O spread top-bottom (TB) do mercado diário holandês, TB2, teve uma média de €91 mil/MW/ano desde janeiro de 2025, igualando a Alemanha e 69% acima da Grã-Bretanha. Esse spread resulta de dois regimes de preços definidos pela energia solar e pelo gás. Ainda assim, apenas 0,6 GW / 1,3 GWh de BESS em escala utilidade operam hoje na Holanda, contra 7,6 GW / 12,5 GWh na Grã-Bretanha. Ajustando para o pico de demanda do país, a frota de baterias (MW) na Holanda é mais de 4 vezes menor do que na Grã-Bretanha.

As taxas de conexão à rede são um dos fatores que explicam o atraso na implantação de baterias. A TenneT, a ONS na Holanda, cobra entre €116 mil e €150 mil/MW/ano pela capacidade de importação, dependendo do nível de tensão. A bateria precisa pagar esse valor, a menos que opte por um contrato de Direitos de Transporte Dependentes do Tempo (TDTR), que reduz a conta em até 62%. Em troca, a TenneT pode impor restrições com um dia de antecedência, por até 15% do ano.

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Principais pontos

• O spread TB2 do mercado diário holandês teve média de €91 mil/MW/ano de janeiro de 2025 a julho de 2026, igual à Alemanha e 69% acima da Grã-Bretanha. O spread está aumentando: €83 mil/MW/ano em 2025, €102 mil/MW/ano nos primeiros sete meses de 2026.
• O spread é impulsionado pela energia solar, que faz os preços oscilarem de um piso ao meio-dia para um pico à noite definido pelo gás. A energia solar de telhado na Holanda não está exposta aos preços do mercado diário. Esse volume pode empurrar o mercado para o piso europeu de -€500/MWh.
• A TenneT cobra €116 mil/MW/ano em extra-alta tensão (EHV) e €150 mil/MW/ano em alta tensão (HV), independentemente da localização na Holanda. Ambos são cobrados apenas sobre importações da rede. Esse tem sido o principal obstáculo para o desenvolvimento de baterias.
• Os Direitos de Transporte Dependentes do Tempo (TDTR) reduzem essa conta em até 62%: 43% de desconto por capacidade contratada e até 19% de desconto ao despachar nos horários de menor peso da rede.
• O TDTR tem sido uma via atrativa para conexão de BESS, com projeção de atingir 4 GW / 14 GWh até 2028.

Taxas de conexão à rede subiram fortemente, TDTR traz alívio

As taxas de conexão à rede da TenneT são o maior obstáculo único para a implantação de baterias na Holanda. Elas mais do que triplicaram entre 2021 e 2024, chegando a até €116 mil/MW/ano para Extra Alta Tensão (EHV) e €150 mil/MW/ano para Alta Tensão (HV).

A rede da TenneT tem capacidade ociosa na maior parte do ano, exceto em algumas horas de pico. Em um contrato padrão, o acesso é firme, durante todo o ano. O contrato TDTR oferece uma alternativa desde outubro de 2025. Ele garante 85% da capacidade de transporte ao longo do ano, e nos outros 15% a TenneT pode impor restrições com um dia de antecedência. Por essa conexão não firme, a TenneT reduz a taxa anual da rede em até 62%.

Os contratos TDTR têm se mostrado atrativos para BESS. O número de projetos de BESS holandeses disparou desde 2025. O pipeline chega a 14 GWh até 2028, um aumento de mais de 22 vezes em relação aos 620 MWh operacionais em 2024.

A frota atual soma 0,6 GW / 1,3 GWh em cerca de 100 sistemas. Destes 600 MW, 26 são sites de BESS individualmente identificáveis, que somam 476 MW (77% da potência operacional) e média de 18 MW. O restante são sites de BESS < 7 MW, provavelmente colocalizados com demanda ou renováveis, que a Modo Energy não acompanha atualmente. As baterias holandesas também têm durações maiores que as vizinhas: a frota operacional tem média de 2,1 horas, contra 1,65 horas na Grã-Bretanha no 2º trimestre de 2026 e 1,5 horas na Alemanha no 4º trimestre de 2025. Essa duração só tende a aumentar: 90% dos MWh de BESS a serem instalados até 2028 terão 4 horas ou mais.

Pergunte ao Ko: compare a expansão do BESS holandês com outros países europeus

Cancelamento de capacidade contratada e redução da cobrança de pico compõem o desconto de 62%

Em toda a Europa, os ONS aplicam quatro tipos de taxas para conexão à rede:

• Capacidade contratada: uma taxa anual fixa baseada na capacidade máxima reservada pelo usuário no ponto de conexão, em €/MW/ano, independentemente do uso efetivo.
• Pico: uma taxa baseada no maior consumo ou exportação de potência durante o período de faturamento.
• Volumétrica: uma taxa por unidade de energia transportada, em €/MWh. Quando o ONS varia a tarifa por horário, incentiva o usuário a deslocar consumo/injeção para horários menos congestionados.
• Taxa fixa de conexão: uma cobrança anual fixa pela conexão à rede.

A TenneT aplica uma taxa de capacidade contratada e uma taxa mensal de pico. Ambas incidem totalmente sobre a importação, enquanto a exportação não tem cobrança recorrente. O desconto do contrato TDTR vem da redução em ambos os componentes.

A taxa de capacidade contratada é a mais simples das duas: com TDTR, ela é totalmente cancelada. Isso gera uma redução de custos de 43%.

A taxa de pico funciona de forma diferente. Desde 1º de janeiro de 2025, a TenneT pondera o pico de potência pelo horário antes de aplicar o valor máximo do mês. Devido aos pesos dependentes do tempo, um pico maior em uma janela de baixo peso pode valer menos do que um pico menor em horário de alto peso. Entre abril e setembro, esse fator de ponderação é limitado a 0,8. Com o contrato TDTR, a taxa de pico ainda se aplica, mas apenas a 85% das horas do ano em vez de todas. Isso pode resultar em um pico ponderado menor, reduzindo a taxa de pico para €44 mil/MW/ano para EHV e €56 mil/MW/ano para HV. Isso representa mais 19% de redução nas taxas de rede.

Por que vemos uma fila crescente, apesar das altas taxas de rede?

O pipeline de BESS na Holanda continua crescendo, mesmo com conexões à rede caras. A TenneT cobra até €150 mil/MW/ano, e mesmo com TDTR reduzindo para €57 mil/MW/ano, o valor ainda é alto.

Compare com a Grã-Bretanha: o próprio benchmark de bateria de 2 horas da Modo Energy coloca as receitas do GB em €88 mil/MW/ano desde 2025. Uma taxa de rede no patamar holandês inviabilizaria o negócio.

Pergunte ao Ko: como é a receita do BESS de 2h no GB?

Mas os fundamentos de mercado holandeses são mais fortes. Fontes renováveis e térmicas impulsionam a geração elétrica na Holanda. Enquanto as renováveis representam em média 49% e o gás 35% em 2025, a mistura real muda conforme o horário.

A quantidade de solar e eólica é o que cria dois regimes extremos de preços. Sem solar e com vento baixo, ciclo combinado a gás (CCGT) e carvão definem o preço, baseados no custo marginal do combustível mais o carbono. Com muito solar e vento, a oferta de custo zero ou negativo cobre toda a demanda de 10 a 19 GW, e o preço cai junto. A Holanda tem interconexão com Grã-Bretanha, Noruega e Dinamarca, mas Alemanha e Bélgica concentram a maior parte da capacidade: 4-5 GW e 2-3 GW, contra 2,4 GW das outras três juntas. Tanto Alemanha quanto Bélgica têm suas próprias frotas solares, que geram nos mesmos horários, então os preços caem dos dois lados da fronteira ao mesmo tempo e há pouco espaço para exportar o excedente holandês.

Pergunte ao Ko: qual é a matriz de geração da Alemanha?

O gráfico abaixo mostra essa pilha hora a hora. Mova o controle deslizante do horário para ver qual tecnologia define o preço em cada momento, e o controle do preço do gás para ver como um TTF mais alto eleva o pico da noite sem afetar o vale solar do meio-dia.

A solar sozinha atingiu 19 GW ao meio-dia de 1º de maio de 2026, eólica e solar juntas cobriram mais de 100% da demanda por 9 horas. A demanda máxima foi de apenas 14 GW, no mesmo horário do pico solar, e gás e carvão só voltaram a atuar quando o sol caiu à noite.

Esse excedente ao meio-dia tornou o preço do mercado diário negativo. Caiu para -€499,6/MWh, quase atingindo o piso europeu de -€500/MWh naquele momento. Preços tão negativos só ocorrem quando nada do lado da oferta reduz sua geração. Foi o que aconteceu com os 12 GW de solar residencial. O sistema de compensação líquida zera o que a casa exporta contra o que importa, então a solar de telhado continua exportando mesmo com preço negativo, até o piso europeu, empurrando o preço para baixo.

Um Mecanismo de Capacidade a partir de 2028 fortalece a expansão do BESS, e o de-rating será decisivo

O governo holandês confirmou um Mecanismo de Capacidade para todo o mercado em 19 de junho de 2026, com início em 2028. A metodologia de de-rating ainda está em discussão. Para baterias, esse fator é o número mais importante do desenho, pois converte a capacidade instalada na capacidade firme pela qual o ativo realmente será remunerado.

Pela Europa, baterias de 2 horas têm fatores de de-rating entre 0,14 e 0,44. Isso significa que um BESS de 2 horas de 100 MW na Holanda pode contratar entre 14 MW e 44 MW de capacidade firme. Sistemas de 4 horas podem contratar de 28% a 67% desses 100 MW, então o movimento do pipeline para durações maiores joga a favor do mercado holandês.