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

O regulador vem detalhando o sistema futuro passo a passo: um BKZ revisado, tarifas baseadas em financiamento e novas taxas dinâmicas localizadas. A BNetzA afirma não ter intenção de piorar o cenário de negócios para armazenamento. Mas os valores finais podem só ser definidos no fim de 2028 – e os bancos geralmente não financiam o que não conseguem modelar.

Para muitas baterias, essa taxa pode ser decisiva para a viabilidade do projeto. Especialmente para baterias com acordos de conexão flexíveis (FCA), taxas mais altas empurrariam os retornos para patamares inviáveis, especialmente em um cenário pós-saturação em 2029, quando a receita total será muito menor que hoje.

FCAs e taxas dinâmicas de rede administram a congestão local: uma por restrições técnicas, outra por sinais de preço. Aplicar ambas representa uma cobrança dupla. E as baterias mais restritas são justamente as menos capazes de responder a sinais dinâmicos, pois sua flexibilidade operacional já foi reduzida.

Esta análise testa a viabilidade do negócio apenas frente às taxas de financiamento, o componente que certamente reduz os retornos. Taxas dinâmicas podem compensar parte do custo, mas não há garantia, especialmente para baterias longe das zonas de congestão. Modelamos cenários de cobrança apenas 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 autoconsumo, uma bateria sem restrições perde 4 pontos percentuais de IRR. Para baterias fortemente restritas, a maioria dos cenários de tarifas de rede empurra os retornos para baixo do patamar investível. A diferença entre um regime de tarifas viável e um que paralisa o desenvolvimento é pequena – e 7 GW de capacidade até 2030 podem depender de onde os valores finais serão definidos.

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

• O que o regulador propõe até agora como mecanismo
• Como tarifas baseadas em financiamento podem impactar o negócio
• Como tarifas dinâmicas podem virar fonte de receita – dependendo da localização

Para mais informações sobre o tema, entre em contato com o autor – till@modoenergy.com

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

No seu parecer, a BNetzA propõe uma combinação de taxas de capacidade (baseadas na capacidade reservada) e taxas baseadas em energia (uso da rede), com possibilidade de escolha sobre quanto reservar. É provável que o incentivo seja optar por 100% ou 0% de taxas de capacidade, dependendo da relação de preços, por isso a análise considera separadamente cenários puramente por capacidade e puramente por energia.

Nas taxas baseadas em capacidade, modelamos uma faixa de cobranças anuais de €6 mil/MW/ano (equivalente ao menor valor recente no Reino Unido) até €130 mil/MW/ano (em linha com propostas discutidas na BNetzA). Todos os cenários assumem 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 tarifas. Mesmo a €25 mil/MW/ano, essa bateria supera o patamar mínimo, com IRR de 11,4%. Mas uma taxa de €42 mil/MW/ano (similar à da Bélgica) derruba o IRR para 9%, dificultando encontrar investidor mesmo para baterias sem 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 quase não conseguem financiamento.

Para baterias com FCA estilo DSO, incluindo rampas e limites de importação/exportação, o cenário é ainda pior. IRR de 20 anos sem alavancagem fica em torno de 11%, caindo para 9,3% com taxa de capacidade de €10 mil/MW/ano. Com taxa mínima de 10%, é improvável que essa bateria consiga investidor sem fontes adicionais de receita. Baterias restritas pelo TSO, com receita intradiária como uma das principais fontes muito limitada, mal superam o mínimo de financiamento mesmo sem taxas de rede. Qualquer tarifa anual já pode inviabilizá-las.

Conclusão principal: o nível da taxa que inviabiliza o negócio depende totalmente do regime FCA. Para as baterias restritas, que são a maioria das novas conexões, mesmo cobranças modestas corroem os retornos a níveis que os bancos não financiam.

Taxas baseadas em energia custam menos que as de capacidade, mas mudam a operação das baterias

Na proposta mais recente da BNetzA, baterias que optarem por taxa de capacidade zero pagariam tarifas de rede apenas sobre autoconsumo ou perdas de eficiência (RTE). Modelamos quatro cenários com base nos níveis atuais e nas propostas do regulador.

O custo direto das tarifas baseadas em energia é menor que o das de capacidade. Os pagamentos anuais vão de cerca de €7 mil a €75 mil/MW/ano nos cenários, numa faixa semelhante às taxas de capacidade modeladas acima. O heatmap de IRR mostra isso: baterias sem restrições ficam próximas ao mínimo mesmo com AP1 não subvencionada de €66,50/MWh. Mas baterias restritas não atingem o mínimo nem no cenário de menor tarifa modelado.

Os IRRs para baterias restritas são mais baixos do que se pagassem o mesmo valor em tarifas por capacidade. Isso porque as tarifas por energia distorcem a operação, e a receita perdida (já que menos ciclos atingem o patamar de lucratividade) pode tornar o impacto das tarifas pior que o valor direto 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 perda por eficiência. Com RTE de 86%, o preço de descarga precisa ser pelo menos 16% maior que o de carga só para cobrir as perdas de eficiência.

Tarifas de rede baseadas em energia elevam ainda mais esse piso. Para cada 1 MWh carregado, a bateria perde 140 kWh por ineficiência. Com tarifa de €66,50/MWh, isso acrescenta €9,31/MWh ao spread mínimo necessário para que o ciclo seja rentável. Otimizadores vão considerar esse limite e pular ciclos que não o superem para evitar prejuízo.

O impacto disso na restrição de nível TSO é o menor. Mesmo sem tarifas, a bateria já precisa abrir mão de muitos ciclos menores por conta do efeito de rampa de 15 minutos e por não acessar picos intradiários que justificariam esses ciclos. Receita bruta e número de ciclos mudam pouco com spreads mínimos pequenos versus o cenário sem tarifas, enquanto as margens de IRR seguem apertadas.

O efeito no volume de ciclos é não linear, pois os spreads não se distribuem uniformemente ao longo do ano.

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

Mas as baterias não ciclam apenas entre as horas de preço mais alto e mais baixo 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 por dia de uma bateria sem restrições de 1,95 para cerca de 1,4 com as tarifas mais altas.

No extremo, tarifas muito altas eliminariam 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 tarifa AP2 não subvencionada já reduz significativamente o número de ciclos anuais e comprime receitas muito além do valor pago em tarifas.

Incertezas sobre tarifas de rede podem congelar novas decisões de investimento até o fim de 2028

A BNetzA reiterou que não pretende inviabilizar o negócio de baterias, e o mercado de capacidade e receitas internacionais podem sustentar o negócio mesmo com tarifas. Mas intenção não é o mesmo que clareza, e financiadores avaliam projetos com base em riscos que exigem algum grau de previsibilidade.

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

Novos projetos conectados após agosto de 2029 enfrentam cenário de negócios incerto

Qualquer bateria que entre em operação comercial após 4 de agosto de 2029 terá de pagar tarifas sob o novo regime. Se as baterias ficarão em melhor ou pior situação depende do equilíbrio entre cobranças e receitas com tarifas dinâmicas. Os valores finais podem só ser fechados no fim 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 tarifa. Mas decisões finais de investimento (FID) para conexões pós-2029 ainda enfrentam uma janela de incerteza que deve paralisar investimentos em grandes BESS na Alemanha até que o cenário regulatório seja definido.

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

Separadamente, a BNetzA sinalizou que pode ter autoridade legal para acabar com a isenção de tarifas antes do prazo, 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 já abalou bastante a confiança dos investidores. Projetos sem FID podem não conseguir financiamento diante desse novo perfil de risco.

Se a isenção for removida retroativamente, projetos que fecharam o FID contando com 20 anos sem tarifas terão o cenário alterado no meio da vida útil. Os IRRs modelados nesta análise valeriam não só para projetos futuros, mas também para ativos já em operação. Esse é um risco binário e não segurável, que faz financiadores exigirem margens maiores – ou abandonarem o mercado.

Projetos que já fecharam FID provavelmente seguirão adiante. Mas muitos projetos planejados para conectar antes do corte 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 FID reduziriam em 40% a capacidade de baterias da Alemanha em 2029 e aumentariam o preço da energia

Se nenhuma nova bateria atingir FID entre agora e o fim de 2028, o déficit de construção cresce 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 baterias instaladas até 2029. Um congelamento de FID por dois anos reduziria isso para 8,7 GW – um déficit de 40%, ou 5,3 GW de baterias a menos.

Se renováveis e demanda crescerem como esperado, mas baterias ficarem paradas devido ao congelamento de FID, isso terá impactos importantes para o sistema. De acordo com modelagem da Modo Energy, o preço médio da energia em 2029 seria €1,37/MWh mais alto do que se as baterias fossem instaladas conforme o cenário central. E 10% dos períodos teriam preços de €148,03/MWh ou mais, contra €144,10/MWh no cenário central. Horas de preço negativo aumentam 16%, elevando o desperdício de geração renovável.

Mas a demanda adicional por autoconsumo de baterias seria de apenas 1,9 TWh, frente a 664,81 TWh de demanda nos cenários TYNDP. Ampliar a base de demanda reduziria as tarifas em só cerca de 0,3%, ou €0,19/MWh, considerando AP1 não subvencionada. O custo líquido para os consumidores dessa política seria de €1,18/MWh, ou cerca de €785 milhões, mesmo antes de considerar economia com redispatch e EEG. Esse custo poderia ser evitado com mais clareza para investidores, garantindo que o cenário de negócios não será destruído.

Taxas dinâmicas de rede e FCAs resolvem o mesmo problema. Baterias não deveriam pagar pelos dois

Taxas de rede são gerenciáveis quando a bateria não tem restrições. Mas a maioria das novas baterias enfrenta FCAs, e a combinação costuma ser fatal para os retornos mínimos exigidos.

Quando sinais de preço dinâmico existirem em todos os níveis de DSO, eles cumprem o mesmo papel de um FCA ao orientar a bateria a operar de forma amigável à rede. Os dois se sobrepõem justamente onde há mais congestão: onde os DSOs impõem FCAs mais rígidos e onde as taxas dinâmicas gerariam o maior incentivo para comportamento pró-rede. Aplicar ambos é cobrança dupla. E as baterias mais restritas são as menos capazes de responder a sinais dinâmicos, pois sua flexibilidade já foi limitada.

Taxas dinâmicas bem desenhadas devem atingir os mesmos objetivos que limites de importação/exportação, mas por incentivos, não restrições. Isso sugere três possíveis trocas:

• Baterias que pagam tarifas dinâmicas poderiam ser liberadas dos limites de importação/exportação, já que o sinal de preço já orienta o comportamento. Taxas de rampa e congelamentos de agenda tratam de outras questões e podem ser mantidos.
• Baterias com FCA poderiam receber taxas de rede baseadas em financiamento menores (semelhante ao regime BKZ atual).
• Baterias em operação poderiam optar voluntariamente pelo novo regime de tarifas dinâmicas em troca de abrir mão dos componentes energéticos do FCA.

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