Transição energética descentralizada e pequenas e médias empresas (PMEs): como essa estratégia de energia descentralizada teria economizado para as PMEs
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Xpert.Digital bei Google bevorzugenⓘPublicado em: 27 de abril de 2026 / Atualizado em: 27 de abril de 2026 – Autor: Konrad Wolfenstein
Transição energética descentralizada e PMEs: como essa estratégia de energia descentralizada teria beneficiado as PMEs – Imagem: Xpert.Digital
Benefício para a indústria, pagamento para pequenas e médias empresas e comerciantes: a injustiça oculta dos preços da eletricidade na Alemanha
Usina termoelétrica a gás cara e sem futuro: por que as PMEs alemãs estão pagando a conta da transição energética?
O mito da "calmaria profunda": por que as novas usinas termelétricas a gás são a resposta completamente errada para as PMEs
Na nova política energética da Alemanha, os encargos da transição são distribuídos de forma drasticamente desigual. Enquanto as grandes corporações se beneficiam de isenções, bilhões em subsídios e contratos de fornecimento direto, as pequenas e médias empresas (PMEs) tradicionais – de negócios artesanais a padarias regionais – arcam com a conta por meio de taxas e tarifas de rede drasticamente crescentes. A direção do governo atual está no centro das críticas: a expansão maciça, financiada por taxas, das usinas termelétricas a gás é declarada a única opção para garantir a segurança do abastecimento. No entanto, essa estratégia está se mostrando um beco sem saída caro para as PMEs, criando novas dependências e mantendo artificialmente os custos da eletricidade elevados a longo prazo.
Este artigo explora por que uma "política energética de baixo para cima" — baseada em energia fotovoltaica descentralizada, armazenamento inteligente de baterias, usinas de biogás flexíveis e usinas virtuais de energia — teria sido uma solução econômica e estratégica muito superior. Uma transição energética descentralizada consistente teria proporcionado às pequenas e médias empresas (PMEs) exatamente o que elas mais precisam atualmente: independência genuína em relação aos preços do mercado de ações, redução do poder de mercado assimétrico e segurança de planejamento a longo prazo. Continue a leitura para descobrir por que a insistência em infraestruturas de combustíveis fósseis em larga escala prejudica sistematicamente os participantes mais fracos do mercado e por que a tecnologia para uma alternativa descentralizada já está disponível há muito tempo.
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A Alemanha possui um dos preços de eletricidade industrial mais altos em comparação com outros países do G7. Essa situação não afeta todos os participantes do mercado da mesma forma. Grandes empresas industriais se beneficiam de amplas isenções legais e podem otimizar estrategicamente sua aquisição de energia por meio de capital próprio, pessoal especializado e contratos diretos. Pequenas empresas, como artesanato, hotéis, padarias, restaurantes ou armazéns de médio porte, obtêm sua eletricidade predominantemente a tarifas padrão da concessionária local ou do fornecedor padrão. Esses mesmos agentes, que formam a espinha dorsal da economia alemã e cujas margens de lucro são naturalmente pequenas, são particularmente afetados pelo aumento de impostos e pelos reajustes de custos induzidos pelo governo.
Durante décadas, o debate sobre política energética na Alemanha concentrou-se principalmente na questão da segurança do abastecimento para grandes consumidores e indústrias de uso intensivo de energia. Isso é legítimo, visto que altos-fornos, fábricas de produtos químicos e fundições de alumínio exigem um fornecimento de energia ininterrupto e capaz de suprir a demanda de base, em quantidades e qualidades que pequenas usinas descentralizadas simplesmente não conseguem fornecer diretamente. No entanto, uma distinção fundamental foi negligenciada: a grande maioria das empresas alemãs não pertence a essa categoria. Padarias, carpintarias, restaurantes, pequenos comércios varejistas, prestadores de serviços de escritório e instalações municipais não são considerados setores críticos para o fornecimento de energia de base, nem possuem a importância geopolítica que justificaria atenção especial na política energética. Elas têm sido sistematicamente ignoradas.
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O que o fornecimento de energia descentralizado teria significado especificamente para as PMEs?
As soluções de energia descentralizada não são visões tecnológicas abstratas, mas sim sistemas comprovados e economicamente viáveis. Em sua essência, combinam sistemas fotovoltaicos em telhados residenciais, armazenamento estacionário em baterias e sistemas inteligentes de gestão de energia, complementados, quando possível, por bombas de calor e centrais de cogeração (CHP) alimentadas por biogás ou biometano. Um estudo realizado pela Roland Berger a pedido da New Energy Alliance estima o valor agregado das soluções de energia descentralizada para a Alemanha em até € 255 bilhões até 2045. Para as PMEs, isso se traduz em uma economia anual potencial de € 1.500 a € 2.500, com base em um consumo anual típico de 15.000 kWh.
À primeira vista, esse valor parece moderado, mas para uma padaria ou um pequeno negócio artesanal com lucros anuais na faixa dos cinco dígitos baixos, ele é estruturalmente significativo. Mais importante do que a economia absoluta, porém, é o efeito qualitativo: aqueles que geram uma parcela substancial de sua própria eletricidade desvinculam seus cálculos de custos do preço da eletricidade no mercado atacadista, dos riscos geopolíticos de fornecimento de gás e dos anúncios regulares de aumento de preços por parte das operadoras do sistema de transmissão. Os sistemas descentralizados, portanto, oferecem algo inestimável para pequenas e médias empresas: segurança no planejamento.
A dependência das pequenas empresas em relação às grandes corporações de energia é estrutural. Nenhum posto de gasolina, lanchonete ou salão de cabeleireiro consegue negociar, de forma independente, um contrato de fornecimento de energia com condições especiais, como uma corporação como a Thyssenkrupp ou a BASF consegue. A geração de energia descentralizada rompe com essa estrutura de mercado assimétrica: cada quilowatt-hora gerado no local é um quilowatt-hora a menos que precisa ser comprado sob as condições dominantes do mercado. Essa é precisamente a promessa política de uma transição energética descentralizada – e exatamente por isso que sua implementação consistente é muito mais importante para os participantes mais fracos do mercado do que para as grandes corporações.
A certeza no planejamento como fator competitivo – e sua sabotagem sistemática
Em nenhuma outra área de negócios a previsibilidade do planejamento é tão fundamental quanto nas decisões de investimento. Uma empresa artesanal que investe € 30.000 em um sistema fotovoltaico com armazenamento em baterias hoje o faz com base em um cálculo de amortização que deve permanecer válido por dez a vinte anos. Se essa estrutura for desestabilizada por mudanças legais frequentes, intervenções retroativas nas tarifas de incentivo ou novas regulamentações de conexão à rede, todo o cálculo do investimento entra em colapso.
Essa mesma desestabilização vem sendo observada na Alemanha há anos. Um exemplo particularmente vívido é a proposta de um pacote para a rede elétrica, que se tornou pública no início de 2026 e contra a qual uma ampla aliança de cooperativas de energia, a Sociedade Alemã de Energia Solar e diversas outras associações protestaram. A proposta estipulava que áreas da rede onde mais de três por cento da eletricidade injetada na rede foi cortada no ano anterior deveriam ser consideradas de "capacidade limitada". Nessas áreas, novas usinas não receberiam mais compensação por interrupções relacionadas à rede por até dez anos. Isso transferiria um risco da rede, antes calculável, inteiramente para os operadores das usinas – e afetaria justamente os operadores menores, com atuação regional, com mais força, já que eles financiam projetos específicos e não podem diluir os riscos em grandes portfólios como as grandes corporações.
Quem exige investimentos descentralizados, mas simultaneamente piora sistematicamente o ambiente que os sustenta, está cometendo uma contradição na política energética. A consequência: empresas de médio porte avessas ao risco evitam investimentos que de fato lhes trariam benefícios – e permanecem no sistema de fornecimento centralizado por grandes empresas de energia, contra o qual as soluções descentralizadas deveriam protegê-las.
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A conta das usinas termelétricas a gás: novos custos em vez de menos
O Governo Federal Alemão e as operadoras do sistema de transmissão declararam a expansão de novas usinas termelétricas a gás como elemento central de sua estratégia para garantir a segurança do abastecimento. A Lei de Segurança das Usinas Elétricas (KWSG) de julho de 2024 estabeleceu uma meta de capacidade de 12,5 GW, composta por 5 GW de novas usinas termelétricas a gás preparadas para hidrogênio, 2 GW de usinas existentes modernizadas, 500 MW de usinas a hidrogênio puro e outros 5 GW de usinas termelétricas a gás convencionais em um segundo pilar financiado por impostos. Os planos atualmente em discussão pelo novo Governo Federal preveem a construção de até 20 GW de capacidade de usinas termelétricas a gás até 2030.
Os custos dessa abordagem são consideráveis. Um estudo do Fórum para a Economia de Mercado Ecológica e Social (FÖS), encomendado pela Green Planet Energy, estima os custos sociais totais de uma nova usina termelétrica a gás em até 67 centavos de dólar por quilowatt-hora – um valor que inclui custos climáticos, subsídios governamentais e dependência de importações a longo prazo. Somente para os dez gigawatts de usinas termelétricas a gás inicialmente planejados, o FÖS prevê custos com subsídios de cerca de 6,6 bilhões de euros. Se esses custos forem repassados aos preços da eletricidade, a sobretaxa poderá chegar a 1,6 centavos de dólar por quilowatt-hora.
Este mecanismo de repasse de custos para o preço da eletricidade não é novo, mas sim uma prática consolidada. Para 2026, as operadoras do sistema de transmissão quase dobraram a sobretaxa de cogeração, de 0,227 para 0,446 cêntimos/kWh (um aumento de 96,48%), e elevaram a sobretaxa da rede offshore de 0,816 para 0,941 cêntimos/kWh. Para uma empresa com consumo anual de 30 milhões de kWh, isso representa um custo adicional de € 65.700 em comparação com 2025, devido exclusivamente à sobretaxa de cogeração. Esses valores são cruciais para a sobrevivência de uma empresa de médio porte com alto consumo energético que não pode se beneficiar de uma isenção especial no âmbito do regime de equalização.
A Câmara de Indústria e Comércio do Sul da Turíngia resumiu a situação perfeitamente em 2025: “O subsídio federal planejado de € 6,5 bilhões para 2026 é necessário agora para evitar aumentos significativos nos preços da eletricidade para as empresas. Mas, no geral, é apenas uma solução paliativa.” Apesar de todas as promessas de alívio, os componentes dos preços da eletricidade influenciados pelo governo estão subindo novamente. O que está sendo apresentado como uma solução temporária está se tornando um estado permanente de custos crescentes, que são sistematicamente repassados aos consumidores e às empresas não contempladas.
Um caso sistêmico de agravamento das coisas
A expressão "piorar as coisas" capta perfeitamente a essência desta política energética. O objetivo real – segurança de abastecimento com custos decrescentes e uma participação crescente de energias renováveis – não é alcançado pela estratégia de centrais elétricas a gás, mas sim estruturalmente prejudicado. Novas capacidades são promovidas, criando excesso de capacidade que raramente é utilizado e que, no entanto, precisa ser permanentemente refinanciado através do mecanismo de capacidade. Em última análise, os custos desse refinanciamento não são suportados pelas grandes empresas de capital aberto que se beneficiam de regimes de remuneração especiais, mas sim pelo empresário de médio porte que não tem acesso a esses instrumentos.
A isso se soma o erro estratégico da dependência da trajetória tecnológica. Cada nova usina termelétrica a gás natural imobiliza capital, infraestrutura e atenção política por 20 a 30 anos. A operação dessas usinas pressupõe que as importações de gás natural permaneçam disponíveis a preços razoáveis. A dependência das importações de combustíveis fósseis, tão dolorosamente exposta pela guerra de agressão russa contra a Ucrânia em 2022, não é superada, mas apenas transferida geograficamente – dos gasodutos russos para os terminais de GNL. Isso oferece pouco consolo às pequenas e médias empresas alemãs, que enfrentaram aumentos de custos potencialmente devastadores durante a crise energética de 2021 a 2023.
Uma estratégia energética descentralizada, por outro lado, teria se concentrado na imaterialização da aquisição de energia: aqueles que produzem sua própria energia não pagam pelos preços do gás importado, pelas taxas de utilização da rede em longas distâncias de transmissão ou pelo refinanciamento de usinas que operam apenas esporadicamente. O estudo da Roland Berger mostra que as soluções descentralizadas poderiam reduzir os custos de redistribuição (custos de estabilização da rede) em cerca de 40% – o equivalente a € 80 a € 100/MWh, em comparação com € 130 a € 150/MWh para usinas convencionais de fornecimento e reserva. Além disso, os investimentos na expansão da rede de distribuição poderiam ser reduzidos em 40% a 50%, o que representaria uma economia indireta adicional nas taxas de rede.
O problema do período de pouca luz solar: coloque-o em perspectiva, não o dramatize em excesso
O argumento mais forte contra a transição para a energia descentralizada é o da "calmaria atmosférica". Quando o vento e o sol não aparecem simultaneamente por vários dias – um fenômeno raro, mas meteorologicamente real – a energia fotovoltaica e a eólica, por si só, são insuficientes para atender à demanda. Uma análise do LBBW estima que essas calmarias atmosféricas, com duração superior a 48 horas, ocorrem na Alemanha aproximadamente duas vezes por ano. Em cenários extremos, o déficit energético pode chegar a 10,6 TWh – um valor que não pode ser suprido apenas pelo armazenamento em baterias.
Essa avaliação está correta, mas é frequentemente usada para desacreditar completamente as opções descentralizadas, em vez de integrá-las objetivamente a um conceito abrangente. A questão não é se os problemas de pico de demanda e de demanda residual existem — isso é indiscutível —, mas sim se a solução para eles precisa necessariamente ser a construção de novas usinas termelétricas a gás natural. Uma análise mais matizada mostra que os períodos de baixa geração de energia eólica e solar são um problema de lacunas sazonais de oferta. Sistemas fotovoltaicos descentralizados e armazenamento local em baterias não resolvem essa lacuna sazonal. No entanto, essa nunca foi a afirmação feita nesta análise.
Trata-se, sobretudo, da correta divisão de tarefas entre as diferentes tecnologias. O armazenamento em baterias lida com a variação horária, equilibrando as flutuações diárias e reduzindo os picos de consumo. As centrais hidroelétricas de bombeamento cobrem a variação diária a semanal. Para o problema sazonal real dos períodos de baixa produção eólica e solar – ou seja, períodos de uma a várias semanas – a tecnologia power-to-gas, com hidrogênio como meio de armazenamento sazonal, é a única com um caminho viável para a expansão. O Centro de Pesquisa de Jülich calculou que cerca de 50 GW de turbinas a gás de hidrogênio seriam ideais para alcançar a neutralidade climática até 2045, mesmo para suportar um período de duas semanas de baixa produção eólica e solar em janeiro.
O ponto crucial: essas usinas de hidrogênio, adequadas como solução neutra em carbono, não são o mesmo que as usinas a gás natural atualmente planejadas. Estas últimas representam uma solução de curto prazo, mas inadequada a longo prazo. Investir agora em usinas movidas exclusivamente a gás bloqueará o caminho para uma solução sustentável de hidrogênio, criará dependências de trajetória e, simultaneamente, onerará as contas de luz pelas próximas décadas.
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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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Outro aspecto frequentemente negligenciado no debate político é que os sistemas de armazenamento de baterias não são meros amortecedores passivos, mas também estabilizadores ativos da rede elétrica. Uma análise demonstra que apenas 60 GW de armazenamento de baterias instalado, com capacidade de duas a quatro horas, poderiam reduzir a necessidade de energia de reserva confiável em 15 a 20 GW. Com 100 GW de capacidade de armazenamento instalada, a redução chega a 24 GW. Em outras palavras, investimentos em armazenamento de baterias descentralizado, que poderiam ser viabilizados por milhões de pequenas e médias empresas (PMEs), empresas comerciais e residências, substituem diretamente a necessidade de novas usinas de energia centralizadas.
Para empresas comerciais, os sistemas de armazenamento de energia em baterias oferecem diversas dimensões de valor agregado simultaneamente: Primeiro, a otimização do autoconsumo, que permite um aumento de 30 a 60% no autoconsumo a partir do próprio sistema fotovoltaico. Segundo, o nivelamento de pico, ou seja, a redução da demanda nos horários de pico, o que pode diminuir os custos de capacidade em até 70%. Terceiro, a capacidade de geração de energia de emergência, que garante o funcionamento de processos críticos, como refrigeração ou TI, mesmo durante quedas de energia. E quarto, a possibilidade de agregar flexibilidade por meio de usinas virtuais de energia (VPPs) e oferecê-las no mercado de energia de balanceamento – transformando, assim, a empresa de médio porte de uma mera consumidora de eletricidade em uma participante ativa do mercado.
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Uma objeção comum ao armazenamento em baterias é que sua vida útil é muito curta para períodos de baixa produção de energia eólica e solar. Embora isso seja verdade para os sistemas de armazenamento de curto prazo atuais, trata-se de uma simplificação excessiva das tecnologias de armazenamento em geral, pois o mercado de armazenamento de longo prazo está evoluindo e transformando estruturalmente o cenário. As modernas baterias de fosfato de ferro-lítio (LFP) já atingem de 6.000 a 8.000 ciclos de carga com 100% de profundidade de descarga, o que corresponde a uma vida útil de 20 a 25 anos com carga e descarga diárias. O custo das baterias de íon-lítio caiu mais de 75% desde 2010, e o mercado de armazenamento em larga escala na Alemanha quase dobrou em 2025, com quase 2 GWh de nova capacidade instalada somente no primeiro trimestre de 2026.
No entanto, o verdadeiro salto qualitativo é prometido por tecnologias que vão além da química clássica de íons de lítio. As baterias de fluxo redox – também chamadas de baterias líquidas – são consideradas a resposta tecnologicamente mais convincente para o problema do armazenamento de energia por períodos que variam de vários dias a sazonais. Sua principal vantagem: como a conversão e o armazenamento de energia são separados espacialmente – a energia é armazenada em tanques de líquido externos, e não na própria bateria – não há degradação dos eletrodos. Isso resulta em uma estabilidade de ciclo teoricamente ilimitada e uma autodescarga extremamente baixa. A potência e a capacidade podem ser dimensionadas independentemente uma da outra, tornando a tecnologia altamente flexível para uma ampla gama de aplicações – desde projetos de bairro municipais até sistemas regionais de armazenamento em redes elétricas.
Em 2025, o Instituto Fraunhofer de Tecnologia Química (ICT) demonstrou um avanço inovador: a maior bateria de fluxo redox de vanádio da Europa, com potência de saída de 2 MW e capacidade de 20 MWh, localizada em Pfinztal, forneceu energia renovável à rede elétrica pela primeira vez de forma previsível e independente das condições climáticas – por mais de dez horas, controlável de acordo com a demanda. Simultaneamente, a Universidade de Freiburg pesquisa uma bateria de fluxo totalmente de manganês que não requer o vanádio, um recurso escasso e com preço volátil, e atinge densidades de energia de até 74 Wh/L – aproximadamente o dobro das dos sistemas de vanádio padrão anteriores. O objetivo: soluções de armazenamento de energia de longo prazo mais acessíveis e com uso eficiente de recursos, que também sejam economicamente viáveis para sistemas de energia de bairro de médio porte.
Isso abre uma importante perspectiva estratégica no contexto da transição energética descentralizada. O armazenamento de longo prazo ampliará a autonomia horária das baterias LFP para incluir a autonomia diária e semanal. Combinado com o armazenamento sazonal de hidrogênio, ele reduzirá gradualmente a lacuna que atualmente é considerada um argumento intransponível para novas usinas termelétricas a gás. A Agência Federal de Redes prevê um total de 41 GW de capacidade de armazenamento estacionário em baterias na Alemanha até 2037 – quase o dobro do previsto há apenas dois anos. A BSW-Solar vislumbra uma meta realista de expansão de 100 GWh de capacidade total até 2030, partindo dos cerca de 25 GWh atuais. Quem afirma hoje que as usinas termelétricas a gás não têm alternativa subestima sistematicamente a dinâmica dessa trajetória tecnológica – e, simultaneamente, se compromete com uma decisão de investimento em infraestrutura de combustíveis fósseis que parecerá um investimento obsoleto e equivocado daqui a dez anos.
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Cogeração de biogás: a tecnologia de interconexão descentralizada que poderia ter sido utilizada
O instrumento mais elegante e sistematicamente subestimado para colmatar a lacuna de carga residual numa transição energética descentralizada são as centrais flexíveis de cogeração (CHP) a biogás. Atualmente, existem cerca de 10.000 centrais descentralizadas na Alemanha que geram biogás, com uma capacidade instalada total de 5,9 GW. Esta capacidade poderia ter sido aumentada para 12 GW até 2030, tornando desnecessária a construção de novas centrais termoelétricas a gás natural, desde que o quadro político e regulamentar necessário tivesse sido estabelecido.
As modernas centrais de biogás, totalmente flexíveis e com múltiplas unidades de cogeração (CHP), sistemas de armazenamento de biogás e calor, podem reagir de forma extremamente dinâmica a pequenas alterações na rede elétrica ou no mercado. Elas aumentam a produção quando a energia eólica e solar estão baixas e reduzem a produção quando os excedentes de energia renovável reduzem os preços. Em operação de cogeração, utilizam de 80 a 90% da energia consumida, já que eletricidade e calor são gerados simultaneamente – esse princípio de cogeração torna essa a forma mais eficiente de geração de energia térmica disponível. Operando com biogás – ou seja, com base em recursos renováveis – essas centrais não são apenas altamente eficientes, mas também amigas do clima.
Esses sistemas de controle descentralizados poderiam ter cumprido uma dupla função: em primeiro lugar, teriam garantido a estabilidade da rede a curto prazo, que, durante a fase de transição para a descentralização completa, ainda depende de unidades confiáveis e controláveis. Em segundo lugar, teriam criado valor agregado ancorado regionalmente, assegurado fontes de renda para agricultores e comunidades rurais e construído uma infraestrutura descentralizada que beneficia toda a região – em vez de canalizar bilhões para grandes usinas de energia centralizadas, localizadas principalmente em grandes polos industriais.
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Usinas virtuais de energia e resposta à demanda como solução sistêmica para empresas de médio porte
Um componente crucial do fornecimento de energia descentralizado, que até agora foi adotado com hesitação na Alemanha, são as usinas virtuais de energia (VPPs) em conjunto com a resposta à demanda (RD). O conceito é simples em sua lógica, mas complexo em sua implementação: muitas pequenas unidades de geração e armazenamento descentralizadas – sistemas fotovoltaicos, armazenamento em baterias, usinas de cogeração, cargas controláveis – são agregadas por meio de plataformas digitais em uma única unidade pronta para o mercado. Durante períodos de escassez, elas fornecem energia de balanceamento e, durante períodos de excedente, absorvem energia.
Estudos demonstram que as centrais de energia variável (CEVs) podem ser até 60% mais rentáveis do que as centrais elétricas convencionais de pico durante os períodos de maior consumo. Para as pequenas e médias empresas (PMEs), este modelo representa o acesso a um mercado anteriormente reservado às grandes corporações: o mercado da flexibilidade. Uma pequena empresa, demasiado pequena para competir sozinha no mercado de energia de balanceamento, pode unir forças com outras empresas através de um agregador – e receber uma compensação que melhora os seus cálculos de investimento em sistemas de armazenamento e energia fotovoltaica.
A resposta à demanda – o ajuste inteligente do consumo individual aos sinais da rede e aos preços da eletricidade – é o lado complementar da demanda. Um operador de armazenamento refrigerado que utiliza o excedente de energia fotovoltaica barata para acionar seu compressor ao meio-dia e reduz o consumo durante o pico da noite contribui ativamente para a estabilização da rede. Uma empresa de carpintaria que opere suas máquinas de alto consumo energético preferencialmente quando os preços da eletricidade estão negativos – o que ocorre com cada vez mais frequência na Alemanha – reduz seus custos de energia ao mínimo. Esses padrões de comportamento, tecnologicamente viabilizados por medidores inteligentes, inversores inteligentes e plataformas de gestão de energia (EMS), deveriam ter sido adotados de forma mais ampla pelas pequenas e médias empresas (PMEs) alemãs.
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Cronograma para uma transformação descentralizada realista
A pergunta frequente sobre quanto tempo levaria para que uma transição energética descentralizada e consistente garantisse a segurança de abastecimento necessária para pequenas e médias empresas e setores econômicos mais vulneráveis pode ser respondida de forma diferenciada com base nos dados disponíveis.
Para a fase de transição – ou seja, o período em que os períodos de baixa produção de vento e as lacunas de carga residual ainda precisam ser cobertas por capacidades controláveis – um período de cerca de cinco a oito anos (aproximadamente de 2025 a 2032) teria sido suficiente, no qual uma combinação inteligente de instrumentos existentes e modernizados teria sido utilizada: o estoque já instalado de usinas de cogeração de biogás flexíveis (5,9 GW, expansíveis para 12 GW até 2030), o mercado de armazenamento de baterias em rápido crescimento (60 GW reduziriam a demanda de energia de reserva em 15 a 20 GW, de acordo com o estudo), armazenamento por bombeamento modernizado como armazenamento de curto prazo, resposta à demanda e usinas virtuais para flexibilidade de carga, bem como o uso temporário e reduzido de usinas termelétricas a gás existentes e já depreciadas – não como um novo programa de investimento, mas como uma ponte residual.
Em paralelo, a infraestrutura de hidrogênio necessária para o armazenamento sazonal de longo prazo poderia ter sido desenvolvida. O governo alemão tinha como meta construir 10 GW de capacidade de eletrólise até 2030. Projetos individuais com aproximadamente 13,4 GW de capacidade instalada já estão em fase de planejamento ou construção. De 2032 a 2035, aproximadamente, uma arquitetura de sistema totalmente descentralizada — composta por sistemas fotovoltaicos comerciais produzidos em massa, armazenamento em baterias, usinas de biogás flexíveis e usinas de hidrogênio em locais estratégicos — teria alcançado a estabilidade básica necessária para garantir um fornecimento seguro, mesmo para pequenas e médias empresas, sem dependência permanente da importação de combustíveis fósseis.
O paradoxo da atual política energética alemã reside no fato de que esse caminho é conhecido, mas está sendo obstruído política e institucionalmente por programas de investimento em usinas termelétricas a gás. Promover novas usinas a gás, com um investimento de € 6,6 bilhões ou mais – financiadas por taxas suportadas principalmente por empresas não privilegiadas – enquanto investimentos descentralizados são prejudicados pela incerteza regulatória, não é uma solução. É um rumo equivocado, que consolida o status quo da dependência energética pelas próximas duas ou três décadas.
O que uma estratégia descentralizada consistente teria feito de diferente?
Uma política energética descentralizada e consistente, verdadeiramente focada nas pequenas e médias empresas e nos setores econômicos mais vulneráveis, teria sido caracterizada pelos seguintes princípios:
Em primeiro lugar, teria estabelecido uma legislação de investimento estável. Isto significa: nenhuma alteração retroativa às tarifas de incentivo à produção de energia, nenhum pacote de incentivos à rede que transfira o risco de interrupções na rede para os operadores das centrais sem compensação, e nenhum subsídio aos custos de construção que prejudique estruturalmente os projetos descentralizados. Condições estruturais fiáveis ao longo de um período de 15 a 20 anos seriam o pré-requisito fundamental para a vontade das pequenas e médias empresas sem grandes departamentos financeiros em investir.
Em segundo lugar, teria tornado o setor de biogás consistentemente mais flexível e politicamente seguro. Em vez de permitir que as usinas de biogás perdessem seus subsídios ao final do período de operação previsto na Lei de Fontes de Energia Renovável (EEG) ou de as prejudicar com burocracia, uma política voltada para o futuro teria promovido ativamente sua transformação em provedores de serviços de sistema flexíveis para a transição energética – com prêmios de mercado para operação orientada à demanda e regulação de acompanhamento confiável.
Em terceiro lugar, teria apoiado ativamente comunidades energéticas descentralizadas e modelos de prosumidores. Cooperativas de energia cidadãs, serviços públicos municipais e projetos de bairro criam valor agregado local, aumentam a aceitação social da transição energética e ancoram o fornecimento de energia na sociedade civil – em vez de nos balanços de algumas grandes corporações.
Em quarto lugar, teria proporcionado incentivos fiscais e regulatórios mais robustos para o armazenamento de energia em baterias e infraestrutura de medidores inteligentes para empresas. Com efeitos de redução de pico de até 70% nas tarifas de capacidade e o potencial de reduzir a expansão da rede em 40% a 50%, esses teriam sido investimentos sistemicamente valiosos – que também beneficiariam diretamente as empresas individualmente em termos econômicos.
Em quinto lugar, os custos das capacidades de reserva deveriam ter sido distribuídos de forma transparente e de acordo com o princípio do poluidor-pagador. Se novas centrais termoelétricas a gás fossem realmente necessárias para garantir o fornecimento de clientes industriais com necessidades particularmente críticas, os custos deveriam ter sido suportados principalmente por esses clientes – e não por uma taxa generalizada sobre todos os consumidores de eletricidade, incluindo a pequena padaria e o salão de cabeleireiro da esquina.
Política energética como questão de distribuição
A política energética alemã dos últimos anos revelou uma hierarquia clara: segurança de abastecimento para grandes clientes industriais, metas climáticas como diretriz política – e a classe média e os setores econômicos mais frágeis como os principais responsáveis pelos custos da transformação do sistema, sem serem, contudo, os seus principais beneficiários.
Uma transição energética descentralizada teria revertido essa relação. Teria feito com que as empresas com menor poder de negociação e maior dependência dos custos externos de energia fossem as primeiras a se beneficiarem da mudança sistêmica. Seus investimentos em energia fotovoltaica, armazenamento e usinas de cogeração flexíveis teriam estabilizado simultaneamente o sistema como um todo – e isso sem programas bilionários que anulam, por meio de taxas de repasse de custos, as economias obtidas em outras áreas.
Em vez disso, cidadãos e empresas estão sendo sobrecarregados com o aumento de impostos para financiar usinas termelétricas a gás, que melhoram principalmente a segurança do abastecimento para grandes consumidores. Os impostos sobre o preço da eletricidade subirão novamente 11% em 2026, o imposto sobre cogeração quase dobrou – e novos aumentos de custos devido ao programa de expansão das usinas termelétricas a gás já estão previstos. Esta não é uma política energética para pequenas e médias empresas (PMEs). Esta é uma política energética às suas custas.
A resposta honesta à pergunta sobre se uma transição energética descentralizada teria fortalecido os setores mais frágeis da economia alemã é: Sim – e de forma significativa. As tecnologias estão disponíveis, a viabilidade econômica foi comprovada e o cronograma era e continua sendo realista. O que faltou até agora não foi a possibilidade, mas a vontade política de alinhar consistentemente a política energética aos interesses daqueles que, em última análise, sempre pagam a conta.
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