Política energética posta à prova: quatro áreas problemáticas, uma falha sistêmica – Entre o controle centralizado e a sobrecarga regulatória

Política energética às cegas: os 4 maiores problemas que comprometem a transição energética da Alemanha

Bilhões para usinas termelétricas a gás: quem, em última instância, arcará com os custos do novo mercado de capacidade?

Alemanha, verão de 2026: A transição energética, o projeto econômico mais ambicioso do pós-guerra, ameaça se enredar em uma complexa teia de microgestão governamental e sobrecarga regulatória. Em vez de pavimentar o caminho para o mercado e os investidores privados com condições estruturais confiáveis ​​e tecnologicamente neutras, o Estado intervém de forma cada vez mais profunda e descoordenada nos detalhes tecnológicos. Seja o dispendioso mercado de nova capacidade para usinas de energia, as zonas cinzentas constitucionais da Lei de Energia em Edifícios recentemente revisada, o constante e imprevisível vai e vem em relação aos subsídios para bombas de calor ou a iniciativa de "compartilhamento de energia" sufocada pela burocracia: todos os sintomas apontam para uma falha sistêmica crônica. Esta é uma avaliação contundente de uma política que, por meio de sua obsessão com detalhes planejados centralmente, está criando justamente a incerteza que pretendia eliminar – com consequências desastrosas para o clima, a economia e o bolso dos consumidores.

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Quando o Estado se torna o maior obstáculo à sua própria transformação – uma avaliação incômoda da política energética alemã no verão de 2026

A transformação do sistema energético alemão está entre os projetos de política econômica mais ambiciosos da história do pós-guerra. Considerando as metas – neutralidade climática até 2045, eliminação completa do carvão, descarbonização do setor da construção civil e ampla implantação de energias renováveis ​​em todos os níveis da rede – o volume de investimentos que precisaria ser mobilizado nas próximas duas décadas é impressionante. Ao mesmo tempo, porém, cada uma das quatro decisões de política energética que dominam os procedimentos parlamentares e regulatórios neste verão de 2026 expõe o mesmo problema sistêmico à sua maneira: o Estado está gradualmente assumindo tarefas que deveriam ser do mercado, fazendo-o com crescente obsessão por detalhes e, assim, criando justamente a incerteza no planejamento e a ineficiência na alocação de recursos que pretendia eliminar com sua intervenção.

As quatro questões – a nova Lei de Segurança e Capacidade de Abastecimento de Energia Elétrica (Strom-VKG), a Lei de Modernização de Edifícios (GModG) salva pelo Tribunal Constitucional Federal, o programa de subsídios para bombas de calor fundamentalmente reestruturado e o tropeço regulatório do compartilhamento de energia – não são incidentes isolados. São sintomas do mesmo problema subjacente: um sistema político que se atola na gestão operacional de decisões tecnológicas detalhadas e, ao fazê-lo, prejudica os pré-requisitos institucionais fundamentais para o investimento privado.

Nove gigawatts sob demanda: o mercado de capacidade estatal como um mal necessário com falhas de projeto evitáveis

Com a aprovação da Lei de Abastecimento de Eletricidade (Strom-VKG) pela coligação governamental CDU/CSU e SPD, o Parlamento aprovou uma resolução cujas implicações para a política energética são de enorme importância. Um total de nove gigawatts de capacidade garantida de centrais elétricas será licitado este ano, 2026 – dividido em duas parcelas de 4,5 gigawatts cada, com datas de licitação em 8 de setembro e 29 de dezembro. Uma nova licitação para dois gigawatts será realizada em maio de 2027. As novas centrais deverão permanecer disponíveis por um período de 15 anos e devem ser compatíveis com hidrogênio; a operação totalmente neutra em carbono é obrigatória a partir de 2045. A lei, portanto, vincula a urgência imediata da segurança do abastecimento com os objetivos de longo prazo da descarbonização – uma exigência que, após uma análise mais detalhada, gera considerável tensão.

A justificativa fundamental para a intervenção governamental decorre de uma falha de mercado bem conhecida: o chamado problema do "dinheiro desaparecido" no mercado de energia. Uma estrutura de oferta cada vez mais dominada pela geração de energia fotovoltaica e eólica produz custos marginais próximos de zero durante muitas horas do ano. As usinas termelétricas convencionais, que só cumprem seu papel como capacidade de reserva confiável durante as poucas horas de períodos de baixa produção eólica e solar ou picos acentuados de demanda, não conseguem mais refinanciar seus altos custos fixos nessas condições de mercado. Sem uma compensação governamental adicional pela mera existência e disponibilidade de capacidade, uma escassez gradual de capacidade se torna uma ameaça, representando riscos reais de abastecimento para locais industriais com alto consumo de energia. Nesse sentido, o mecanismo de capacidade não é um luxo, mas uma necessidade sistêmica.

A crítica econômica, no entanto, não se concentra em se a lei deve ser aprovada, mas sim em como ela será implementada. A Associação Alemã de Novas Indústrias de Energia (bne) e associações de energia solar criticaram unanimemente o fato de que, apesar de algumas melhorias recentes, o sistema de licitação está estruturalmente voltado para usinas termelétricas a gás. Embora o critério originalmente proposto de dez horas para tecnologias de armazenamento – a exigência de que os sistemas de armazenamento de baterias sejam capazes de fornecer eletricidade por pelo menos dez horas consecutivas – tenha sido atenuado durante o processo parlamentar, exigindo que os sistemas sejam recarregados a 80% apenas após três horas, em vez de uma interrupção de uma hora, Carsten Körnig, CEO da Associação Alemã de Energia Solar (BSW-Solar), observa sobriamente que falta uma verdadeira neutralidade tecnológica e que os sistemas de armazenamento de baterias permanecem estruturalmente em desvantagem nas licitações planejadas para usinas de energia. Embora o fator de redução para armazenamento de baterias seja formalmente maior, de 0,89, do que para usinas termelétricas a gás (0,85), o sistema básico de licitação, com seus requisitos de produção mínima e disponibilidade contínua, ainda favorece a geração convencional.

Ainda mais grave é a incerteza em relação à legislação europeia. A Lei de Fornecimento de Eletricidade (StromKG) estipula uma quota mínima de 50% para componentes fabricados na Europa. Esses critérios de resiliência, que também se aplicam a centrais termoelétricas a gás e não mais exclusivamente a energias renováveis, representam uma intervenção potencialmente ilegal no mercado interno da UE. A decisão do Bundestag sobre a concessão ou não de auxílio estatal para este instrumento pela Comissão Europeia permanece incerta – um risco significativo para o horizonte de investimento dos operadores de centrais. Além disso, o aumento de última hora do limite máximo do lance, de € 173.000 para € 244.000 por megawatt, antes da votação, indica que a estimativa inicial de custos do governo estava subestimada. No que diz respeito à capacidade total licitada de onze gigawatts, o novo limite máximo resulta em um custo anual da ordem de dezenas de bilhões de euros, que deve ser coberto por uma sobretaxa nas tarifas de rede ou por fundos orçamentários diretos – um ônus que pressiona ainda mais o já elevado preço da eletricidade industrial alemã.

A resistência dos partidos da oposição é notável neste contexto. Não apenas o Partido da Esquerda e os Verdes, mas também o AfD votaram contra a lei – embora por razões diametralmente opostas. Os Verdes criticaram a falta de abertura tecnológica e uma trajetória climática inadequada, enquanto os críticos conservadores se opuseram à intervenção estatal e aos custos excessivos. Essa conjuntura política ilustra que o mercado de capacidade não é uma solução tecnicamente neutra, mas sim um projeto político altamente controverso que tem efeitos distributivos significativos entre tecnologias, atores e consumidores.

Tribunal Constitucional protege lei considerada perigosa por especialistas em clima: O dilema da lei de modernização de edifícios

O fracasso da ação constitucional do Partido da Esquerda contra a Lei de Modernização da Construção Civil perante o Tribunal Constitucional Federal significa que, formalmente, a lei está agora livre para prosseguir. No entanto, essa decisão judicial não traz nenhum benefício substancial. O tribunal considerou que os demandantes não demonstraram suficientemente a necessidade de proteção legal – uma rejeição puramente processual que não emite nenhuma declaração definitiva sobre o conteúdo constitucional da própria lei. Isso ocorre apesar de a União Climática, uma associação apartidária de especialistas em clima e direito, já ter expressado sua avaliação em um breve relatório publicado em maio de 2026, afirmando que a Lei de Modernização da Construção Civil, em sua forma atual, era quase certamente inconstitucional. A tese central desse parecer técnico é a seguinte: a eliminação completa da exigência de 65% de energia renovável para sistemas de aquecimento cria uma lacuna regulatória estrutural que permite a operação contínua de sistemas de aquecimento a combustíveis fósseis existentes indefinidamente, além da data final constitucionalmente estabelecida para a neutralidade climática em 2045 – uma violação da decisão climática do Tribunal Constitucional Federal de 2021.

O GModG (Lei de Modernização da Energia em Edifícios) é a tentativa da coligação CDU/CSU e SPD de reestruturar fundamentalmente a Lei de Energia em Edifícios aprovada pelo governo de coligação anterior. O projeto de 166 páginas do Ministério dos Assuntos Econômicos abole imediatamente a exigência central de 65% de energia renovável e a substitui pelo conceito da chamada "bioescada": os novos sistemas de aquecimento a gás e óleo instalados devem utilizar 10% de combustíveis neutros em carbono, como biometano ou combustíveis sintéticos, a partir de janeiro de 2029; essa percentagem aumenta para 15% em 2030, para 30% em 2035 e deverá atingir 60% em 2040. Além disso, os proprietários são obrigados a contribuir com 50% das taxas de CO2, tarifas da rede de gás e custos do componente de biogás resultantes da instalação de novos sistemas de aquecimento a combustíveis fósseis.

Do ponto de vista econômico, a Lei Alemã de Modernização da Energia (GModG) apresenta diversos riscos estruturais que vão além do debate político. O problema mais fundamental reside na disponibilidade e no preço dos substitutos neutros em carbono planejados. Malte Küper, economista especializado em energia e clima do Instituto Alemão de Economia (IW) em Colônia, e seus colegas calcularam que as quantidades de biometano e combustíveis sintéticos necessárias para a transição para a bioenergia no setor da construção civil simplesmente não estão disponíveis em quantidade suficiente. Ao mesmo tempo, biomassa e hidrogênio verde, recursos escassos, são necessários para setores onde não existem alternativas tecnológicas — aviação e transporte marítimo, bem como a produção de produtos químicos industriais básicos e aço. O aumento artificial da demanda do setor de aquecimento elevaria os preços desses recursos estratégicos, prendendo as famílias em custos excessivos e aumentando o custo da descarbonização de outros setores-chave.

O Conselho Alemão de Especialistas em Proteção Climática apresentou uma avaliação quantitativa politicamente sensível: o painel independente acredita que o impacto da Lei Alemã de Modernização das Mudanças Climáticas (GModG) sobre a proteção climática, segundo as estimativas do governo alemão, é excessivamente otimista. Os níveis de emissão permitidos pela lei alemã provavelmente ficarão entre 60 e 100 milhões de toneladas de CO2 abaixo do esperado. Essa diferença tem consequências fiscais imediatas, já que a Alemanha teria que pagar multas substanciais à União Europeia, de acordo com o Regulamento Europeu de Repartição de Esforços, caso continue descumprindo as normas. O próprio Ministério da Economia admitiu que a lei ainda não prevê o período posterior a 2045 e que as etapas subsequentes da transição para a bioenergia serão definidas posteriormente – um quadro regulatório aberto que obriga os investidores a tomarem decisões de longo prazo com base em informações incompletas.

A principal mensagem institucional e econômica por trás dessa constatação é a seguinte: a Lei Alemã de Modernização da Construção (GModG) tenta corrigir uma falha de mercado no setor da construção civil por meio da implementação gradual de requisitos tecnológicos através da "bioescada" (um sistema de aumento da produção de biogás). No entanto, ao permitir sistemas de aquecimento a óleo e gás para além de 2029, a lei estabelece simultaneamente uma dependência de trajetória que comprometerá a viabilidade econômica a longo prazo desses sistemas devido ao aumento dos preços do CO2 e à escalada dos custos do gás verde. O efeito de aprisionamento é previsível: qualquer pessoa que instalar um novo sistema de aquecimento a gás hoje enfrentará altos custos operacionais daqui a vinte anos devido aos dispendiosos requisitos de mistura ou terá que investir novamente. Essa não é uma alocação eficiente dos recursos econômicos nacionais.

Redistribuição social em vez de controle climático: o subsídio reformulado para bombas de calor e suas consequências econômicas

Raramente uma reforma de financiamento interveio de forma tão abrupta e profunda nos cálculos de rentabilidade em curso como a nova regulamentação sobre o apoio governamental à instalação de sistemas de aquecimento ecológicos. Entre 9 e 20 de julho de 2026, o portal do KfW (Banco Alemão de Desenvolvimento) foi completamente desativado para novas candidaturas, uma vez que o KfW e o BAFA (Escritório Federal de Assuntos Econômicos e Controle de Exportações) tiveram de adaptar os seus sistemas às novas condições. Regras fundamentalmente novas aplicam-se a partir de 21 de julho de 2026.

Os pontos principais da reforma são claros: o custo máximo elegível para investimento na primeira unidade residencial diminuirá de € 30.000 para € 28.000 e, posteriormente, será reduzido em mais € 750 a cada seis meses, até atingir valores significativamente menores em 2030. O bônus de aceleração climática, que antes era de 20%, começará em apenas 16% após 21 de julho e também será reduzido em quatro pontos percentuais a cada seis meses. O bônus de eficiência para bombas de calor com tecnologias particularmente eficientes, como refrigerantes naturais, e a sobretaxa de redução de emissões para sistemas de aquecimento a biomassa serão completamente eliminados. Esses bônus com incentivos ambientais serão substituídos por um sistema de subsídios significativamente ampliado, baseado na renda. Famílias com renda anual tributável de até € 30.000 receberão um bônus de renda de 40%, que diminuirá para 10% em etapas subsequentes, até € 50.000. Além disso, foi introduzido um suplemento familiar: para cada filho menor de idade, o limite de renda relevante é aumentado em € 10.000.

As consequências para os cálculos de custo-benefício das famílias são significativas. Um indivíduo com rendimentos elevados, com um rendimento familiar tributável superior a 50.000 € e sem filhos, receberá um subsídio máximo de 12.880 € para a sua bomba de calor a partir de outubro de 2026 (28.000 € em custos elegíveis, com uma taxa de subsídio de 46%, composta por financiamento básico e um bónus de velocidade climática reduzido). Em abril de 2027, este subsídio máximo diminuirá para 11.445 €, uma vez que tanto os custos elegíveis (27.250 €) como o bónus de velocidade climática (12%) serão reduzidos. Qualquer pessoa que deseje instalar uma bomba de calor geotérmica dispendiosa e que não consiga comprovar baixos rendimentos, sofrerá, portanto, uma redução do subsídio de vários milhares de euros em apenas alguns meses.

Do ponto de vista da economia do bem-estar, o governo alemão está implementando uma problemática confusão de funções com essa reforma. Os subsídios para tecnologias de aquecimento sustentáveis ​​são instrumentos de política de alocação: visam internalizar uma externalidade positiva e incentivar o mercado a adotar a tecnologia socialmente desejada mais rapidamente do que o mecanismo de preços sem influência faria. Subsídios que não levam em consideração a renda, alinhados consistentemente com o efeito de redução de CO2 do investimento subsidiado, seriam o instrumento mais eficiente para esse propósito. Ao vincular os subsídios para aquecimento principalmente a limites de renda e situação familiar, a coalizão está transformando um instrumento de política climática em um programa de transferência de bem-estar social. Essa mudança pode ser justificável do ponto de vista da política social, mas, economicamente, torna a estrutura de subsídios imprevisível para a maioria dos investidores e aumenta exponencialmente os custos administrativos.

O problema fundamental da política intermitente de subsídios para aquecimento reside no seu efeito devastador em toda a cadeia de valor. Instaladores, atacadistas e fabricantes de bombas de calor ainda estavam em processo de estabilização de suas capacidades após o último aumento de subsídios em 2024. Outro congelamento de pedidos, aliado a mudanças drásticas no sistema de subsídios, está levando a uma onda de adiamentos de pedidos e cancelamentos de projetos. As economias de escala na produção, necessárias para reduzir ainda mais os custos unitários das bombas de calor e tornar a tecnologia acessível a segmentos mais amplos da população, estão sendo permanentemente prejudicadas por essas flutuações na demanda. No entanto, são justamente essas vias de redução de custos que poderiam, a longo prazo, diminuir a necessidade de subsídios governamentais. Com sua política inconsistente de subsídios, o governo federal está serrando o galho em que está sentado.

A isso se somam as razões fiscais por trás da reforma, que são politicamente desconfortáveis, mas precisam ser abordadas abertamente: os cortes nos subsídios para aquecimento são motivados principalmente por considerações orçamentárias. O Fundo para o Clima e a Transformação (KTF), que financia subsídios federais para edifícios energeticamente eficientes, está sob imensa pressão para se consolidar. No entanto, se os investimentos em proteção climática são, sob o pretexto de considerações de equidade, na realidade limitados principalmente por restrições orçamentárias, a política energética perde sua credibilidade como um arcabouço regulatório confiável a longo prazo.

A partir do primeiro trimestre de 2027, está previsto um bônus de valor agregado motivado pela política europeia: para bombas de calor produzidas fora da UE, o subsídio básico será reduzido para 15%, enquanto para os equipamentos fabricados na UE, será adicionado um bônus de 15% ao subsídio básico. Esse elemento protecionista acrescenta mais uma dimensão de controle da política industrial à já complexa estrutura de subsídios. Embora isso siga motivações compreensíveis de soberania industrial estratégica, simultaneamente torna a estrutura de subsídios ainda mais opaca e pode criar novos incentivos para escolhas tecnológicas subótimas, na medida em que os equipamentos mais baratos de origem não europeia deixam de representar a solução economicamente mais vantajosa para os consumidores devido a essa redução.

Solução fotovoltaica inovadora para redução de custos e economia de tempo - Imagem: Xpert.Digital

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Partilha de eletricidade como uma fachada: Partilha de energia entre a promessa legal e o vazio regulatório

Nenhuma questão atual na política energética alemã ilustra tão claramente a discrepância entre a ambição política e a realidade regulatória quanto o compartilhamento de energia. A visão é convincente: residências e pequenas empresas com sistemas fotovoltaicos em seus telhados deveriam poder compartilhar o excedente de eletricidade com vizinhos e outros membros de comunidades energéticas locais sem entraves burocráticos. A Europa comprovou, na Áustria e na Itália, que esse modelo funciona na prática. Na Áustria, onde milhares de comunidades energéticas locais e regionais já estão ativas, a cobertura de medidores inteligentes gira em torno de 95%, e uma plataforma central de troca de dados (plataforma EDA) permite a padronização da cobrança. Na Alemanha, porém, segundo estimativas atuais do setor, apenas 4% dos pontos de medição estão equipados com um sistema de medição inteligente – uma deficiência estrutural que, desde o início, lançou consideráveis ​​dúvidas sobre todo o conceito da abordagem alemã de compartilhamento de energia.

Desde 1º de junho de 2026, o compartilhamento de energia é legalmente permitido na Alemanha, com base no Artigo 42c da Lei da Indústria de Energia (EnWG). A lei obriga as operadoras de redes de distribuição a viabilizar o fornecimento de eletricidade dos produtores aos consumidores dentro de sua área de atuação; a partir de junho de 2028, essa prática também deverá ser permitida entre diferentes áreas de rede. As expectativas das associações de cidadãos do setor energético e dos agentes inovadores do mercado eram, portanto, elevadas. Contudo, poucas semanas após a entrada em vigor da regulamentação, a Câmara 6 da Agência Federal de Redes causou considerável confusão com uma declaração que, na prática, equivale a uma admissão de falha por parte da regulamentação: a agência declarou que o chamado modelo de serviço – ou seja, um modelo de fornecimento que já existia antes da regulamentação legal do compartilhamento de energia, no qual um provedor de serviços terceirizado atua como intermediário entre o produtor e o consumidor – atende plenamente aos requisitos do Artigo 42c da EnWG e, ​​portanto, não há outras exigências de implementação para as operadoras de rede.

A explosividade jurídica e econômica dessa declaração reside em sua implicação. A Aliança Cidadã para a Energia a formulou de maneira inequívoca: se a Agência Federal de Redes reduzir o direito legal de participação a um modelo clássico de fornecimento, deixará as comunidades energéticas cidadãs e os cidadãos engajados desamparados. A indignação decorre de uma contradição concreta no texto legal: o Artigo 42c da Lei Alemã da Indústria Energética (EnWG) prevê explicitamente o direito do consumidor de celebrar um contrato de fornecimento de sua escolha com um fornecedor de sua escolha para a aquisição de energia elétrica suplementar. O modelo de serviço preferido pela Agência Federal de Redes, no entanto, obriga o consumidor a utilizar um comercializador direto que também é o fornecedor da energia elétrica residual – o que contradiz diretamente a liberdade de escolha do fornecedor prevista em lei. A própria Agência Federal de Redes não respondeu ao questionamento sobre como essas contradições serão resolvidas.

A autoridade reguladora argumenta que a coordenação do fornecimento e consumo de eletricidade pelos operadores de rede imporia encargos excessivos a eles e também comprometeria os princípios da gestão de equilíbrio em grupo. Embora esse argumento seja tecnicamente sólido, ele essencialmente expressa uma questão política: com o Artigo 42c da Lei Alemã da Indústria Energética (EnWG), o legislador criou um direito legal que a autoridade reguladora agora considera tecnicamente inviável dentro do procedimento prescrito e está redirecionando para um substituto conhecido. Da perspectiva da economia dos custos de transação, essa constatação é crucial: um mercado só surge quando os custos de transação para medição, elaboração de contratos, faturamento e liquidação são inferiores ao valor econômico do recurso compartilhado. Quando a própria autoridade reconhece que o modelo de coordenação legalmente exigido requereria complexidade adicional significativa e extensos ajustes de TI para os operadores de rede, ela está essencialmente descrevendo precisamente isso: um mercado cujos custos de infraestrutura excedem seus benefícios econômicos.

O verdadeiro fracasso é institucional. Durante anos, a Alemanha não conseguiu implementar as diretivas da UE sobre partilha de energia porque o governo federal da época se referia consistentemente ao modelo de prestação de serviços como uma opção de conformidade suficiente. Quando a pressão para implementar as diretivas finalmente se tornou insuportável, foi promulgada uma lei que formalmente cumpria os requisitos legais europeus, mas não criou a infraestrutura necessária para uma operacionalização genuína – implantação de contadores inteligentes, comunicação padronizada com o mercado e uma plataforma central de faturamento. Arwed Colell, diretor-geral da Decarbon1ze, especialista em mercado de energia, resume sucintamente a falha estrutural: a posição de Berlim sempre foi a de que o modelo de prestação de serviços torna supérflua a implementação das diretivas da UE. O resultado, agora consolidado pela decisão da Agência Federal de Redes, é que a partilha de energia foi, de facto, reduzida a um modelo de fornecimento que já era possível antes da introdução do Artigo 42c da Lei Alemã da Indústria Energética (EnWG) – todo o esforço legislativo, essencialmente, não mudou nada.

Analisando o caso da Áustria, o diagnóstico se torna ainda mais preciso: lá, os operadores de usinas vendem sua eletricidade dentro de uma comunidade para seus vizinhos por cerca de 7 centavos de dólar por quilowatt-hora – em vez dos usuais 3 centavos para a comercialização direta centralizada. Essa receita adicional de 4 centavos cria um incentivo econômico genuíno que simplesmente não existe na Alemanha, porque não há isenções de tarifas de rede, incentivos fiscais ou infraestrutura de plataforma comparável. Luca Morandotti, do Centro de Pesquisa em Economia da Energia, resume sucintamente o resultado: sem incentivos financeiros, o compartilhamento de energia continua sendo um projeto de hobby para alguns poucos indivíduos.

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Erosão institucional como principal problema: por que a confiança, e não a tecnologia, é o gargalo da transição energética?

Ao analisar os quatro desenvolvimentos descritos em sua totalidade, emerge um padrão que transcende os problemas individuais de cada lei ou regulamentação. O cerne do problema é institucional: há uma falta de um arcabouço regulatório estável, previsível e consistente que forneça aos agentes privados — famílias, pequenas e médias empresas, fundos de investimento — bases de cálculo confiáveis ​​a longo prazo. Os investimentos em energia normalmente têm períodos de amortização de dez a trinta anos. Uma bomba de calor instalada hoje deve continuar sendo economicamente viável em 2050. Uma usina termelétrica a gás que recebe pagamentos de capacidade sob a Lei de Fornecimento de Eletricidade (StromKG) a partir de 2031 deve ser conversível para hidrogênio até 2045 e, posteriormente, operar de forma neutra em carbono. As comunidades de compartilhamento de energia que investem hoje precisam ter a garantia de que a autoridade reguladora de fato lhes concederá os direitos legalmente assegurados.

Em todas essas dimensões, a política energética alemã perdeu credibilidade no verão de 2026. Os subsídios para bombas de calor foram fundamentalmente alterados pela terceira vez em poucos anos, desta vez acompanhados de um rigoroso congelamento de novas solicitações. Segundo renomados constitucionalistas, a Lei Alemã de Modernização da Energia (GModG) está pisando em terreno instável e contém explicitamente regulamentações indefinidas para o período posterior a 2045. A Lei Alemã de Fornecimento de Eletricidade (StromKG) ainda aguarda aprovação europeia para auxílio estatal e, portanto, sua efetiva segurança jurídica. O compartilhamento de energia, por meio de uma diretiva oficial, foi reduzido de sua forma legalmente prometida de volta ao modelo anterior de fornecimento.

A teoria regulatória e a economia industrial empírica são inequívocas neste ponto: empresas e indivíduos reagem à incerteza regulatória com prêmios de risco mais elevados, que se manifestam na prática como sobretaxas de investimento ou relutância em investir. Qualquer pessoa que, dada a instabilidade descrita, calcule a viabilidade econômica de uma bomba de calor, um sistema fotovoltaico ou uma comunidade de compartilhamento de energia com base nas condições de subsídio atualmente aplicáveis ​​está agindo racionalmente — e ainda assim corre o risco de estar errada. Essa incerteza não é um efeito colateral inevitável de políticas de transformação ambiciosas. É um produto da prática legislativa que se baseia excessivamente em compromissos políticos de curto prazo e muito pouco na confiabilidade institucional de longo prazo.

A solução para esse dilema estrutural não reside em programas de financiamento ainda mais detalhados ou em regras de licitação ainda mais complexas. Ela reside em uma mudança de paradigma em direção a instrumentos mais simples e tecnologicamente neutros, com longos prazos de aviso prévio. Um preço do CO2 que suba de forma confiável e previsível no sistema europeu de comércio de emissões e na taxa nacional de CO2, complementado por princípios de financiamento com taxa fixa e independente da renda para tecnologias de aquecimento renováveis, com uma trajetória de redução plurianual claramente definida, enviaria ao mercado o sinal necessário. Além disso, é necessário um investimento governamental maciço na infraestrutura da rede elétrica – especialmente na implantação de medidores inteligentes – bem como uma plataforma nacional de digitalização para o mercado de energia, sem a qual nem o compartilhamento de energia, nem as tarifas dinâmicas de eletricidade, nem a gestão flexível de carga serão possíveis em todo o país.

Em 2026, a Alemanha terá um preço médio de eletricidade para residências em torno de 37,2 centavos de dólar por quilowatt-hora – um dos mais altos da União Europeia. Ao mesmo tempo, o setor da construção civil falha sistematicamente em cumprir suas metas climáticas. Cada nova rodada de instabilidade regulatória, cada novo congelamento de financiamento e cada nova reinterpretação oficial dos direitos legais torna a Alemanha um local menos atraente para investimentos em tecnologias climáticas e aumenta os custos sociais da transformação. Eficiência na política energética não significa aceleração a qualquer custo, mas sim a capacidade de gerar o máximo de investimento privado com o mínimo de gastos governamentais. Diante desse padrão, a política energética alemã precisará de otimização significativa até o verão de 2026.

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