Transição energética da Alemanha: entre expansão recorde e falha do sistema – Imagem: Xpert.Digital
Bilhões em custos com energia fantasma e preços negativos na bolsa de eletricidade: a falha fatal do sistema de energia verde
Fim das tarifas de incentivo? Redes elétricas no limite: por que a expansão da energia solar e eólica está se tornando um problema repentinamente?
A Alemanha está expandindo suas usinas de energia eólica e solar em ritmo recorde, mas a rede elétrica não consegue mais lidar com a enorme quantidade de energia gerada. O resultado é um paradoxo absurdo: enquanto as usinas de energia renovável no norte precisam ser desativadas em massa devido à falta de linhas de transmissão, bilhões são investidos em sistemas de energia de reserva caros no sul. Essa falha sistêmica não só está elevando as tarifas de rede, como também levando cada vez mais a preços negativos da eletricidade, onde a energia não vale nada. De acordo com os estudos mais recentes, o custo total da transição energética pode chegar a cinco trilhões de euros. Diante desse iminente colapso financeiro e estrutural, os formuladores de políticas estão considerando uma mudança radical de rumo: um novo plano de 10 pontos pretende acionar o freio de emergência e substituir a expansão indiscriminada da capacidade por uma integração inteligente do sistema. Mas será que essa mudança de rumo acontecerá a tempo?
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A Alemanha enfrenta um paradoxo de política energética de proporções históricas. A capacidade instalada de energias renováveis cresce a um ritmo que quase ninguém imaginaria ser possível há poucos anos. Ao mesmo tempo, surge uma lacuna cada vez maior entre o que poderia ser tecnicamente gerado e o que a rede elétrica consegue, de fato, absorver, transportar e utilizar. Essa fragilidade na base da transição energética gera custos de bilhões de euros anualmente, que acabam sendo arcados pelos consumidores de eletricidade. Somente em 2024, os custos com a gestão do congestionamento da rede chegaram a cerca de € 2,78 bilhões. Enquanto as usinas de energia renovável no norte do país têm sua produção reduzida, as usinas convencionais no sul precisam ser ampliadas ou é necessário adquirir eletricidade importada a preços exorbitantes para garantir o fornecimento. Trata-se de um duplo fardo absurdo que compromete toda a promessa de energia verde acessível.
Nesse contexto, é perfeitamente lógico que a Ministra Federal da Economia, Katherina Reiche, tenha apresentado, em setembro de 2025, um plano de 10 pontos para realinhar a transição energética. O plano representa uma mudança de paradigma: deixa de ser uma simples expansão da capacidade a qualquer custo e passa a ser uma abordagem sistêmica na qual os custos, a segurança do abastecimento e a usabilidade real da energia verde recebem igual prioridade, juntamente com a proteção climática. Se essa mudança de rumo ocorrerá a tempo e se será suficiente é a questão crucial para os próximos anos.
Quando a abundância se torna um fator de custo: o paradoxo da redução
O principal problema da transição energética da Alemanha pode ser resumido em uma única frase: a produção de energia verde excede a capacidade de processamento do sistema. Em 2024, a geração de energia renovável teve que ser reduzida em 3,5% do total. O cenário foi particularmente drástico no setor fotovoltaico, onde a redução da produção aumentou 97%, chegando a 1.389 gigawatts-hora. A Baviera foi, de longe, a região mais afetada, com 986 gigawatts-hora.
As causas residem não apenas na natureza das energias renováveis, mas também em um sistema elétrico que não acompanhou o ritmo de expansão. A Agência Federal de Redes cita a rápida expansão da energia fotovoltaica e a irradiação solar excepcionalmente alta no verão de 2024 como os principais motivos. O que à primeira vista parece uma boa notícia – mais sol, mais energia solar – revela-se, na realidade, um problema estrutural se a rede simplesmente não conseguir transportar a eletricidade para onde ela é necessária.
As consequências financeiras são significativas. Em 2024, foram pagos € 554 milhões em indenizações aos operadores de usinas de energia renovável com produção reduzida. Os custos totais da gestão do congestionamento da rede, que incluem tanto a redução da produção quanto o redistribuição convencional, totalizaram € 2,78 bilhões. Isso representa uma diminuição em comparação com o ano anterior, mas ainda é um valor preocupante. Principalmente porque os custos já haviam aumentado novamente para € 667 milhões no terceiro trimestre de 2025, em comparação com € 608 milhões no mesmo trimestre do ano anterior.
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Preços negativos da eletricidade: o termômetro de um mercado doente
Mais claramente do que os números de redução de produção, os preços negativos da eletricidade demonstram a disfuncionalidade do sistema atual. Um novo recorde foi atingido em 2025: 573 horas com preços negativos da eletricidade no mercado atacadista, um aumento de cerca de 25% em comparação com o ano anterior, que já havia batido recordes. Somente em junho de 2025, houve 141 dessas horas, o que significa que, em três de cada quatro dias ao meio-dia, a eletricidade no mercado atacadista valia menos que nada.
O valor extremo foi atingido em 11 de maio de 2025, a -25 centavos de dólar por quilowatt-hora, enquanto em janeiro do mesmo ano, a eletricidade chegou a custar temporariamente até 58 centavos de dólar por quilowatt-hora. Essa enorme volatilidade não é um reflexo de um mercado funcionando corretamente emitindo sinais de escassez, mas sim um sintoma de um desequilíbrio estrutural entre geração e demanda. Como bem observou a fornecedora de energia elétrica Enpal, esse desenvolvimento demonstra uma discrepância crescente entre geração e demanda, bem como um sistema energético insuficientemente flexível e digitalizado, com capacidade inadequada de armazenamento inteligente.
Para os consumidores, preços negativos no mercado atacadista não significam contas de luz mais baixas. Os preços negativos ocorrem exclusivamente no mercado atacadista e não chegam à maioria das residências, já que predominam os contratos de longo prazo com preços fixos. Ao mesmo tempo, surgem custos adicionais para o público em geral, porque as tarifas de incentivo para muitos sistemas de energia solar existentes são pagas mesmo quando a eletricidade não tem valor na bolsa de valores. Os contribuintes, portanto, estão subsidiando eletricidade que ninguém precisa e, simultaneamente, pagando pela eletricidade de reposição que precisa ser gerada em outro lugar.
O plano de dez pontos de Reich: uma correção de rumo com potencial explosivo
Em 15 de setembro de 2025, a Ministra Federal da Economia, Katherina Reiche, deu início à esperada mudança na política energética. Seu plano de 10 pontos baseia-se em um relatório de monitoramento abrangente que avaliou sistematicamente o progresso da transição energética. Reiche falou de um ponto de inflexão na transição energética e deixou claro que o foco anterior na expansão rápida deveria dar lugar a uma nova priorização centrada na confiabilidade, segurança do abastecimento, acessibilidade e custo-eficiência.
Os principais elementos do plano incluem uma avaliação honesta da demanda, baseada em uma demanda de eletricidade significativamente menor do que a anteriormente prevista: de 600 a 700 terawatts-hora para 2030, em vez dos 750 terawatts-hora projetados anteriormente. A tarifa fixa de incentivo para novas usinas de energia solar e eólica será abolida. Em vez disso, as energias renováveis serão promovidas de forma mais eficaz, com base no apoio do mercado e do sistema – o que significa que a remuneração não será baseada apenas na quantidade de eletricidade gerada, mas sim na real necessidade dessa eletricidade e na sua capacidade de integração à rede elétrica.
Além disso, o plano prevê a introdução de um mercado de capacidade tecnologicamente neutro, que visa garantir a segurança do abastecimento por meio de licitações. A flexibilização do sistema elétrico por meio de medidores inteligentes, cuja taxa de instalação na Alemanha é atualmente inferior a três por cento, é identificada como um instrumento fundamental. A redução de subsídios, a promoção pragmática da produção de hidrogênio e o uso de CCS/CCU como tecnologias de proteção climática também estão incluídos no conjunto de medidas.
As indústrias com alto consumo de energia receberam bem a mudança de rumo, enquanto grupos ambientalistas e a oposição soam o alarme, temendo que as metas climáticas sejam perdidas de vista. Os Verdes, em particular, criticam o chamado pacote de rede de Reiche, argumentando que ele efetivamente elimina o acesso prioritário à rede anteriormente garantido para usinas eólicas e solares e desacelera a expansão das energias renováveis em vez de gerenciá-la de forma inteligente.
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O cerne desse avanço tecnológico reside no afastamento deliberado da montagem convencional com grampos, padrão há décadas. O novo sistema de montagem, mais rápido e econômico, aborda essa questão com um conceito fundamentalmente diferente e mais inteligente. Em vez de fixar os módulos em pontos específicos, eles são inseridos em um trilho de suporte contínuo com formato especial, sendo mantidos firmemente no lugar. Esse design garante que todas as forças – sejam cargas estáticas da neve ou cargas dinâmicas do vento – sejam distribuídas uniformemente por toda a extensão da estrutura do módulo.
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Expansão da rede: o verdadeiro gargalo da transformação
O diagnóstico mais honesto do sistema energético alemão é este: o gargalo está na rede elétrica, não na geração. No norte, a energia eólica é limitada porque não há linhas de transmissão suficientes para transportá-la até o sul. Lá, as usinas termelétricas a gás precisam então ser acionadas ou a eletricidade importada, a um custo elevado, precisa ser adquirida. Cerca de 74% dos gargalos na rede que levaram à redução da geração de energia renovável em 2024 estavam na rede de transmissão. Ao mesmo tempo, observa-se uma mudança preocupante em direção às redes de distribuição: a participação destas nos gargalos aumentou de 20% em 2023 para 26% em 2024 e, no segundo trimestre de 2025, 49% das medidas de redistribução no setor de energias renováveis já se deviam a gargalos na rede de distribuição.
Sinais positivos estão vindo dos principais projetos de corrente contínua (CC). O SuedLink, o maior projeto de CC atualmente em construção, recebeu aprovação total em outubro de 2025. Ele conecta Schleswig-Holstein a Baden-Württemberg e à Baviera por meio de dois cabos subterrâneos, cada um com capacidade de transmissão de dois gigawatts. O SuedOstLink, que transportará corrente contínua de alta tensão da Saxônia-Anhalt para a Baviera ao longo de aproximadamente 543 quilômetros, também recebeu aprovação total em julho de 2025 e está previsto para entrar em operação em 2027. Os operadores do sistema de transmissão preveem uma redução significativa nos volumes de redistribuição entre 2028 e 2030, após a entrada em operação dessas linhas.
Mas até lá, a lacuna persistirá e os custos continuarão a aumentar. O estudo da DIHK, realizado pela Frontier Economics, estima que os custos de rede — ou seja, investimentos e operações contínuas em redes de transmissão e distribuição — totalizem cerca de € 1,2 trilhão até 2049. Essa enorme necessidade de capital levanta a questão de se os modelos de financiamento existentes, baseados em tarifas de rede, continuarão viáveis. Reiche anunciou planos para reduzir as tarifas de rede em 2026 por meio de um subsídio federal de € 6,5 bilhões do Fundo para o Clima e a Transformação, a fim de aliviar a situação da indústria, das pequenas e médias empresas e dos consumidores.
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Armazenamento e flexibilidade: o terceiro pilar que faltava
Além da expansão da rede elétrica, o desenvolvimento da capacidade de armazenamento é o segundo grande desafio sem o qual a transição energética não poderá ser bem-sucedida. As previsões oficiais indicam que cerca de 18 gigawatts de armazenamento em baterias de grande escala estarão conectados à rede até 2030 e aproximadamente 45 gigawatts até 2045. O ritmo das solicitações de conexão à rede é impressionante: em 2024, quase 10.000 solicitações de conexão foram submetidas em níveis de média tensão e superiores, com uma potência total de 400 gigawatts e uma capacidade de 661 gigawatts-hora. As solicitações acumuladas agora totalizam cerca de 500 gigawatts, 28 vezes o que é esperado para 2030.
Esse aumento repentino na demanda está sobrecarregando estruturalmente as operadoras de rede. A conexão à rede elétrica tornou-se o principal gargalo para a expansão do armazenamento. Em algumas regiões de distribuição, o aumento anual nas solicitações de conexão ultrapassou 400%. O resultado é paradoxal: por um lado, o armazenamento é urgentemente necessário, enquanto, por outro, muitos projetos viáveis carecem de uma base sólida para planejamento devido à falta de transparência quanto à disponibilidade de conexão e à ausência de requisitos legais uniformes para procedimentos e prazos de processamento.
No final de 2025, entraram em vigor simplificações legais para facilitar a construção e a operação de sistemas de armazenamento de energia em larga escala. As instalações de armazenamento de energia deixaram de estar sujeitas às regulamentações de conexão à rede elétrica e, portanto, não são tratadas como usinas convencionais. No entanto, um problema crucial persiste: os sistemas de armazenamento de energia que não operam de forma compatível com a rede podem, na verdade, agravar o congestionamento da rede se todos reagirem simultaneamente aos sinais de preço. Um sistema de tarifas de rede que recompense especificamente o comportamento compatível com a rede, em vez de penalizar a flexibilidade, é, portanto, tão urgente quanto a própria expansão física.
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Períodos de baixa energia e a questão do desempenho garantido
O debate em torno da capacidade de geração de energia de reserva para períodos sem energia eólica e solar ganhou nova urgência devido à crescente participação das energias renováveis. A Alemanha mantém atualmente cerca de 65 gigawatts de capacidade despachável proveniente de usinas termelétricas a gás e carvão para suprir lacunas no fornecimento. Estudos sobre o sistema elétrico em 2035 projetam uma necessidade total de capacidade de reserva de cerca de 76 gigawatts, dos quais aproximadamente 15 gigawatts poderiam ser cobertos por energia hidrelétrica e bioenergia, enquanto os 61 gigawatts restantes precisariam ser fornecidos por gás ou hidrogênio. Para atingir esse número, seriam necessários pelo menos 23 gigawatts adicionais de capacidade de usinas termelétricas a gás, além dos 38 gigawatts existentes.
Em janeiro de 2026, a Comissão Europeia deu luz verde à construção de novas centrais termoelétricas a gás na Alemanha, destinadas a servir como reserva durante períodos em que as energias renováveis não consigam suprir a demanda de eletricidade. No entanto, o financiamento permanece incerto. O plano de 10 pontos de Reich coloca as centrais termoelétricas a gás no centro da estratégia de flexibilidade e prevê clareza em relação ao processo de licitação até o final de 2025.
A Associação Alemã de Novas Indústrias de Energia (BNE) alerta, no entanto, que um mercado de capacidade excessivamente dependente de usinas termelétricas a gás pode ser contraproducente, pois prejudicaria os modelos de negócios para armazenamento em baterias e consolidaria altos custos operacionais de longo prazo no sistema elétrico. A associação, em vez disso, delineia uma abordagem em três frentes: flexibilidade de curto prazo por meio de baterias, segurança de médio prazo via bioenergia flexível e balanceamento de carga, e gases renováveis e armazenamento sazonal de longo prazo. Como frequentemente acontece, a solução provavelmente reside em uma combinação inteligente de todas essas opções.
Cinco trilhões de euros: o verdadeiro custo da transição energética
Para compreender a dimensão do desafio que a Alemanha enfrenta, é preciso analisar os custos totais. Um estudo encomendado pela Câmara Alemã de Indústria e Comércio (DIHK) e conduzido pela Frontier Economics chega a uma conclusão alarmante: se a atual política energética for mantida, os custos totais da transição energética ficarão entre 4,8 e 5,4 trilhões de euros entre 2025 e 2049. Essa soma compreende de 2,0 a 2,3 trilhões de euros em importações de energia, aproximadamente 1,2 trilhão de euros em expansão da rede elétrica, de 1,1 a 1,5 trilhão de euros em nova capacidade de geração e cerca de 500 bilhões de euros em custos operacionais.
A partir de 2030, os custos anuais do sistema aumentarão para entre 212 e 229 bilhões de euros, podendo chegar a 257 bilhões de euros por ano em cenários de aprendizado tecnológico menos favoráveis. Os investimentos anuais necessários para a transição energética teriam que, no mínimo, dobrar até 2035, passando do nível atual de cerca de 82 bilhões de euros para entre 113 e 316 bilhões de euros, o que corresponderia a até 40% do investimento privado bruto total na Alemanha.
Ao mesmo tempo, o estudo aponta para uma solução: uma abordagem tecnologicamente neutra e orientada para o mercado, que a DIHK denomina Plano B, poderia reduzir os custos totais em € 530 a € 910 bilhões até 2050 – uma redução de custos de 11% a 17%. As principais alavancas incluem o aumento do uso do comércio de emissões de CO2, a neutralidade tecnológica nas fontes de energia, uma política climática coordenada internacionalmente e o aumento do uso da infraestrutura de gás existente para vetores energéticos favoráveis ao clima, como o hidrogênio.
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Integração em vez de mera instalação: o que precisa acontecer agora?
A principal lição dos últimos anos é que a transição energética não fracassará por falta de capacidade de geração, mas sim pela falta de integração do sistema. Os custos das tarifas de incentivo à produção de energia renovável já oneraram o orçamento federal em aproximadamente € 17,8 bilhões em 2024, com uma projeção de aumento para € 22,9 bilhões em cinco anos. A isso se somam os bilhões gastos na gestão do congestionamento da rede e os custos indiretos dos preços negativos da eletricidade. Esses não são custos inevitáveis da proteção climática, mas sim os custos de um sistema que não acompanhou a expansão das energias renováveis.
As medidas atualmente em discussão são fundamentalmente sólidas. Sincronizar a expansão das energias renováveis com o desenvolvimento da rede elétrica não é um obstáculo à proteção climática, mas sim um pré-requisito para garantir que cada quilowatt-hora de energia verde gerada seja efetivamente utilizada. Desenvolver uma infraestrutura de armazenamento inteligente que suporte a rede e não apenas reaja a sinais de preço é tão essencial quanto criar capacidade de reserva suficiente para períodos de baixa geração de energia eólica e solar. Acelerar os processos de licenciamento, digitalizar a rede por meio de medidores inteligentes e reformar o modelo de mercado não são adições opcionais, mas sim requisitos fundamentais.
O verdadeiro desafio político reside em implementar esse realinhamento sem colocar em xeque o caminho fundamental da transformação. A Alemanha não pode arcar com os custos do status quo, onde bilhões são desperdiçados com a redução da produção de eletricidade e preços negativos no mercado atacadista, nem com um retrocesso para um fornecimento de energia baseado em combustíveis fósseis, o que não é uma opção viável diante da crise climática. O caminho a seguir inevitavelmente passa por uma maior integração de mercado, um pensamento mais sistêmico e uma visão menos limitada de todos os lados. A questão não é mais se a transição energética será cara, porque já é. A questão é se a Alemanha está finalmente preparada para analisá-la de forma inteligente e sistêmica até suas conclusões, em vez de continuar financiando os sintomas de um sistema falho com bilhões de euros.
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