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 exceder 3 GW até o final do ano, tornando-se o mercado de armazenamento de crescimento mais rápido da 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 auxiliares estão comprimindo à medida que a participação das baterias cresce; 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 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 passar de 3 GW até o fim do ano. Os níveis de pedágio são mais altos na Alemanha do que em muitos outros países, permitindo acesso a financiamentos mais baratos para impulsionar essa expansão.

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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.

Compreender como essas camadas se sobrepõem define onde as baterias geram receita, como elas negociam e o quão rápido o caso de negócios muda de serviços regulados para mercados livres.

A frota operacional de BESS da Alemanha chegou a 2,5 GW no final de 2025, com a duração média das novas instalações passando de 1,4h para mais de 2h.

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 auxiliar previsível.
• Day-Ahead e Intraday recompensam o deslocamento de energia: o potencial de ganho no mercado livre.
• Redispatch intervém quando a congestão da rede anula os sinais de preço.

Para as baterias alemãs, operar em todas as cinco determina o valor de longo prazo. Os serviços auxiliares garantem o acesso. O comércio no atacado define os retornos. Redispatch e regras de 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 demanda, armazenamento e fluxos de interconexão coordenam seus horários 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 serviços auxiliares.

Com a solar e a eólica mudando a geração, os spreads entre as horas de maior e menor preço aumentaram de €30/MWh em 2019 para €130/MWh em 2024. As baterias miram nessas diferenças: carregando nos baixos 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, 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 ocorre até cinco minutos antes da entrega. A liquidez atinge o pico na última meia hora, quando participantes fecham posições para evitar penalidades por desequilíbrio.

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

O intraday agora representa uma parte significativa 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 aos TSOs e DSOs autoridade para sobrescrever os agendamentos.

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 de usinas hidrelétricas reversíveis, raramente refletindo o real funcionamento das baterias. O armazenamento segue subutilizado apesar do potencial para reduzir custos de congestionamento. Porém, cortes podem prejudicar os cronogramas das baterias, representando um risco operacional importante.

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

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 gastos pelos TSOs em 2024. Ativação concluída em cinco minutos.

As baterias dominam ambos pela precisão e velocidade. Mas a crescente participação reduziu as margens. Os serviços auxiliares ainda são a porta de entrada; o maior potencial agora está na otimização no atacado.

Segundo análise da Modo Energy, a qualificação das baterias alemãs chegou a ~550 MW em aFRR e ~800 MW em FCR para ~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 vêm contratando inércia por meio de um produto de preço fixo e apenas disponibilidade. Inversores grid-forming simulam inércia rotacional em milissegundos, estabilizando a frequência.

Economia:

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

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

Localização importa: Os TSOs podem rejeitar 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?

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 rampa: Uma rampa de 15 minutos reduz as receitas ao longo da vida em mais de 10%. Uma rampa de 5 minutos custa cerca de 5%.
3. Restrições auxiliares: Sem exceções, limites de rampa restringem a participação em 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. Todo ativo enfrenta o mesmo preço no atacado. Mas custos e acesso variam bastante.

Segundo análise da Modo Energy:

• Taxas BKZ: até 80% menores no norte
• Custo de terras: até 90% mais barato no norte e leste
• Fila de conexão: supera 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 propostas mais recentes para 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 fazer co-localização de baterias na Alemanha?

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

Baterias são a solução. Co-localização é a forma mais rápida de implantá-las.

• Co-localizar uma bateria traz vantagens em CapEx e acesso à rede. Uma bateria verde (que não carrega da rede) muitas vezes pode pular a fila de conexão, garantindo acesso imediato.
• Mas a configuração importa: baterias verdes são muito restritas na operação, reduzindo sua TIR em relação a uma bateria cinza que pode carregar da rede.
• Há um subsídio para baterias verdes recém-construídas: Pelos Leilões de Inovação, a combinação solar-armazenamento entra em um CfD unilateral que torna a TIR investível.

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

Receitas auxiliares já foram a base para baterias na Alemanha. A saturação e a concorrência agora impulsionam a negociação em múltiplos mercados.

• Os retornos de FCR e aFRR estão caindo conforme a participação das baterias aumenta. As margens vão se comprimir rapidamente e a entrada não é mais garantia de bons retornos. Mas um foco maior no atacado, com baterias de maior duração, ainda promete receitas relevantes.
• Após 2029, novas tarifas de rede vão moldar a TIR dos projetos. Quando a isenção acabar, as baterias terão que se submeter a um novo sistema de tarifas de rede 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 receita confiável para baterias. Mas o desenho do mercado e eventuais fatores de desconto ainda não foram anunciados.

Todos os cenários de receita carregam três grandes riscos, que devem ser considerados nas projeções:

1. O crescimento da demanda pode decepcionar. Muitas projeções assumem aumento da eletrificação e da demanda despachável, como hidrogênio ou data centers. Se esse crescimento não vier, a volatilidade (e os spreads) podem diminuir.
2. O gás ainda define o preço. As receitas no mercado livre dependem dos picos de preço, 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 pode canibalizar as receitas das baterias.