Reforma das Tarifas da Rede Elétrica na Alemanha em 2029: O que a AgNes significa para os setores comercial e industrial e de armazenamento de energia em baterias (BESS)?
A versão mais recente do projeto de lei AgNes da Alemanha transforma a capacidade da rede elétrica em uma decisão de custo que os operadores de sistemas de armazenamento de baterias para clientes comerciais e industriais não podem mais ignorar.
A partir de 2029, os grandes consumidores de eletricidade poderão ter de selecionar uma capacidade de faturamento anual e pagar uma tarifa mais alta pela eletricidade consumida acima desse nível. Por sua vez, novos projetos de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) autônomos e totalmente conectados à rede poderão estar sujeitos a uma taxa de rede baseada na capacidade, enquanto taxas de rede dinâmicas para sistemas de armazenamento conectados em média tensão ou superior estão previstas para o período entre 2030 e 2033.
O projeto AgNes permanece em consulta pública. As regras finais e os níveis tarifários ainda podem sofrer alterações.
Como a AgNes alteraria as tarifas de rede para locais comerciais e industriais
Atualmente, muitos usuários comerciais e industriais na Alemanha pagam uma tarifa de rede baseada na demanda, conhecida como Leistungspreis . Nesse modelo, a tarifa é determinada principalmente pela maior carga medida no local durante o ano, o que significa que mesmo um pico de consumo de curta duração pode aumentar a tarifa de demanda aplicada ao longo do ano.
A proposta da AgNes substituiria esse modelo de tarifação. Consumidores conectados acima da baixa tensão, bem como instalações de baixa tensão que utilizam mais de 100,000 kWh por ano, seriam cobrados com base em um nível de capacidade anual em kW, conhecido como Bestellkapazität, calculado a partir da demanda prevista para o ano seguinte. A cada intervalo de 15 minutos, a eletricidade retirada da rede dentro do nível reservado seria cobrada à tarifa AP1, e a parcela excedente seria cobrada à tarifa AP2. Tanto a AP1 quanto a AP2 são tarifas baseadas na energia, em centavos de dólar por kWh, sendo a AP2 proposta entre 200% e 350% da AP1.
A proposta cria uma relação de custo-benefício: reservar mais capacidade aumenta a taxa fixa anual de capacidade, mas mantém mais eletricidade retirada da rede dentro do AP1; reservar menos reduz a taxa fixa, mas expõe mais eletricidade retirada da rede ao AP2.
A escolha certa, portanto, passa de evitar todos os picos para decidir ativamente quais picos são economicamente viáveis de gerenciar, deslocar ou simplesmente aceitar.
A versão mais recente do projeto de lei AgNes da Alemanha transforma a capacidade da rede elétrica em uma decisão de custo que os operadores de sistemas de armazenamento de baterias para clientes comerciais e industriais não podem mais ignorar.
A partir de 2029, os grandes consumidores de eletricidade poderão ter de selecionar uma capacidade de faturamento anual e pagar uma tarifa mais alta pela eletricidade consumida acima desse nível. Por sua vez, novos projetos de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) autônomos e totalmente conectados à rede poderão estar sujeitos a uma taxa de rede baseada na capacidade, enquanto taxas de rede dinâmicas para sistemas de armazenamento conectados em média tensão ou superior estão previstas para o período entre 2030 e 2033.
O projeto AgNes permanece em consulta pública. As regras finais e os níveis tarifários ainda podem sofrer alterações.
Como a AgNes alteraria as tarifas de rede para sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) independentes?
Atualmente, os projetos autônomos de armazenamento de energia em baterias (BESS) na Alemanha podem se qualificar para uma isenção de 20 anos das taxas de acesso líquido sobre a eletricidade retirada para armazenamento, conforme o §118(6) da Lei Alemã de Energia (EnWG). A proposta da AgNes eliminaria gradualmente esse tratamento para novos projetos e introduziria uma estrutura tarifária específica.
De acordo com a versão atual, os projetos ainda em desenvolvimento manteriam a isenção somente se a Decisão Final de Investimento (FID) for tomada antes do anúncio da determinação da AgNes — atualmente prevista para 1º de janeiro de 2027 — e entrarem em operação até 4 de agosto de 2029. A FID também deve ser comprovada junto à operadora da rede elétrica competente até 31 de março de 2027.
De acordo com a minuta, os projetos fora da isenção pagarão uma taxa fixa anual de rede com base na capacidade de conexão à rede contratada a partir de 1º de janeiro de 2029, ou da data de comissionamento, se posterior. Separadamente, estão previstas taxas de rede dinâmicas entre 2030 e 2033 para sistemas de armazenamento conectados em média tensão ou superior. Essa disposição não se limita a projetos autônomos de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) sujeitos à nova taxa fixa de capacidade.
Como a AgNes muda as decisões operacionais
Para instalações comerciais e industriais, o principal desafio é que a capacidade reservada (Bestellkapazität) deve ser selecionada antes do início do ano, enquanto o custo final depende de como a instalação opera ao longo do ano. A mesma capacidade reservada pode gerar tarifas de rede muito diferentes, dependendo da frequência com que a demanda a excede, da duração desses períodos e da quantidade de eletricidade consumida acima do limite.
Assim, os operadores precisariam traduzir a produção esperada, o crescimento da carga e a eletrificação planejada em uma decisão de capacidade anual e, em seguida, gerenciar a demanda real em relação a esse nível durante a operação. Por exemplo, quando uma ultrapassagem for esperada, a usina deverá decidir se deve transferir o consumo flexível , descarregar a bateria, reduzir uma carga não crítica ou aceitar o AP2, pois manter a produção é mais importante.
Para sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) autônomos, a taxa de capacidade de 2029 adiciona principalmente um custo anual previsível com base na capacidade de conexão à rede. A maior mudança operacional vem com as taxas de rede dinâmicas, planejadas para conexões de média e alta tensão entre 2030 e 2033. Como a taxa varia de acordo com o horário e o local, um cronograma de carga ou descarga lucrativo nos mercados atacadistas ou de serviços auxiliares pode se tornar mais ou menos atrativo. Os operadores precisarão da taxa aplicável antes do fechamento do mercado do dia seguinte e incluí-la no despacho, juntamente com os compromissos de mercado, limites de conexão e disponibilidade de baterias.
O que as novas regras significam na prática
Gerenciar essas decisões de forma eficaz exige mais do que relatórios retrospectivos de energia. Os operadores precisam de previsões confiáveis, dados de medição em intervalos regulares e monitoramento em tempo real na conexão com a rede, além de um controle capaz de coordenar ativos flexíveis ou traduzir os cronogramas de mercado em pontos de ajuste de baterias. Um sistema de gestão de energia (EMS) pode integrar essas informações em um único fluxo de trabalho e executar as prioridades operacionais localmente , em vez de simplesmente exibir o consumo de energia.
O que as operadoras podem preparar antes de 2029?
Embora os níveis tarifários finais possam mudar, a AgNes aponta para uma direção clara: os custos da rede dependerão mais diretamente do planejamento da capacidade e da operação flexível. Portanto, as operadoras podem priorizar quatro medidas práticas:
- Confirme a estrutura relevante de conexão à rede e medição e, em seguida, construa uma linha de base a partir de dados de importação e exportação de 15 minutos, capacidade de conexão à rede contratada e novas cargas ou ativos planejados.
- Para sites C&I, compare diversas opções de Bestellkapazität com a demanda prevista e a possível exposição ao AP2.
- Avalie se o local precisa — ou já possui — um sistema de gestão de energia capaz de prever excedentes de capacidade, monitorar a conexão à rede, coordenar baterias e cargas flexíveis e receber sinais externos de tarifas ou do mercado.
- Para sistemas BESS autônomos, inclua a taxa de capacidade proposta no modelo do projeto, verifique se a Decisão Final de Investimento (FID) e as datas de comissionamento se qualificam para proteção transitória e prepare as evidências da FID para submissão ao operador da rede relevante até 31 de março de 2027, quando aplicável.
A preparação para 2029 começa com a compreensão de como a conexão à rede é utilizada e se o local consegue responder às mudanças nos custos ou restrições. Converse com a enjoyelec sobre como o iEMS pode integrar monitoramento da rede, previsão e controle coordenado de ativos para projetos de armazenamento de energia em baterias (BESS) comerciais e industriais, bem como para projetos autônomos.
