Por que a rede elétrica da Alemanha está se tornando o projeto de renovação mais caro da transição energética?

Retorno de 24% sem risco: como as operadoras de rede lucram às custas dos cidadãos

Uma duplicação dos custos da rede elétrica até 2045? Termos como "explosão de custos" dominam atualmente o debate político em torno da transição energética, mas desviam a atenção do verdadeiro escândalo. Uma análise contundente da consultoria de gestão 3EPunkt revela a dura realidade: não é a expansão urgentemente necessária que torna nossa rede elétrica o projeto mais caro da Europa, mas sim um sistema repleto de falhas acumuladas ao longo da história. Enquanto os consumidores e a classe média menos privilegiada arcam com os custos, os monopolistas da rede acumulam retornos exorbitantes garantidos pelo Estado, que por vezes ultrapassam os 24%. Ao mesmo tempo, uma complexa rede de 851 operadores regionais e incentivos regulatórios perversos bloqueiam a digitalização urgentemente necessária. Vamos analisar os verdadeiros fatores que impulsionam os custos da transição energética e uma falha histórica na reforma política que custará aos cidadãos dezenas de bilhões de euros anualmente, a menos que uma mudança de rumo seja implementada imediatamente.

O grande equívoco: o aumento dos custos não é o mesmo que uma explosão

Poucos temas da política energética alemã são tão persistentemente mal compreendidos quanto os custos da rede elétrica. Os debates políticos são dominados por jargões como "explosão de custos" e "aumento exorbitante das tarifas de rede", sugerindo que a iminente expansão da rede para a transição energética se tornará um fardo financeiro quase insuportável para consumidores e indústrias. Muitos comentaristas, no entanto, confundem duas coisas fundamentalmente diferentes: o aumento absoluto dos custos da rede, por um lado, e os custos específicos por quilowatt-hora consumido, por outro. Um estudo de Tim Meyer, fundador da consultoria de gestão 3EPunkt, com sede em Berlim, apresenta uma análise sóbria, sem paralelo em sua clareza e impacto político.

Os dados da Associação Alemã das Indústrias de Energia e Água (BDEW), compilados pelas empresas de pesquisa Frontier Economics e Consentec, constituem o ponto de partida da análise: prevê-se que os custos absolutos da rede elétrica aumentem de pouco menos de € 30 a € 32 bilhões anualmente hoje para cerca de € 70 bilhões até 2045. Isso soa como uma duplicação e está gerando alarme político correspondente. No entanto, essa avaliação ignora o fato de que o consumo de eletricidade na Alemanha pelo menos dobrará durante o mesmo período – uma previsão compartilhada tanto pela Agência Federal de Redes quanto por institutos de pesquisa independentes. Aqueles que transmitem o dobro de eletricidade por meio de uma rede com o dobro da capacidade não pagarão mais por quilowatt-hora do que pagam hoje – pagarão o mesmo valor. A tão citada "explosão de custos" revela-se, após uma análise mais detalhada, um artefato estatístico resultante de parâmetros de referência falhos.

O verdadeiro problema reside noutro lugar: na quantidade de dinheiro que é gasta desnecessariamente, apesar do aumento da procura e da expansão das redes, porque o sistema é organizado de forma ineficiente, cria incentivos perversos e preserva privilégios estruturais que são politicamente convenientes, mas economicamente injustificáveis. O estudo da 3EPunkt quantifica o potencial de poupança já hoje alcançável em 5,2 mil milhões de euros anuais – este potencial irá crescer para 12,4 mil milhões de euros por ano até 2045, o que corresponde a aproximadamente 17% dos custos totais da rede projetados para esse período.

Os fundamentos da transição energética: o que as redes de distribuição podem fazer e por que são subestimadas

Para entender por que o debate sobre a reforma é tão urgente, é preciso primeiro considerar a enorme escala da rede de distribuição. Com aproximadamente 1,9 a 2 milhões de quilômetros de cabos e centenas de milhares de transformadores, a rede de distribuição representa, de longe, o maior segmento da infraestrutura elétrica da Alemanha. Ela abrange todos os níveis de tensão abaixo das redes de transmissão de alta tensão das principais operadoras – da média tensão à baixa tensão, chegando até as conexões individuais das residências. Essa rede responde por mais de 60% dos custos totais da rede, tornando-se, de longe, a parte mais cara do sistema de fornecimento de energia elétrica alemão.

A importância das redes de distribuição vai muito além do seu custo. Elas são o verdadeiro palco onde a transição energética está acontecendo. Praticamente todos os sistemas fotovoltaicos, a grande maioria das turbinas eólicas, os sistemas de armazenamento de energia em larga escala, as bombas de calor e as estações de carregamento para veículos elétricos estão conectados à rede de distribuição. A mudança tecnológica rumo a um fornecimento de energia descentralizado e renovável, portanto, não está ocorrendo nas principais linhas de transmissão de alta tensão entre regiões, mas sim na densa rede de cabos, subestações e conexões que cruzam nossas cidades, vilas e áreas industriais. Qualquer pessoa que negligencie ou opere as redes de distribuição de forma ineficiente está prejudicando diretamente a transição energética – independentemente do investimento em energia eólica offshore ou em novas linhas de transmissão.

Essas redes de distribuição na Alemanha são operadas por mais de 850 operadores de rede legalmente independentes. Esse número por si só já indica o problema estrutural central da análise da 3EPunkt: uma fragmentação historicamente desenvolvida, sem paralelo em qualquer outro país industrializado comparável, que impediu melhorias sistemáticas de eficiência por décadas.

Incentivos perversos por meio do design: por que o sistema regulatório penaliza a digitalização

A primeira e potencialmente mais grave falha sistêmica diz respeito ao cerne da regulação de redes: a regulação por incentivos pela Agência Federal de Redes. O sistema de tarifas de rede regulamentadas estipula que as operadoras de rede podem repassar seus custos aos clientes por meio de uma estrutura de receita aprovada. Isso parece razoável, mas contém um desequilíbrio fatal na estrutura de incentivos.

Investimentos em capacidade física da rede – novos cabos, novos transformadores, novas subestações – são prontamente reconhecidos e refinanciados pelos órgãos reguladores. Investimentos em digitalização, sistemas de medição inteligente, plataformas de flexibilidade ou infraestrutura de dados para uma rede inteligente, no entanto, são mais difíceis de integrar ao modelo de receita e oferecem aos operadores de rede poucos benefícios regulatórios mensuráveis. O resultado é uma lógica de investimento distorcida: os operadores de rede preferem expandir a capacidade convencional porque isso está em conformidade com o quadro regulatório – mesmo quando o controle inteligente e a flexibilidade poderiam alcançar o mesmo resultado a um custo muito menor.

A extensão dessa distorção estrutural é considerável. O relatório de monitoramento do governo alemão sugere que a digitalização consistente e o aumento da flexibilidade na operação da rede elétrica poderiam economizar até 30% do investimento necessário para as redes de distribuição. Com base nas previsões para 2045, isso corresponderia a uma economia de cerca de sete bilhões de euros por ano, apenas com a modernização do modelo operacional – sem a necessidade de instalar um único metro a menos de cabo ou conectar uma única bomba de calor a menos. A conexão de uma residência unifamiliar à rede elétrica, por vezes, é utilizada em apenas 1% de sua capacidade atualmente, enquanto um parque solar típico utiliza cerca de 10%. Em uma rede flexível e controlada digitalmente, essa utilização ridiculamente baixa poderia ser drasticamente melhorada – com benefícios diretos em termos de custos para todos os usuários.

A implementação dos contadores inteligentes é sintomática do dilema da Alemanha. Enquanto quase todos os domicílios na Suécia, Dinamarca e Itália estão equipados com um contador inteligente, menos de 5% dos domicílios na Alemanha terão um desses dispositivos até o início de 2025. A lei de 2023 sobre a retomada da digitalização da transição energética visa impulsionar essa implementação, mas os incentivos estruturais perversos presentes na regulamentação permanecem inalterados. Enquanto as operadoras de rede não receberem tratamento regulatório preferencial para a operação de sistemas inteligentes em comparação com a expansão convencional da capacidade, as soluções inteligentes continuarão sendo o produto de nicho que são hoje.

A dispendiosa colcha de retalhos: 851 áreas de rede e a falha da padronização

A segunda falha sistêmica crucial é de natureza estrutural e aborda um tema politicamente sensível: a extrema fragmentação da operação da rede elétrica alemã. Com 851 áreas de rede independentes, a Alemanha opera um sistema que historicamente se desenvolveu a partir de serviços públicos municipais e que agora se tornou um enorme problema de ineficiência econômica.

Cada uma dessas operadoras de rede mantém seus próprios padrões técnicos para componentes como transformadores, painéis elétricos e cabos. Cada uma opera seus próprios sistemas de TI e software para documentação de rede, gerenciamento de operações e comunicação com o cliente. Cada uma possui seus próprios processos de aquisição, procedimentos de licitação e sistemas de faturamento. Isso leva a uma proliferação massiva de custos administrativos, impede economias de escala nas aquisições e torna soluções para todo o setor praticamente impossíveis. O estudo de Tim Meyer quantifica a economia potencial por meio da padronização e desfragmentação em cerca de três bilhões de euros anualmente – projeção para o ano de 2045; o valor atual é correspondentemente menor, mas já substancial.

Essa constatação é politicamente inconveniente porque uma parcela significativa das pequenas operadoras de redes de distribuição são de propriedade municipal ou integradas às estruturas municipais. Para muitos municípios, os serviços públicos não são apenas um ativo econômico, mas também um instrumento de autogoverno local, geração de empregos e fortalecimento da identidade regional. A consolidação ou padronização acarretaria o risco de conflitos com representantes municipais, sindicatos e grupos de interesse locais. Portanto, como Meyer afirmou ao apresentar seu estudo, essa questão, apesar de sua óbvia importância, não está sendo abordada. Trata-se de um exemplo flagrante de covardia política em detrimento do público.

Uma comparação europeia mostra que existem outras maneiras de fazer as coisas. Países como França, Holanda e Dinamarca desenvolveram estruturas de rede de distribuição significativamente mais consolidadas, permitindo custos operacionais mais baixos, padrões técnicos mais elevados e tempos de resposta mais rápidos para a integração de novas tecnologias. A Alemanha está estruturalmente atrasada nesse aspecto — não por falta de experiência ou conhecimento técnico, mas devido a um sistema político que prioriza a preservação de interesses particulares em detrimento da eficiência social geral.

Lucros monopolistas na terra de ninguém da regulamentação: Quando as operadoras de rede acumulam lucros exorbitantes

A terceira falha sistêmica é, de uma perspectiva econômica, a mais fácil de quantificar – e, simultaneamente, a mais explosiva politicamente. As redes elétricas são monopólios naturais. Qualquer pessoa com ligação elétrica depende necessariamente da operadora da rede de sua área de fornecimento – não há alternativa, nenhum fornecedor para o qual se possa mudar, nenhuma comparação de preços que coloque as forças de mercado em movimento. É precisamente por isso que o Estado regula os lucros desses monopolistas – pelo menos em teoria.

A prática difere consideravelmente da teoria. Uma análise de 22 operadoras de rede, que constitui a base do estudo da 3EPunkt, revelou retornos médios sobre o patrimônio líquido superiores a 24% para o ano de 2025. Esse número é notável mesmo no contexto econômico mais amplo: mesmo para empresas de alto risco que operam em mercados competitivos, um retorno sobre o patrimônio líquido superior a 15% é considerado excepcional. Para uma empresa monopolista regulamentada, com receitas legalmente garantidas, risco de mercado mínimo e refinanciamento com apoio governamental, tal retorno é simplesmente injustificável.

A causa reside numa discrepância entre o retorno sobre o investimento calculado pela Agência Federal de Redes e os retornos de mercado efetivamente obtidos. Devido à sua posição monopolista de baixo risco, as operadoras de rede conseguem captar capital em condições significativamente mais favoráveis ​​do que as previstas pelos cálculos regulamentares – e embolsar a diferença como lucro extra. Na sua análise, Meyer considera que um retorno sobre o património líquido de cerca de oito por cento é adequado – um valor que ainda seria suficientemente atrativo para mobilizar capital suficiente para os investimentos necessários na rede. A diferença entre o nível atual e este valor justo corresponde a uma poupança potencial de 2,3 mil milhões de euros por ano até 2045.

Embora a Agência Federal de Redes tenha tomado medidas nos últimos anos para reduzir as taxas de juros sobre o capital próprio, fixando-as em 5,07% para novas instalações e 3,51% para instalações existentes no atual período regulatório (2024-2028), o que representa um progresso, isso dificilmente explica os retornos reais, que por vezes ultrapassam os 24% – sugerindo uma considerável margem de manobra na gestão de custos por parte das próprias operadoras de rede. Em 2025, a revista SPIEGEL noticiou uma prática deliberada de operadoras de rede registrarem custos excessivos nos anos de referência do período regulatório, a fim de lucrar posteriormente, durante anos a fio, com as receitas aprovadas – um problema sistêmico que a Agência Federal de Redes pretende combater com a redução planejada dos períodos regulatórios para três anos.

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O problema do financiamento estrutural: quem paga quando todos querem economizar dinheiro?

Além das ineficiências imediatas, existe um profundo problema estrutural no financiamento dos custos de rede, criado por incentivos perversos no sistema de preços vigente. Os custos de rede são, por sua própria natureza, custos essencialmente fixos – custos para fornecer e manter a infraestrutura, incorridos independentemente da quantidade de eletricidade que esteja efetivamente fluindo em um dado momento. Um quilômetro de cabo custa praticamente o mesmo, quer esteja sendo utilizado a 2% ou a 80% da sua capacidade.

O sistema atual de tarifas de rede, no entanto, baseia as obrigações de pagamento principalmente no consumo de energia – ou seja, na quantidade de quilowatts-hora transmitidos. Isso cria um problema de distribuição que se agrava com o aumento da penetração de prosumidores. Residências com seus próprios sistemas fotovoltaicos e armazenamento doméstico consomem significativamente menos eletricidade fornecida pela rede, mas ainda a utilizam – para injeção na rede, como reserva e para consumo noturno. Portanto, pagam tarifas de rede menores, mesmo continuando a usar e, em alguns casos, até mesmo sobrecarregar a infraestrutura da rede. O economista de energia Lion Hirth apontou, nesse contexto, que o valor privado da energia solar autogerada para a residência é de cerca de 30 centavos de dólar por quilowatt-hora – a tarifa de eletricidade economizada pelo autoconsumo –, enquanto o valor econômico da eletricidade na bolsa de valores é frequentemente inferior a cinco centavos de dólar por quilowatt-hora. A diferença é um subsídio oculto suportado por aqueles que não têm acesso à sua própria geração.

O problema é ainda mais acentuado no que diz respeito aos privilégios relativos às tarifas de rede para o setor industrial. Ao abrigo do chamado privilégio de carga base, previsto no artigo 19.º da Portaria sobre Tarifas de Rede Elétrica, os grandes consumidores industriais que mantêm um consumo de eletricidade constante são beneficiados com descontos substanciais nas tarifas de rede – num montante aproximado de 1,4 a 1,5 mil milhões de euros por ano. Estes custos são repassados ​​aos agregados familiares e às empresas não abrangidas pelo privilégio, maioritariamente de média dimensão. Trata-se de um problema significativo: para um agregado familiar médio, isto representa um encargo adicional de cerca de 32 euros por ano. Em setembro de 2024, o Tribunal de Justiça da União Europeia considerou que isenções semelhantes, concedidas em 2012 e 2013, constituíam auxílio estatal ilegal, o que levou a reembolsos na ordem dos milhares de milhões de euros. Não obstante, privilégios semelhantes continuam a existir, embora com ligeiras alterações.

Se as tarifas de rede fossem estruturadas mais de acordo com o princípio da capacidade do que com o princípio da energia – ou seja, com base na capacidade reservada e não na eletricidade consumida – isso se aproximaria significativamente de uma distribuição de custos baseada no princípio do poluidor-pagador. Isso não resultaria em economia de custos geral, mas levaria a uma distribuição mais justa da carga e à eliminação de incentivos que levam a uma erosão progressiva da base de financiamento da rede.

Mito ou método: De onde realmente vêm as figuras do terror?

Uma compreensão crítica dos cenários de custos circulantes é essencial para contextualizar adequadamente o debate. O estudo da BDEW, que serve de base para os alertas de duplicação das tarifas de rede, não chega aos seus elevados valores projetados devido a erros específicos na modelagem dos custos físicos da rede, mas sim por meio de suposições sobre a distribuição futura desses custos. Especificamente: se assumirmos que o autoconsumo de eletricidade gerada de forma privada continua a aumentar significativamente, que os privilégios industriais permanecem inalterados na mesma medida e que a estrutura tarifária da rede permanece essencialmente inalterada, então as tarifas de rede específicas para os quilowatts-hora restantes que podem ser cobrados aumentarão desproporcionalmente.

É uma espécie de profecia autorrealizável econômica: como o sistema cria incentivos perversos, cada vez mais consumidores estão optando pelo autoconsumo, que é gratuito. Como a base de volume de eletricidade cobrável está diminuindo, os custos fixos precisam ser distribuídos por um número cada vez menor de quilowatts-hora. Como as tarifas por quilowatt-hora estão aumentando, os incentivos para a autossuficiência se tornam ainda mais atraentes. É uma espiral que poderia ser interrompida com simples ajustes regulatórios, se houvesse vontade política. O cenário da McKinsey e o plano de desenvolvimento da rede elétrica projetam um aumento adicional no consumo líquido de eletricidade para até 1.000 terawatts-hora até 2037. Com uma base de avaliação abrangente e baseada no princípio do poluidor-pagador para as tarifas da rede, o aumento dos custos absolutos, aliado à duplicação do consumo, levaria a custos estáveis ​​por quilowatt-hora, em média.

A arquitetura regulatória: o que precisa mudar?

A análise da 3EPunkt, juntamente com diversos estudos e declarações da Agência Federal de Redes, apresenta um panorama bastante claro das medidas de reforma necessárias. Não se trata de revoluções tecnológicas, mas sim de ajustes regulatórios que já são prática comum em outros países.

Em primeiro lugar, a regulação por incentivos precisa de um reajuste fundamental. A digitalização, a flexibilização e o aumento da utilização da rede devem ser, no mínimo, tão atrativos do ponto de vista regulatório quanto a expansão convencional da capacidade. A Agência Federal de Redes (dena) deu os primeiros passos com suas novas regulamentações para o período pós-2027 – a redução dos prazos regulatórios para três anos e a aceleração dos ajustes de custos são medidas sensatas. No entanto, elas não resolvem o problema fundamental da falta de incentivos positivos para investimentos em digitalização. O Estudo II da Rede de Distribuição da dena, do verão de 2025, recomenda explicitamente a permissão do uso permanente da flexibilidade sem a obrigação direta de expansão e o reconhecimento dos custos da digitalização por meio da regulação.

Em segundo lugar, normas técnicas e processuais vinculativas em âmbito nacional para a operação da rede elétrica são há muito necessárias. Normas comuns para transformadores, equipamentos de manobra e componentes da rede, interfaces de dados uniformes, processos de negócios padronizados e plataformas de software compartilhadas economizariam bilhões simplesmente por meio de economias de escala e da eliminação de estruturas paralelas – sem exigir que um único operador de rede se funda com outro ou renuncie à sua independência jurídica. Nesse sentido, o Estudo II da dena defende uma cooperação intensificada entre os operadores de rede e a formação de clusters de competências e joint ventures.

Em terceiro lugar, o retorno sobre o patrimônio líquido das operadoras de rede deve ser elevado a um nível que corresponda à estrutura de risco real do negócio monopolista regulamentado. Um retorno sobre o patrimônio líquido em torno de oito por cento – conforme estabelecido por Meyer como referência – ainda é suficiente para mobilizar capital para as enormes necessidades de investimento em rede dos próximos anos. É importante enfatizar: as operadoras de rede não devem ser enfraquecidas. O objetivo é capturar as rendas regulatórias que surgem não do desempenho econômico, mas de falhas sistêmicas.

Em quarto lugar, a estrutura das tarifas de rede exige uma revisão fundamental. Uma orientação mais focada no desempenho — ou seja, um sistema que priorize a capacidade de reserva da rede em vez da quantidade de eletricidade transmitida — estabilizaria o financiamento da rede, reduziria os privilégios para o autoconsumo e submeteria regulamentações industriais específicas a uma revisão crítica. O Instituto de Macroeconomia e Pesquisa do Ciclo de Negócios (IMK) da Fundação Hans Böckler calculou que o caminho para a descarbonização até 2045 exige investimentos totais de aproximadamente € 651 bilhões na infraestrutura da rede elétrica alemã. Esses investimentos precisam ser financiados — mas precisam ser financiados de forma justa, e não por meio de um número crescente de subsídios e isenções em detrimento da maioria.

Necessidades de investimento e potencial de eficiência: não uma contradição, mas uma unidade

Um equívoco comum no debate político é que aqueles que exigem reformas para aumentar a eficiência e reduzir custos questionam a expansão necessária da rede elétrica. Isso está errado. A mensagem desta análise é precisamente o oposto: uma operação mais eficiente da rede permite uma expansão mais rápida e com melhor custo-benefício, e não uma expansão menor.

Se a utilização da capacidade existente da rede for aumentada por meio da digitalização e da flexibilidade, mais sistemas fotovoltaicos, bombas de calor e estações de carregamento poderão ser conectados antes que seja necessária nova capacidade física. Se o planejamento da rede for coordenado e baseado em dados padronizados – conforme recomendado em conjunto pelo Estudo II da dena para os setores de eletricidade, aquecimento e gás – infraestruturas paralelas serão evitadas e os processos de licenciamento serão acelerados. Se os operadores de rede cooperarem em redes regionais e realizarem compras conjuntas, poderão lidar com a escassez de mão de obra qualificada de forma mais eficaz e superar melhor os gargalos de fornecimento de componentes críticos.

O relatório do IMK demonstra que os investimentos anuais na rede elétrica devem aumentar em pelo menos 127% em comparação com os níveis de 2023 – de cerca de € 15 bilhões naquela época para os € 34 bilhões necessários atualmente. Este é um enorme desafio financeiro. A recusa em realizar reformas não o atenuará, mas sim o agravará. Cada ano em que incentivos perversos mantêm a utilização da rede baixa e a fragmentação impede ganhos de eficiência não só atrasa a transição energética, como também aumenta seu custo para todas as partes interessadas.

A responsabilidade dos políticos: os monopólios naturais precisam de regulamentação efetiva

As redes elétricas representam um caso especial em uma economia de mercado. A concorrência, que normalmente gera eficiência e reduz preços, é estruturalmente impossível nesse contexto. Uma residência ou empresa não pode trocar de fornecedor, negociar ou mudar para uma empresa mais barata. Esse desequilíbrio de poder é a principal razão econômica pela qual o Estado deve atuar como contrapeso por meio da regulação – no interesse do público em geral, e não dos monopolistas.

Na realidade, porém, a política alemã tem priorizado repetidamente os interesses das operadoras de rede e dos grandes consumidores industriais em detrimento dos interesses da maioria da população nos últimos anos. A disputa entre a Agência Federal de Redes e o novo governo federal sobre a reforma do privilégio de carga base é sintomática: o presidente da Agência de Redes, Klaus Müller, criticou publicamente os privilégios industriais regulamentados, considerando-os obsoletos por subsidiarem o consumo contínuo de eletricidade em vez de recompensarem padrões de consumo flexíveis que aliviam a sobrecarga da rede. O governo federal, por sua vez, hesita em fazê-lo por consideração aos setores industriais afetados. O resultado é um subsídio de até € 1,5 bilhão anualmente, às custas de todos os outros consumidores de eletricidade.

Essa recusa em reformar é sistêmica. A própria Agência Federal de Redes admite que o novo marco regulatório, que pretende ser mais flexível e favorável ao investimento a partir de 2027, não resolverá os problemas estruturais fundamentais – a falta de incentivos à digitalização, a fragmentação das operações de rede, os retornos excessivos e a alocação injusta de custos – apenas por meio de ajustes incrementais. É necessária uma decisão política para implementar de forma consistente a agenda de reformas, mesmo que isso gere resistência no curto prazo.

Um problema de concorrência na Europa: o que outros estão fazendo melhor?

A comparação com os países europeus vizinhos é reveladora. Os Países Baixos, a Dinamarca, a França e grande parte da Escandinávia têm um número significativamente menor de operadores de rede, normas técnicas muito mais harmonizadas e estruturas consideravelmente mais desenvolvidas para a gestão de redes digitais. Os contadores inteligentes não são um projeto futuro nesses países, mas sim uma realidade. Consequentemente, a integração de energias renováveis ​​nas redes de distribuição nesses países está a ocorrer de forma mais rápida e rentável.

Para a Alemanha, este não é apenas um problema acadêmico. Como polo industrial, a Alemanha compete por investimentos com regiões que oferecem custos de energia mais baixos e infraestrutura de rede mais confiável. Uma empresa que paga menos pelo uso da rede na Holanda ou na Suécia, ao mesmo tempo que se beneficia de uma rede flexível e controlada digitalmente, tem uma vantagem estrutural de custos sobre sua concorrente alemã. O debate em torno do "caminho de alto custo" da transição energética alemã possui, portanto, uma dimensão competitiva internacional que muitas vezes permanece pouco analisada nos debates políticos internos.

O ponto de partida para as reformas na Alemanha não é de forma alguma desesperador. O conhecimento técnico está disponível, as bases institucionais para uma regulação eficaz estão estabelecidas e a pesquisa sobre o potencial de eficiência é clara. O que falta é a coragem política para desafiar os interesses estabelecidos e acabar com as vantagens regulatórias que se enraizaram nas estruturas de operação da rede elétrica alemã nas últimas décadas.

Entre a transição energética e a estagnação: o que está em jogo?

A eletrificação dos transportes e do aquecimento deixou de ser uma visão para o futuro e tornou-se uma transformação económica e social em curso. Milhões de bombas de calor, carros elétricos e estações de carregamento serão ligados à rede nos próximos anos. O estudo "Adequação 2050", da operadora do sistema de transmissão TransnetBW, demonstra que as famílias com sistemas de geração e armazenamento de energia flexíveis e orientados para o mercado poderão gerar poupanças de até onze mil milhões de euros em toda a Europa até 2050 – apenas através de uma gestão inteligente da carga. Este potencial só poderá ser concretizado numa rede de distribuição digitalizada e controlada de forma inteligente.

O Estudo de Rede de Distribuição II da dena, realizado com a participação de 26 operadores de rede, estima que as necessidades de investimento intersetorial de um operador de rede de distribuição modelo representativo serão de 85% a 123% superiores aos níveis atuais até 2045. Esses investimentos devem ser gerenciados em meio a finanças municipais pressionadas, escassez de mão de obra qualificada e custos de capital crescentes. Sem reformas estruturais que liberem o potencial de eficiência existente e melhorem as condições de investimento, esse desafio será praticamente impossível de superar.

A economia potencial de € 12,4 bilhões anuais até 2045, identificada no estudo da 3EPunkt, pode inicialmente parecer abstrata. Em termos concretos, significa que milhões de famílias pagariam menos pelo uso da rede elétrica. As empresas industriais teriam custos de energia menores. Municípios e concessionárias de serviços públicos teriam mais espaço para investimentos. A transição energética não teria sucesso independentemente dos custos da rede, mas ganharia impulso por meio de uma rede mais moderna e com melhor custo-benefício. O caminho para esse objetivo não reside em soluções tecnológicas milagrosas, mas em decisões políticas que deveriam ter sido tomadas há muito tempo – e que, diante da maior transformação de infraestrutura da história do fornecimento de energia na Alemanha, não podem mais ser adiadas.