A longa incerteza sobre as taxas de rede na Alemanha está finalmente se dissipando. Em 27 de maio de 2026, o regulador BNetzA publicou suas opiniões preliminares sobre a revisão total das tarifas de rede, no âmbito do Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom (AgNes). O órgão confirmou cinco principais decisões de design que, em conjunto, representam um cenário quase ideal para o armazenamento de energia em baterias.

O destaque: uma taxa de capacidade de €4–7 mil/MW/ano sem componente baseado em energia, forte proteção para projetos anteriores a 2029 e um modelo dinâmico de tarifas que o BNetzA espera ser positivo para o armazenamento. O modelo final deve ser publicado até o final de 2026.

Este é o quarto artigo da série da Modo Energy sobre as taxas de rede alemãs:

• O que o regulador propôs como mecanismo
• Como as tarifas de financiamento podem impactar o negócio
• Onde as baterias ganham e perdem com preços dinâmicos
• O que a última atualização do BNetzA significa para baterias e investidores

Para dúvidas ou mais informações sobre esse tema, entre em contato com till@modoenergy.com

Principais pontos

• Taxas de capacidade confirmadas em €4–7 mil/MW/ano, cerca de 10% das tarifas residenciais, sem componente baseado em energia. Modelagem da Modo Energy de abril/26 indica que mesmo uma taxa de €7 mil/MW/ano reduz o IRR em cerca de 0,5 ponto percentual para ativos de quatro horas com entrada em operação em 2030.
• A proteção para projetos antigos é forte e bem definida. FID antes da decisão final do AgNes garante 20 anos de proteção a partir do comissionamento. FIDs parados desde o início de 2026 podem ser retomados imediatamente.
• Tarifas dinâmicas de rede ficam fora da proteção, mas BNetzA e estudos independentes confirmam que serão positivas para armazenamento.
• Taxas de gerador de €4–7 mil/MW/ano se aplicam a toda geração acima de 30 kW a partir de 2029. Projetos EEG podem repassar nas licitações. Projetos PPA têm mais dificuldade de repasse, podendo desacelerar a expansão solar.
• O BNetzA se compromete a criar melhores estruturas para acordos de conexão flexíveis (FCA) e taxas de conexão (BKZ) a partir de 2027, abordando a sobreposição de cobranças entre tarifas dinâmicas e restrições operacionais.

Taxas de capacidade são baixas e cobranças por energia estão descartadas

O regulador confirmou novamente que a isenção total de tarifas de rede para BESS termina definitivamente em 2029. Mas a nova taxa está longe do pior cenário. A partir de 2029, BESS pagará uma taxa de capacidade baseada em financiamento de €4–7 mil/MW/ano, sem componente por energia. O próprio exemplo de cálculo do BNetzA indica uma média móvel de cinco anos entre €5,38 e €5,65 mil/MW/ano.

Isso equivale a cerca de 10% do que clientes residenciais pagam em tarifas de capacidade. A taxa cobre apenas parte dos custos de rede, a fração atribuída a ativos como BESS, e não toda a infraestrutura.

Com €4-7 mil/MW/ano, a taxa fica bem abaixo dos limites que inviabilizariam projetos BESS na maioria dos cenários. Não é zero, mas é viável: a modelagem da Modo Energy de abril/26 mostra que até mesmo uma taxa de €7 mil/MW/ano reduz o IRR em cerca de 0,5 ponto percentual para um sistema de quatro horas com entrada em operação em 2030.

A principal dúvida de design sempre foi: cobrar por capacidade ou por energia? Tarifas baseadas em energia funcionam como um imposto sobre cada ciclo, aumentando o spread mínimo necessário para a bateria operar de forma lucrativa. Modelagem anterior da Modo Energy mostrou que uma tarifa energética de €66,50/MWh reduz o IRR em 4 pontos percentuais em 20 anos para uma bateria sem restrições. Cobranças por energia também distorcem a operação: otimizadores evitam ciclos que não atinjam o spread mínimo, reduzindo o número de ciclos anuais de forma não linear. Isso resulta em flexibilidade não utilizada por uma escolha de design de mercado — o que foi evitado ao optar apenas por taxas de capacidade.

Proteção confirmada: FIDs podem ser retomados agora

O pipeline de BESS na Alemanha parou no início de 2026, quando o BNetzA ameaçou introduzir tarifas de rede até para ativos operacionais. Investidores se recusaram a aprovar FIDs sem certeza sobre qual regime tarifário valeria por 20 anos.

O anúncio de hoje encerra essa incerteza. O BNetzA confirmou proteção total para projetos que cumpram duas condições: comissionamento antes de 4 de agosto de 2029 e FID antes da decisão final do AgNes no fim de 2026. A proteção vale por 20 anos a partir do comissionamento, modelada explicitamente no §118 Abs. 6 EnWG, que rege a isenção atual.

FID é definido com precisão: pedidos vinculantes cobrindo cerca de 50% do investimento total, irrevogáveis sem perda financeira relevante, além de compromisso de conexão à rede. Projetos especulativos sem investimento confirmado não têm proteção.

O efeito prático é imediato: desenvolvedores agora podem modelar e financiar um negócio protegido por 20 anos. Com a decisão final do AgNes prevista para início de 2027, a janela para FIDs elegíveis é de cerca de seis meses. Pode haver uma corrida por FIDs, embora as tarifas moderadas tornem até um pequeno atraso menos crítico.

Tarifas dinâmicas virão, e BNetzA espera que beneficiem BESS

O BNetzA excluiu as tarifas dinâmicas da proteção. Projetos protegidos ainda as enfrentarão quando aplicáveis. O motivo é direto: espera-se que as tarifas dinâmicas beneficiem o BESS, não o onerem.

O BNetzA cita estudos independentes que confirmam resultado positivo para armazenamento em praticamente todas as regiões, em linha com a pesquisa da Modo Energy. Excluir uma fonte de receita da proteção faz sentido, não é prejudicial.