A indústria de armazenamento de baterias da Alemanha está preocupada. O órgão regulador alemão BNetzA indicou que pode encerrar a isenção de taxas de rede antes do previsto, mesmo para baterias já conectadas. A possibilidade de mudanças retroativas nas regras abalou a confiança dos investidores em um mercado que já enfrenta incertezas quanto ao regime de taxas após 2029.

O regulador tem apresentado o novo sistema passo a passo: um BKZ revisado, tarifas baseadas em financiamento e novas taxas dinâmicas localizadas. O BNetzA afirma não pretender piorar o modelo de negócios do armazenamento. Mas os valores finais podem não ser definidos até o final de 2028 – e bancos geralmente não financiam o que não conseguem modelar.

Para muitas baterias, esta taxa de rede pode ser decisiva para a viabilidade do negócio. Especialmente para baterias restritas com acordos de conexão flexível (FCA), taxas de rede mais altas podem reduzir o retorno a níveis inviáveis, sobretudo em um cenário pós-saturação em 2029, quando as receitas totais serão bem menores do que hoje.

FCAs e taxas dinâmicas de rede gerenciam a congestão local: uma por restrições técnicas, outra por sinais de preço. Aplicar ambas significa cobrar em dobro. E as baterias mais restritas são as menos capazes de responder aos sinais dinâmicos, pois sua flexibilidade operacional já foi reduzida.

Esta pesquisa testa a viabilidade do negócio apenas contra as taxas de financiamento, o componente que certamente reduzirá os retornos. Taxas dinâmicas poderiam compensar parte do custo, mas não há garantia, especialmente para baterias longe das zonas de congestão. Modelamos cenários apenas com taxas por capacidade e apenas por energia, sob restrições realistas de FCA.

Com uma taxa de rede baseada em energia de €66,50/MWh cobrada sobre o autoconsumo, uma bateria sem restrições perde 4 pontos percentuais no IRR. Para baterias fortemente restritas, a maioria dos cenários de taxas de rede empurra os retornos abaixo dos níveis investíveis. A diferença entre um regime de taxas viável e um que paralisa o desenvolvimento é pequena – e 7 GW de capacidade até 2030 podem depender de onde os números finais serão definidos.

Este artigo faz parte de uma série sobre futuras taxas de rede para baterias na Alemanha:

• O que o regulador propõe até agora como mecanismo
• Como tarifas de financiamento podem impactar a viabilidade do negócio
• Como tarifas dinâmicas podem se tornar uma fonte de receita – dependendo da localização

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Taxas de capacidade acima de €25 mil/MW/ano tornam até baterias sem restrições inviáveis

No seu parecer, o BNetzA propõe uma combinação de taxas de capacidade (baseadas na reserva de capacidade de rede) e taxas baseadas em energia (uso da rede), com liberdade para escolher quanto reservar. É provável que o incentivo para as baterias seja optar por 100% ou 0% de taxas de capacidade, dependendo da relação entre os preços, razão pela qual esta análise considera separadamente preços puros de capacidade e taxas puramente baseadas em energia.

Nas taxas baseadas em capacidade, modelamos uma faixa de cobranças anuais de €6 mil/MW/ano (em linha com as menores taxas do tipo DUoS no Reino Unido nos últimos anos) até €130 mil/MW/ano (em linha com algumas propostas feitas durante a discussão do BNetzA). Todos os cenários assumem uma bateria de 4 horas entrando em operação comercial em 1º de janeiro de 2029.

Os resultados variam fortemente conforme o nível de restrição. Uma bateria sem restrições, nessas condições, gera cerca de 15% de IRR em 20 anos sem taxas. Mesmo com €25 mil/MW/ano, essa bateria supera a taxa mínima, com IRR de 11,4%. Mas uma taxa de rede de €42 mil/MW/ano (como na Bélgica) reduz o IRR para 9%, tornando difícil encontrar investidor até para baterias totalmente livres de restrições.

Para avaliar realisticamente a situação da maioria das baterias que entram hoje no mercado alemão, esta análise adota restrições FCA rigorosas, mas realistas, para mostrar casos-limite de baterias que atualmente mal conseguem financiamento.

Para baterias com FCA no estilo DSO, incluindo rampas e limites de importação/exportação, o cenário é ainda pior. IRRs de 20 anos sem alavancagem ficam em torno de 11%, caindo para 9,3% com taxas de capacidade de €10 mil/MW/ano. Com a taxa de retorno mínima atual de cerca de 10%, dificilmente haverá investidor sem receitas adicionais firmes. Baterias restritas por TSO, com receitas intradiárias como uma das principais fontes fortemente limitadas, mal atingem o patamar de financiamento mesmo sem taxas de rede. Até uma taxa anual pequena pode torná-las inviáveis.

Conclusão principal: o nível da taxa que inviabiliza o negócio depende inteiramente do regime FCA. Para as baterias restritas, que compõem a maioria das novas conexões, até taxas modestas de capacidade corroem os retornos a patamares que os bancos não financiam.

Taxas baseadas em energia custam menos que taxas por capacidade, mas alteram a operação das baterias

Segundo a proposta mais recente do BNetzA, baterias que escolhem preço de capacidade zero pagariam apenas taxas de rede baseadas em energia sobre o autoconsumo ou perdas de eficiência (RTE). Modelamos quatro cenários com base nos níveis atuais de taxas e nas propostas do regulador.

O custo direto das taxas baseadas em energia é menor que o das taxas por capacidade. Os pagamentos anuais variam de cerca de €7 mil a €75 mil/MW/ano nos cenários analisados, numa faixa de custo semelhante às taxas de capacidade modeladas acima. O mapa de calor do IRR reflete isso: baterias sem restrições permanecem próximas à taxa mínima com AP1 não subsidiado de €66,50/MWh. Mas baterias restritas não atingem o patamar mínimo nem no cenário de menor taxa de rede modelada.

Os IRRs para baterias restritas são menores do que se pagassem o equivalente em taxas de capacidade. Isso ocorre porque taxas baseadas em energia distorcem a operação das baterias, e a receita perdida (pois menos ciclos são rentáveis) pode tornar o impacto das taxas de rede pior do que o próprio valor pago.

Spreads mínimos mais altos eliminam oportunidades de ciclo de forma não linear

O mecanismo é simples. Cada ciclo já tem um custo mínimo: degradação mais a perda de eficiência (RTE). Com RTE de 86%, o preço de descarga deve ser pelo menos 16% maior que o de carga só para cobrir as perdas de eficiência.

Taxas de rede baseadas em energia aumentam esse piso. Para cada 1 MWh carregado, a bateria perde 140 kWh por ineficiência da RTE. Com taxa de €66,50/MWh, isso adiciona €9,31/MWh ao spread mínimo necessário para o ciclo ser lucrativo. Otimizadores vão incorporar esse limite e pular qualquer ciclo que não atinja esse valor, para evitar prejuízos.

O impacto disso na restrição ao nível TSO é o menor. Mesmo sem taxas de rede, a bateria já precisa abrir mão de muitos ciclos menores devido ao efeito da rampa de 15 minutos e por não acessar os preços intradiários mais voláteis que justificariam tais ciclos. As receitas brutas de mercado e o número de ciclos mudam pouco com spreads mínimos pequenos em relação ao cenário sem taxas, enquanto as margens de IRR permanecem muito apertadas.

O efeito sobre o volume de ciclos é não linear, pois os spreads não se distribuem igualmente ao longo do ano.

Mesmo com taxa de €266/MWh, a linha de spread mínimo corta a parte inferior da curva, eliminando cerca de 6% dos dias de ciclo. Com taxas menores, menos dias são afetados.

Mas as baterias não ciclam apenas entre as horas de preço máximo e mínimo do dia. Elas também fazem muitos ciclos menores, aproveitando picos de preço de curto prazo. O segundo ciclo do dia, que normalmente depende de um spread menor que o TB4, é o mais afetado. Isso reduz a média de ciclos diários de uma bateria sem restrições de 1,95 para cerca de 1,4 com as maiores taxas de rede.

No extremo, uma taxa muito alta eliminaria quase todas as oportunidades de ciclo, resultando em uma proibição operacional de fato. Na prática, isso é improvável nos cenários AP1 modelados, mas mesmo a taxa AP2 não subsidiada já é suficiente para reduzir significativamente o número anual de ciclos e comprimir as receitas além do valor pago em taxas.

Incerteza sobre taxas de rede pode congelar decisões de investimento até o final de 2028

O BNetzA reiterou que não pretende inviabilizar o modelo de negócios de BESS, e receitas de mercado de capacidade e internacionais poderiam sustentar o negócio das baterias mesmo com taxas de rede. Mas intenção não é o mesmo que clareza, e financiadores decidem com base em cálculos de risco que exigem certo grau de certeza.

Há dois riscos distintos em jogo, afetando diferentes conjuntos de projetos.

Novos projetos conectados após agosto de 2029 enfrentam incerteza total na viabilidade

Qualquer bateria que entre em operação comercial após 4 de agosto de 2029 deverá pagar taxas de rede sob o novo regime. Se as baterias ficarão em melhor ou pior situação depende do equilíbrio entre tarifas de financiamento e receitas de taxas dinâmicas. Os valores absolutos podem não ser definidos até o final de 2028.

Financiadores não conseguem modelar o que não enxergam, embora o processo esteja trazendo mais clareza para projetos que antes só sabiam que pagariam algum tipo de taxa. Mas decisões finais de investimento (FID) para conexões pós-2029 ainda enfrentam uma janela de incerteza que provavelmente vai paralisar novos projetos de baterias de grande porte na Alemanha até que o cenário regulatório se esclareça.

Fim antecipado da isenção aumenta o risco até para projetos que conectam antes de 2029, podendo travar novos investimentos

Separadamente, o BNetzA indicou que pode ter autoridade legal para encerrar a isenção de taxas de rede antes do previsto, mesmo para baterias já conectadas, a fim de criar igualdade de condições. Isso ainda não é política confirmada. Mas o fato de estar em discussão abalou significativamente a confiança dos investidores. Projetos que ainda não têm FID aprovado podem não conseguir financiamento diante desse novo perfil de risco.

Se a isenção for removida retroativamente, projetos que tomaram FID supondo 20 anos sem taxas terão o modelo de negócios alterado no meio da vida útil. Os IRRs modelados nesta pesquisa valeriam não apenas para futuros projetos, mas também para ativos já em operação. Esse é um risco binário e impossível de proteger, que faz financiadores exigirem margens maiores – ou saírem do mercado.

Projetos que já atingiram FID provavelmente vão seguir adiante. Mas muitos projetos planejados para conectar antes do fim da isenção ainda não têm financiamento garantido. Desenvolvedores já relatam que financiadores indicam possível retirada de apoio devido a esse novo risco.

Dois anos sem novos FIDs reduziria a capacidade de baterias da Alemanha em 2029 em 40% e aumentaria o preço da energia no atacado

Se nenhuma nova bateria atingir FID entre agora e o final de 2028, a lacuna de construção se acumula rapidamente. Considerando dois anos entre FID e operação comercial, nenhum novo projeto entraria em operação antes de 2030. No cenário central da Modo Energy, a Alemanha teria cerca de 14 GW de capacidade instalada de baterias em 2029. Um congelamento de FID de dois anos reduziria isso para cerca de 8,7 GW – um déficit de 40%, ou 5,3 GW de baterias faltantes.

Se renováveis e demanda crescerem como esperado, mas baterias permanecerem nos níveis atuais devido ao congelamento de FID, isso terá impactos importantes para o sistema. Segundo modelagem da Modo Energy, o preço médio da energia em 2029 seria €1,37/MWh maior do que se as baterias fossem construídas conforme o cenário central. E 10% dos períodos teriam preços de €148,03/MWh ou mais, em vez de €144,10/MWh no caso central. Horas de preço negativo aumentam 16%, elevando o desperdício de geração renovável.

Mas a demanda adicional do autoconsumo das baterias seria de apenas cerca de 1,9 TWh, comparado aos 664,81 TWh de demanda nos cenários do TYNDP. Ampliar a base de demanda reduziria as taxas de rede em apenas 0,3%, ou €0,19/MWh, assumindo AP1 não subsidiado. O custo líquido para os consumidores dessa política seria de €1,18/MWh ou cerca de €785 milhões, mesmo antes de considerar economias com redispatch e EEG. Esse custo poderia ser evitado com maior clareza antecipada aos investidores, garantindo que seu modelo de negócios não será destruído.

Taxas dinâmicas de rede e FCAs resolvem o mesmo problema. Baterias não deveriam pagar por ambos

As taxas de rede são administráveis quando a bateria não tem restrições. Mas a maioria das novas baterias enfrenta FCAs, e a combinação geralmente inviabiliza o retorno mínimo.

Quando sinais de preço dinâmico existirem em todos os níveis de DSO, eles cumprem a mesma função que um FCA ao orientar o comportamento da bateria para o bem da rede. Os dois se sobrepõem onde a congestão é pior: exatamente onde DSOs impõem os FCAs mais rígidos e onde taxas dinâmicas gerariam o maior incentivo para comportamento amigável à rede. Aplicar ambos é cobrar em dobro. E as baterias mais restritas são as menos capazes de responder aos sinais dinâmicos, pois sua flexibilidade já foi reduzida.

Taxas dinâmicas de rede bem desenhadas devem alcançar os mesmos resultados que limites de importação/exportação, mas por meio de incentivos e não restrições. Isso sugere três possíveis trocas:

• Baterias que pagam taxas dinâmicas poderiam ser liberadas de seus limites de importação/exportação, já que o sinal de preço já orienta o comportamento. Taxas de rampa e congelamentos de cronograma tratam de outras questões e ainda podem ser justificadas.
• Baterias com FCA poderiam receber taxas de rede baseadas em financiamento mais baixas (semelhante ao regime BKZ atual).
• Baterias operacionais poderiam optar voluntariamente pelo novo regime de taxas dinâmicas em troca de perder os componentes energéticos do seu FCA.

Qualquer uma dessas opções daria aos desenvolvedores motivos para aderir ao novo regime em vez de temê-lo, ajudando a restaurar a confiança dos investidores que está sendo corroída pela incerteza atual.