Baterias esbarram na regulação europeia

A Europa consegue construir baterias de grande escala para a rede em poucos meses. O que demora anos é obter autorização para as ligar e decidir quem paga a capacidade que ocupam na rede eléctrica. Cada país está a responder de forma diferente. Uma avaliação de 2026 do European Climate Neutrality Observatory concluiu que a expansão das redes, o armazenamento e a flexibilidade estão a ficar para trás face ao crescimento das renováveis, precisamente porque cada Estado está a escrever o seu próprio enquadramento para a ligação e operação do armazenamento (ESS News).

Uma bateria, dois resultados

Uma bateria não produz electricidade. Desloca-a no tempo: carrega quando há excesso de solar ou eólica e descarrega quando a oferta escasseia. É por isso que o armazenamento se torna valioso num sistema eléctrico cada vez mais assente em renováveis, cuja produção não segue necessariamente o perfil da procura. A legislação europeia reconhece essa função. A Directiva 2019/944 trata o armazenamento como uma actividade distinta e obriga os Estados-Membros a permitir que novos participantes concorram em condições justas.

Mas a mesma legislação deixa a cada país decisões centrais: como se ligam as baterias à rede, que tarifas pagam e o que acontece quando as linhas ficam congestionadas. O Regulamento 2024/1747 responde a um problema físico simples: as transacções de mercado podem empurrar mais electricidade através de um cabo do que o cabo consegue transportar. Uma bateria instalada atrás de um excedente solar numa zona congestionada ajuda a rede, porque absorve energia que de outro modo teria de ser desperdiçada. A mesma bateria, se carregar numa zona já sob pressão apenas porque a diferença de preços é atractiva, agrava o estrangulamento. A disputa regulatória resume-se a isto: a bateria deve ser tratada como infra-estrutura climática ou como mais uma carga a competir por espaço escasso na rede?

Três países, três respostas

A Alemanha quer que as grandes baterias paguem de forma mais directa pela capacidade de rede que reservam. A Bundesnetzagentur, o regulador federal das redes, está a redesenhar as tarifas para que, a partir de 2029, os grandes produtores e activos de armazenamento paguem em função da capacidade contratada, em vez de estes custos continuarem a recair sobretudo sobre as famílias (DIHK). Os investidores receiam que a alteração transforme projectos hoje rentáveis em investimentos marginais. Continua por resolver se os projectos que entrarem em operação antes desse prazo ficarão protegidos das novas tarifas (ZfK).

Os Países Baixos já estão a pagar o custo do atraso. O congestionamento da rede tornou-se tão severo que Utrecht deixou de aceitar, a partir de Julho de 2026, novas ligações para habitações e pequenas empresas. Os operadores de rede Liander, Enexis e Stedin pediram aos agregadores — empresas que agrupam muitas pequenas baterias, bombas de calor e carregadores de veículos eléctricos numa carteira controlável — que disponibilizem 255 MW de capacidade flexível em zonas sobrecarregadas, aproximadamente o consumo de pico de uma pequena cidade (Entra, NextEnergy). Famílias e empresas que aceitem que as suas baterias ou carregadores sejam geridos à distância receberão 60 a 120 euros por quilowatt por ano, pagos através das tarifas de rede suportadas por todos os utilizadores (Solar Magazine). A lição neerlandesa é clara: uma bateria no nó certo da rede merece remuneração. A mesma bateria noutro ponto não resolve o congestionamento.

A Itália está a construir um modelo híbrido. O novo enquadramento das energias renováveis inclui o armazenamento nas regras de ligação e exige que o regulador energético, a ARERA, atribua capacidade de rede de forma mais transparente (biblus.acca.it). Em paralelo, uma reforma do despacho abre os serviços de balanço e flexibilidade a baterias, produção distribuída e veículos eléctricos (trilance.com). Parte do armazenamento ganha dinheiro explorando diferenças nos preços da electricidade. Outra parte é tratada como infra-estrutura planeada do sistema.

Quem paga o erro

Os investidores em armazenamento ganham quando as regras são claras e o acesso ao mercado é amplo. Perdem quando filas de ligação, dupla cobrança de tarifas de rede e incerteza regulatória congelam capital. Os operadores de rede ganham maior capacidade de comando sobre activos flexíveis, mas enfrentam pressão para acelerar investimento físico. Os produtores renováveis beneficiam se o armazenamento absorver excedentes que, de outro modo, obrigariam a desligar turbinas ou painéis. Para as famílias, o efeito depende do desenho tarifário: se as baterias suavizarem picos de preço e reduzirem custos de corte da produção renovável, a factura pode baixar indirectamente; se as tarifas de rede subirem para pagar baterias mal localizadas, os consumidores suportarão o custo.

A legislação europeia diz que as tarifas de rede devem ser justas para o armazenamento e reflectir custos reais (Directiva 2024/1711). Mas a UE continua a deixar nas mãos dos reguladores nacionais o desenho tarifário, as regras de ligação e a gestão das linhas congestionadas. A Europa tem metas vinculativas para as renováveis. Não tem um livro de regras igualmente vinculativo para armazenamento e redes. O problema europeu das baterias já não é sobretudo tecnológico. Está em saber se os reguladores conseguem pôr um preço correcto no espaço escasso da rede, para que as baterias carreguem onde ajudam o sistema, e não apenas onde os operadores de mercado conseguem lucrar.