que pode carregar da rede.
• Há um subsídio para baterias verdes recém-construídas: nos Leilões de Inovação, a combinação solar-armazenamento entra num CfD unilateral, levando as TIRs a patamares investíveis.

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

As receitas ancilares já foram o pilar do caso das baterias alemãs. Saturação e competição agora empurram para a negociação multi-mercado.

• Os retornos de FCR e aFRR estão caindo com o aumento da participação das baterias. As margens vão se comprimir rapidamente, e a entrada já não garante retornos robustos. Mas um foco maior no mercado atacadista, 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 de se submeter a um novo sistema de tarifas que pode reduzir as TIRs, mas aumentar o valor locacional e adicionar mais uma camada de complexidade à modelagem de otimização.
• Um mecanismo de capacidade pode reequilibrar o portfólio. A Alemanha planeja finalizar um mercado de capacidade até 2027, com entrega em 2031, o que aumentaria a receita garantida para baterias. Mas o desenho do mercado e eventuais fatores de desvalorização ainda não foram anunciados.

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

1. O crescimento da demanda pode decepcionar. Muitas projeções assumem maior eletrificação e demanda despachável, como hidrogênio ou data centers. Se esse crescimento não se concretizar, a volatilidade (e os spreads) podem diminuir.
2. O gás continua sendo o formador de preço. As receitas de mercado livre dependem dos preços de pico, que ainda acompanham o gás. Se o gás cair, as baterias sentirão diretamente.
3. Superdimensionamento pode esmagar oportunidades. Se desenvolvedores tentarem conectar suas baterias antes de 2029 e o ritmo de implantação continuar acelerado, a saturação do atacado pode canibalizar as receitas das baterias.