Liberalização do mercado de eletricidade – o mesmo erro, trinta anos depois: Por que o boom das baterias na Alemanha está caminhando para o desastre

Burocracia em vez de eletricidade: como as operadoras de rede estão bloqueando o mercado de armazenamento na Alemanha

Déjà vu da transição energética: a Alemanha está repetindo um erro fatal da década de 1990

O mercado alemão de armazenamento de energia em baterias está vivenciando um crescimento sem precedentes – contudo, uma parcela significativa dessa capacidade nunca chega aos consumidores. Enquanto os desenvolvedores de projetos investem bilhões em novas instalações, sua concretização é cada vez mais prejudicada por uma lacuna regulatória fatal em relação à conexão à rede. Em vez de regras uniformes e processos transparentes, os investidores se deparam com a arbitrariedade burocrática dos monopolistas locais da rede. A situação lembra um déjà vu histórico: em 1998, a liberalização do mercado de eletricidade ameaçou fracassar justamente por causa desse "acesso negociado à rede", até que os legisladores intervieram com regulamentações rigorosas em 2005. Hoje, trinta anos depois, esse erro se repete no mercado de armazenamento. Os consumidores de eletricidade estão arcando com as consequências: como as baterias concluídas estão sendo mantidas fora da rede, os custos de gerenciamento de congestionamento estão disparando para bilhões. Para que a transição energética não fracasse devido à falta de infraestrutura, os formuladores de políticas devem aprender com a história e, finalmente, regulamentar o acesso à rede para sistemas de armazenamento de forma consistente.

A Alemanha está repetindo um erro regulatório – e a transição energética está pagando o preço

A sombra de 1998: uma liberalização que não aconteceu

Em abril de 1998, a Lei da Indústria Energética, com suas alterações, entrou em vigor na Alemanha, abrindo formalmente o mercado de eletricidade alemão. Milhões de residências e empresas poderiam escolher livremente seu fornecedor de eletricidade. A promessa era ambiciosa, mas a realidade foi decepcionante. A Alemanha optou por um modelo inédito na União Europeia: o chamado acesso negociado à rede. Em vez de regulamentações governamentais uniformes, os participantes do mercado negociariam entre si as condições sob as quais um novo fornecedor de eletricidade poderia utilizar as redes das operadoras já estabelecidas.

O problema era óbvio e estruturalmente insolúvel: qualquer pessoa que tenha de negociar com um monopolista sem regras, prazos ou padrões mínimos inevitavelmente negocia a partir de uma posição de fraqueza. Os novos comercializadores de eletricidade tiveram de chegar a acordos individuais com cada uma das cerca de 1.000 operadoras de rede na Alemanha na época, relativamente a preços de transmissão, procedimentos de faturação e especificações técnicas. Os chamados acordos da indústria – VV I de 1998, VV II de 1999 e VV II+ de 2001 – tinham como objetivo criar padrões voluntários para a indústria, mas acabaram por falhar por não possuírem qualquer mecanismo de aplicação. As operadoras de rede podiam atrasar os pedidos de informação, impor exigências de preços exorbitantes ou simplesmente ignorá-los – legalmente, porque não havia sanções vinculativas. Apenas alguns poucos novos fornecedores particularmente persistentes sobreviveram a esta tática de desgaste.

O ponto de virada de 2005: Como a regulamentação cria mercados

Sete anos após a liberalização formal, o legislativo chegou às conclusões necessárias. Em 13 de julho de 2005, entrou em vigor a Segunda Lei de Reorganização da Legislação Energética, pondo fim à abordagem especial da Alemanha de acesso negociado à rede. Com a alteração da Lei da Indústria Energética (EnWG), foram introduzidas regras uniformes e vinculativas para o acesso à rede em todo o país, acompanhadas por quatro decretos sobre acesso à rede e tarifas de rede. Simultaneamente, a Agência Federal de Redes de Eletricidade, Gás, Telecomunicações, Correios e Ferrovias, como existe atualmente, recebeu suas responsabilidades específicas no mercado de energia e, portanto, a função de supervisão sobre a regulação da rede.

O efeito foi imediatamente perceptível. Com processos claros, prazos padronizados e a possibilidade de punição de violações por uma autoridade competente, foram criadas, pela primeira vez, oportunidades genuinamente iguais para novos participantes do mercado. A troca de fornecedores tornou-se praticamente viável e a concorrência surgiu na realidade, não apenas no papel. O que o mercado não conseguiu alcançar sozinho em sete anos, o legislativo realizou em apenas alguns meses: uma infraestrutura funcional para a concorrência. Esta é a lição central e atemporal do mercado de eletricidade do final da década de 1990 – e está sendo repetida na Alemanha em 2026 de uma forma notavelmente direta.

Déjà vu no mercado de armazenagem: crescimento sem um quadro regulatório

O mercado de armazenamento de energia em baterias na Alemanha está experimentando um crescimento sem precedentes. Até o final de 2025, cerca de 2,4 milhões de sistemas estacionários de armazenamento de energia em baterias, com capacidade total superior a 25 gigawatts-hora, estavam em operação em todo o país – um aumento de cinco vezes em comparação com 2020. Somente no primeiro trimestre de 2026, mais de dois gigawatts-hora adicionais foram instalados, elevando o total para cerca de 28 gigawatts-hora. O mercado de sistemas de armazenamento em larga escala, na faixa de megawatts, quase dobrou sua capacidade em 2025, passando de cerca de 450 megawatts para 842 megawatts de capacidade instalada. E a carteira de projetos para 2026 compreende mais 3,4 gigawatts, embora especialistas do setor prevejam que a implementação real ficará aquém dessas projeções – não por falta de demanda, tecnologia ou capital insuficiente, mas sim devido a uma deficiência regulatória estrutural na conexão à rede.

O paralelo com a liberalização do mercado de eletricidade de 1998 não é metafórico; é mecânico: ainda hoje, não existe um quadro regulatório nacional vinculativo para a conexão de sistemas de armazenamento de energia em baterias de grande escala à rede elétrica. Os operadores da rede podem formular requisitos técnicos, definir prazos ou até mesmo ignorar completamente as solicitações, a seu próprio critério. Os desenvolvedores de projetos enfrentam o mesmo dilema dos comercializadores de energia elétrica da virada do milênio: negociam com monopolistas sem regras, sem prazos e sem vias eficazes de recurso. O acesso negociado à rede, oficialmente superado no mercado de eletricidade desde 2005, persiste no mercado de armazenamento de energia em baterias de 2026 – com as mesmas consequências disfuncionais.

Gargalos técnicos: Onde os sistemas de armazenamento finalizados aguardam aceitação

Conectar um grande sistema de armazenamento de baterias à rede elétrica não é um processo simples de "plug-and-play". Começa com a identificação de um ponto de conexão adequado à rede, ou seja, o ponto de entrada na rede elétrica que seja fisicamente e tecnicamente apropriado. Só esta etapa inicial pode levar meses, pois as operadoras de rede não são legalmente obrigadas a responder às solicitações dentro de prazos definidos. Em seguida, vem o desenvolvimento de um conceito de medição, a coordenação dos sistemas de proteção e controle, os testes de feedback da rede e, finalmente, o comissionamento propriamente dito. Cada uma dessas etapas é, em princípio, de responsabilidade da operadora de rede, que, no entanto, não tem incentivo econômico para acelerar o processo.

O resultado é uma série de situações paradoxais que estão se tornando cada vez mais comuns na Alemanha: sistemas de armazenamento de energia em baterias de grande escala, já concluídos e avaliados em milhões de euros, estão de pé, tecnicamente prontos para operar – mas não conseguem fornecer eletricidade porque a aprovação da concessionária de rede ainda está pendente. No setor, os atrasos não são medidos em semanas, mas em trimestres. Investidores e desenvolvedores de projetos relatam consultas sem resposta, exigências que excedem em muito o que é tecnicamente necessário para a operação da rede e regulamentações regionalmente inconsistentes: o que funciona perfeitamente para uma concessionária de rede de distribuição falha devido à opacidade burocrática na concessionária vizinha. Isso dificilmente pode ser chamado de eficiência econômica.

A dimensão macroeconômica da falha regulatória

O prejuízo não é abstrato. Ele pode ser mensurado em números reais. Em 2024, os custos totais da gestão do congestionamento da rede elétrica na Alemanha chegaram a aproximadamente € 2,78 bilhões. Em 2025, esses custos atingiram cerca de € 3,1 bilhões. Esses valores, que são repassados ​​a todos os consumidores de eletricidade na forma de tarifas de rede, decorrem principalmente da falta de recursos de flexibilidade suficientes na rede elétrica para equilibrar a oferta e a demanda. Parques eólicos têm sua produção reduzida, usinas termelétricas convencionais têm sua produção aumentada para contrabalançar a demanda atual e o comércio de energia entre países gera custos adicionais – tudo isso porque os sistemas de armazenamento de energia em baterias, que poderiam amortecer esse congestionamento de forma economicamente viável, ou não estão conectados à rede ou não têm incentivo para operar de maneira compatível com a rede.

No entanto, as ineficiências sistêmicas são mais profundas. Os sistemas de armazenamento de baterias são tecnicamente capazes de reduzir os picos de demanda, compensar as flutuações de frequência e resolver gargalos locais. Eles poderiam substituir parte da cara energia de balanceamento proveniente de combustíveis fósseis, reduzir a necessidade de expansão da rede e atuar como uma interface flexível entre a injeção de energia renovável e o consumo constante. Esse potencial permanece inexplorado enquanto o acesso ao mercado depender da boa vontade dos operadores de rede individuais. O Ministério Federal Alemão da Economia e Energia prevê que a capacidade de armazenamento instalada precisará aumentar para cerca de 100 gigawatts-hora até 2030 para manter a transição energética no caminho certo. A lacuna entre essa meta e a realidade atual é causada por falhas regulatórias, não por limitações técnicas.

O emaranhado regulatório de 2026: muitas leis, nenhum sistema

Seria injusto afirmar que os legisladores não abordaram o problema. Em 2026, o cenário regulatório para o armazenamento de energia em baterias é mais complexo do que nunca – mas de forma alguma mais coerente. A emenda à Lei da Indústria de Energia (EnWG) de novembro de 2025 reconhece explicitamente, pela primeira vez, as instalações de armazenamento em larga escala como infraestrutura privilegiada, prometendo processos de licenciamento acelerados e a digitalização dos procedimentos de conexão à rede. No entanto, a Lei de Aceleração da Energia Geotérmica, aprovada simultaneamente, restringe imediatamente esse privilégio: as isenções de planejamento de construção agora se aplicam apenas a instalações de armazenamento em um raio de 200 metros de subestações ou nas imediações de grandes usinas de geração. A mão esquerda retira o que a direita deu.

Em relação às conexões à rede elétrica, o Código de Construção Alemão (Baugesetzbuch) proporcionará, pelo menos, segurança jurídica para os procedimentos de licenciamento em áreas rurais a partir de 2026, com sistemas de armazenamento de energia em baterias com capacidade igual ou superior a um megawatt-hora recebendo agora tratamento preferencial explícito. Paralelamente, as quatro operadoras alemãs do sistema de transmissão – 50Hertz, Amprion, TenneT Germany e TransnetBW – substituíram o antigo princípio de "primeiro a chegar, primeiro a ser servido" para a alocação de capacidade de conexão à rede de alta tensão por um procedimento de avaliação de maturidade, em 1º de abril de 2026. Este procedimento avaliará os projetos com base em critérios como aquisição de terrenos, situação das licenças, conceito técnico, viabilidade econômica e benefícios para a rede e o sistema. Será cobrada uma taxa fixa de € 50.000 por solicitação; caso a oferta de conexão seja aceita, deverá ser pago um depósito adicional de € 1.500 por megawatt.

O procedimento de avaliação de maturidade representa uma melhoria em relação a um estado completamente desregulamentado, mas não resolve o problema fundamental: aplica-se apenas à rede de alta tensão dos quatro operadores de sistemas de transmissão. Os operadores de sistemas de distribuição, em número muito maior, nos níveis de média e baixa tensão, permanecem sem qualquer procedimento vinculativo comparável. Para um projeto de baterias de grande escala que será conectado não à rede de alta tensão, mas a uma rede de distribuição regional, as antigas regras de acesso negociado à rede ainda se aplicam. A coexistência de exceções, períodos de transição, atos legais paralelos e a falta de mecanismos de transição criam um vácuo regulatório que frequentemente apresenta desafios de planejamento intransponíveis, mesmo para planejadores de projetos experientes.

Áreas de atuação: B2B, digitalização (de IA a XR), engenharia mecânica, logística, energias renováveis ​​e indústria

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AgNes e a questão da remuneração: Incentivos sem fundamento

Embora a questão estrutural da conexão à rede permaneça sem solução, a Agência Federal de Redes está abordando uma reforma fundamental do sistema de tarifas de rede no âmbito do procedimento de determinação do AgNes (Sistema Geral de Tarifas de Rede para Eletricidade). O foco está na planejada abolição da isenção geral de 20 anos das tarifas de rede para instalações de armazenamento, que até então era aplicada de acordo com o Artigo 118, Parágrafo 6, da Lei da Indústria de Energia (EnWG). Esta será substituída por um sistema diferenciado de componentes de financiamento e incentivo: tarifas de rede com função de financiamento garantem a participação nos custos da rede, enquanto preços dinâmicos de energia com função de incentivo visam recompensar o comportamento de serviço ao sistema por parte das instalações de armazenamento – ou seja, carregamento durante períodos de sobrecapacidade da rede e injeção de energia na rede durante situações de gargalo.

A Agência Federal de Redes justifica essa reorganização com base em exigências da legislação europeia: uma isenção geral para instalações de armazenamento não é sustentável sob a lei europeia e não contribui para a política energética. Do ponto de vista da agência, os incentivos para o comportamento adequado só podem ser criados se as tarifas de rede forem cobradas de forma generalizada. Associações do setor, especialmente a Associação Alemã de Armazenamento de Energia (BVES) e a Associação Alemã de Novas Indústrias de Energia (bne), discordam veementemente. Elas exigem proteção rigorosa para os investimentos com base na legislação anterior e alertam contra uma obrigação retroativa de pagamento de tarifas que poderia entrar em vigor a partir de 2 de setembro de 2021. Para projetos em andamento, tal regulamentação equivaleria a uma expropriação parcial de sua rentabilidade calculada. A incerteza de investimento criada por esse pêndulo regulatório dificulta ainda mais novos investimentos, além das barreiras já existentes à conexão à rede.

Conectividade de rede como um ponto cego: o potencial desperdiçado

Uma falha particularmente grave diz respeito à operação de sistemas de armazenamento de energia em baterias com suporte à rede. A distinção é fundamental, tanto técnica quanto economicamente: um sistema de armazenamento que opera puramente com base na arbitragem – carregando a baixo custo e descarregando a alto custo, unicamente com base nos preços da eletricidade no mercado atacadista – pode ter um efeito pró-cíclico no congestionamento da rede. Um sistema de armazenamento operado de forma a dar suporte à rede, por outro lado, carrega especificamente quando a rede local está sobrecarregada e injeta energia quando ocorrem gargalos. Isso reduz a necessidade de redistribuição, alivia a pressão sobre a infraestrutura e diminui os custos de expansão da rede.

Esse valor agregado sistêmico não está sendo adequadamente compensado nem aplicado de forma sistemática. A Agência Federal de Redes reconhece o problema: as tarifas dinâmicas de rede visam incentivar o comportamento de armazenamento de energia na rede de transmissão e em alta tensão a partir de 2029, contribuindo para o bom funcionamento do sistema. No entanto, isso também é um instrumento de incentivo, não uma ferramenta para participação no mercado. Antes que as instalações de armazenamento possam operar contribuindo para o bom funcionamento da rede, elas precisam estar conectadas a ela – sob condições justas, uniformes e transparentes. Enquanto o acesso à rede permanecer desregulamentado, qualquer discussão sobre estruturas de incentivo e sistemas de tarifas estará construída sobre areia movediça. É como debater regras de procedimento parlamentar antes mesmo de estar claro quem terá acesso à rede.

O processo de aprendizagem institucional: o que funcionou em 2005 e o que falta hoje

Em 2005, as condições para uma reforma regulatória bem-sucedida do acesso à rede elétrica eram notavelmente claras: havia vontade política dentro do Ministério da Economia, pressão europeia por meio das Diretivas de Aceleração da UE de 2003 e uma autoridade recém-criada com um mandato regulatório explícito. A Agência Federal de Redes não só foi incumbida da supervisão, como também recebeu o poder de definir ativamente padrões, revisar tarifas de rede e penalizar violações. O resultado foi uma mudança de paradigma: o acesso à rede negociado tornou-se acesso à rede regulamentado, e uma farsa de mercado transformou-se em um mercado genuíno.

O que falta em 2026 é a aplicação consistente deste plano ao mercado de armazenamento. Os pré-requisitos institucionais estão, em princípio, presentes. A Agência Federal de Redes possui a expertise e as ferramentas necessárias. O Ministério da Economia e Energia tem a responsabilidade política. As regulamentações da UE, em particular a Diretiva de Energias Renováveis ​​(RED III) e a nova Diretiva do Mercado de Eletricidade, fornecem o arcabouço normativo para a integração de sistemas de armazenamento. O que falta é a vontade política para implementar esse arcabouço de forma vinculativa e abrangente. Em vez disso, prevalece uma abordagem fragmentada: tratamento preferencial em regulamentações de construção aqui, mudanças processuais para operadores de sistemas de transmissão ali e debates sobre tarifas em outro lugar. Um arcabouço regulatório coerente e orientado para o sistema, para o acesso regulado à rede de sistemas de armazenamento de baterias – análogo à alteração de 2005 da Lei da Indústria de Energia – ainda está ausente.

Condições estruturais reguladas como catalisador de crescimento

A lógica econômica subjacente ao apelo por mais regulamentação é contraintuitiva, mas comprovada empiricamente: não é a menor regulamentação que cria mercados, mas sim uma regulamentação bem concebida. O mercado de eletricidade pós-2005 é o estudo de caso específico da Alemanha. Internacionalmente, existem outros exemplos: na Grã-Bretanha, o regime dos chamados Contratos por Diferença (CFDs) possibilitou um rápido crescimento no mercado de armazenamento, pois regras claras criaram segurança no planejamento e, consequentemente, disposição para investir. Nos EUA, a Ordem 841 da Comissão Federal de Regulação de Energia (FERC), de 2018, regulamentou explicitamente a participação de instalações de armazenamento nos mercados atacadistas, mobilizando, assim, um capital considerável.

O acesso regulamentado à rede elétrica para sistemas de armazenamento de baterias na Alemanha significaria essencialmente três coisas: primeiro, padrões de processo uniformes e vinculativos em todo o país para conexões à rede – com prazos definidos, requisitos técnicos padronizados e um procedimento de reclamações gerenciável; segundo, critérios claros e compreensíveis para modos de operação neutros e favoráveis ​​à rede dos sistemas de armazenamento; e terceiro, um mecanismo de remuneração para serviços efetivamente prestados ao sistema, que incentive os operadores de armazenamento não apenas a otimizar os lucros de arbitragem, mas também a contribuir ativamente para a estabilidade da rede. Tudo isso é tecnicamente viável e institucionalmente implementável. O que falta é a estrutura, não a substância.

Entre o projeto e a implementação: os gigawatts perdidos

A diferença entre o que é possível e o que é efetivamente realizado não é um conceito abstrato. No final de 2025, a carteira de projetos para armazenamento de energia em baterias em larga escala na Alemanha totalizava 9,5 gigawatts, dos quais 5,6 gigawatts estavam previstos para serem conectados à rede até o final de 2026 e 2027. Uma avaliação mais realista dos analistas de mercado pressupõe que uma parcela significativa desses projetos não será concluída no prazo devido a atrasos na conexão à rede. Cada gigawatt de capacidade de armazenamento de energia em baterias que não entra em operação conforme planejado representa um investimento de aproximadamente 500 milhões a um bilhão de euros que permanece sem uso, e uma consequente perda de flexibilidade para o sistema elétrico.

A própria Agência Federal de Redes salientou que uma expansão descontrolada das ligações à rede para armazenamento de baterias até 500 gigawatts sobrecarregaria a rede e faria com que os custos disparassem. Esta afirmação é tecnicamente correta, mas não deve ser interpretada como um argumento contra a regulação, e sim como um argumento a favor de uma regulação inteligente. Nem todas as ligações fazem sentido, nem todas as capacidades são benéficas para o sistema – mas precisamente por essa razão, são necessários critérios transparentes para a priorização e a tomada de decisões, e não decisões informais por parte de operadores de rede individuais com base no seu próprio critério. O procedimento de avaliação da maturidade dos operadores do sistema de transmissão é um passo na direção certa – mas apenas aborda uma extremidade da cadeia de valor e deixa a rede de distribuição intocada.

Opções de reforma: O que o acesso regulamentado à rede realmente significaria?

Um sistema regulamentado de acesso à rede para sistemas de armazenamento de baterias, que leve a sério as lições aprendidas entre 1998 e 2005, precisaria essencialmente abordar cinco dimensões. Primeiro, são necessários prazos vinculativos para as solicitações: os operadores da rede devem ser obrigados a responder aos pedidos de conexão à rede dentro de prazos definidos, comunicar os gargalos de capacidade de forma transparente e justificar as rejeições com razões técnicas verificáveis. Segundo, são necessários padrões técnicos mínimos padronizados nacionalmente para a conexão e operação de sistemas de armazenamento de baterias. Esses padrões salvaguardam o legítimo interesse dos operadores da rede na estabilidade da rede, sem permitir quaisquer requisitos especiais adicionais. Terceiro, os custos do processo devem ser distribuídos de forma justa – os subsídios para custos de construção não devem onerar os desenvolvedores de projetos a tal ponto que os investimentos se tornem antieconômicos, como critica corretamente a Sociedade Alemã de Energia de Baterias (BVES).

Em quarto lugar, um conjunto claro de regras para práticas operacionais que respeitem a rede elétrica já deveria ter sido implementado há muito tempo. Instalações de armazenamento que comprovadamente operam de forma sustentável não só devem ser recompensadas com tarifas dinâmicas, como também devem receber acesso preferencial à rede. Isso cria incentivos para comportamentos economicamente desejáveis ​​e evita os sistemas de armazenamento com arbitragem errática, criticados pela Agência Federal de Redes (FNA). Em quinto lugar, é necessária uma autoridade reguladora independente com poderes de sanção genuínos – e, nesse aspecto, a FNA já tem a obrigação de usar seus instrumentos existentes de forma mais consistente. O paralelo com 2005 também é evidente: somente quando a autoridade reguladora de fato detinha os poderes e os utilizava é que o comportamento dos operadores da rede elétrica mudou.

Responsabilidade política em tempos de turbulência

A dimensão política desta questão não deve ser subestimada. A Alemanha atravessa um período de mudanças estruturais aceleradas no seu fornecimento de energia. A participação das energias renováveis ​​na geração de eletricidade está em constante crescimento, a volatilidade da injeção de energia na rede está aumentando e a necessidade de flexibilidade controlável está crescendo proporcionalmente. O armazenamento em baterias não é uma tecnologia complementar neste contexto, mas sim uma infraestrutura sistêmica que está assumindo cada vez mais a função anteriormente desempenhada pelas usinas termelétricas a combustíveis fósseis para geração de pico. Os formuladores de políticas têm enfatizado a necessidade de sincronizar melhor a expansão das energias renováveis ​​com a expansão da rede elétrica, tanto espacial quanto temporalmente. O armazenamento em baterias é um instrumento mais econômico e de implementação mais rápida do que a expansão da rede – mas somente se puder ser efetivamente integrado à rede.

O paradoxo político reside no fato de que, por um lado, os legisladores estão estabelecendo metas ambiciosas de proteção climática e de expansão de energias renováveis, enquanto, por outro, deixam incompleto o arcabouço regulatório para a infraestrutura necessária do sistema. Isso não é coincidência, mas sim o resultado de uma complexa teia de interesses: as operadoras de rede estabelecidas se beneficiam do status quo e têm poucos incentivos para restringir sua margem de manobra por meio de regras vinculativas. Os novos atores, por outro lado — desenvolvedores de projetos, investidores, empresas de tecnologia — são numerosos e bem capitalizados, mas menos consolidados politicamente do que o setor energético tradicional. Os legisladores, portanto, enfrentam o clássico desafio regulatório: devem criar um mercado que os participantes do mercado não podem, ou não querem, criar por conta própria.

O horizonte temporal é decisivo: regulamentação agora ou bilhões em custos mais tarde

O momento desta decisão é crucial. Cada ano sem acesso regulamentado à rede para armazenamento de baterias é um ano em que a gestão do congestionamento da rede custa bilhões, em que os investimentos não são feitos ou são direcionados para o exterior, e em que a lacuna entre a meta de expansão e a realidade aumenta. O governo alemão estabeleceu a meta de aumentar a capacidade instalada de armazenamento de baterias para cerca de 100 gigawatts-hora até 2030. No ritmo atual de expansão e com a estrutura regulatória existente, essa meta dificilmente será alcançada. Os projetos estão em desenvolvimento, o capital está disponível, a tecnologia está disponível – o que falta é a chave regulatória que abre a porta.

A história nos ensina que a alteração de 2005 à Lei da Indústria Energética (EnWG) levou meses, e não anos, para surtir efeito. Regras uniformes, normas aplicáveis ​​e uma autoridade reguladora competente podem transformar os mercados rapidamente. O que a Alemanha precisa para o boom das baterias em 2026 não é mais paciência, mas mais determinação. O Ministério Federal da Economia e Energia e a Agência Federal de Redes possuem conjuntamente os instrumentos legais para promover essa transformação. A questão não é técnica nem institucional. É política.

Trinta anos após a primeira tentativa de liberalizar o mercado de eletricidade alemão e vinte anos após o sucesso da solução regulatória, a Alemanha encontra-se novamente numa encruzilhada. O boom das baterias é real, a procura é urgente e o modelo para a solução está nos Arquivos Federais. Seria um fracasso extraordinário ter de aprender a mesma lição duas vezes.