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Sistemas de armazenamento em baterias saem da sombra e passam a sustentar redes elétricas em países como Chile, Estados Unidos, Austrália e, cada vez mais, o Brasil. Queda de mais de 90% nos custos e novas regras da Aneel colocam o país no radar global da transição energética.
As baterias de íons de lítio passaram décadas sendo tratadas como tecnologia boa apenas para celulares e notebooks. Eram vistas como caras, arriscadas e pouco confiáveis para algo tão crítico quanto uma rede elétrica nacional. Hoje, estão no centro de uma mudança estrutural na forma de gerar, transmitir e consumir energia.
Sistemas do tamanho de contêineres já são instalados ao lado de grandes usinas solares e parques eólicos em vários continentes. Eles armazenam eletricidade quando o vento sopra forte e o sol está a pino e a devolvem ao sistema em horários de pico, quando o consumo explode. O resultado é menos necessidade de usinas térmicas caras e poluentes e menos investimento em novas linhas de transmissão.
De acordo com a Agência Internacional de Energia (IEA), os custos médios de baterias caíram mais de 90% em menos de 15 anos, transformando essa tecnologia em uma das peças centrais da transição energética global. Em 2023, a implantação de armazenamento em baterias na geração elétrica cresceu mais de 130% em um único ano.
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Enquanto Chile, Califórnia e Austrália mostram que é possível evitar apagões com grandes sistemas de armazenamento, o Brasil começa a dar seus primeiros passos em projetos em larga escala. Novas normas da Aneel, estudos do ONS e movimentos de empresas como ISA CTEEP, Petrobras e CGN Brasil indicam que as baterias devem ganhar espaço também por aqui.
Das dúvidas ao protagonismo: como as baterias de íons de lítio saíram do laboratório para a rede elétrica
A tecnologia de baterias de íons de lítio começou a ser desenvolvida nos anos 1970 em laboratórios nos Estados Unidos e no Japão. Na época, o foco era alimentar equipamentos eletrônicos portáteis, não redes de alta tensão. Durante décadas, operadores de sistemas e executivos de distribuidoras descartaram a ideia de usar baterias em grande escala, alegando custo elevado e risco de falhas.
Historicamente, o armazenamento de energia sempre existiu, mas com outras formas. Hidrelétricas reversíveis, que bombeiam água para reservatórios mais altos e depois geram energia na descida, foram por muito tempo a solução dominante. Tecnologias como baterias alcalinas e de sódio-enxofre também foram testadas, porém ficaram restritas a nichos específicos, sem escala global.
O salto veio com a combinação de pesquisa, escala industrial e demanda de veículos elétricos. Segundo a IEA, o preço médio de pacotes de baterias caiu de cerca de 1.400 dólares por quilowatt-hora em 2010 para menos de 140 dólares em 2023, uma das maiores reduções de custo já vistas em qualquer tecnologia de energia. Esse movimento abriu espaço para que as baterias saíssem dos carros e fossem acopladas diretamente às redes elétricas.
Chile, Califórnia e Austrália mostram o poder do armazenamento de energia em baterias
O Chile foi um dos primeiros laboratórios a céu aberto dessa transformação. Em 2009, no deserto do Atacama, a AES colocou em operação um dos primeiros sistemas comerciais de armazenamento em baterias de íons de lítio conectados à rede, projetado para garantir energia estável a uma região de mineração em área remota. O projeto Los Andes foi seguido por uma instalação ainda maior, Angamos, e mostrou que as baterias podiam manter a frequência da rede e evitar quedas de energia em picos de demanda.
Na Califórnia, que enfrenta ondas de calor e forte crescimento de energia solar, as baterias mudaram o jogo nos últimos anos. Autoridades estaduais passaram a usar grandes sistemas de armazenamento para deslocar a energia solar do meio do dia para o fim da tarde, reduzindo pedidos emergenciais de redução de consumo e o risco de apagões. Em paralelo, a Austrália se tornou referência em grandes “battery farms” conectadas a parques eólicos e solares, reforçando a rede em regiões com forte penetração de renováveis.
Brasil começa a instalar baterias na rede elétrica e vira novo mercado para investidores
No Brasil, o marco simbólico dessa nova fase aconteceu em 2022, com a entrada em operação do primeiro projeto de armazenamento em baterias em larga escala no sistema de transmissão. Instalado pela ISA CTEEP na subestação de Registro, no litoral sul de São Paulo, o sistema de 30 MW e 60 MWh foi planejado para atuar em horários de pico, ajudando a evitar interrupções de fornecimento para cerca de 2 milhões de consumidores. O projeto foi aprovado e acompanhado pela Aneel e é apontado como histórico para o setor elétrico.
O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) passou a listar os sistemas de armazenamento como uma das prioridades regulatórias, ao lado de temas como modernização de redes e flexibilização da operação. Em 2024, o operador destacou a necessidade de regulamentar o uso de baterias e de hidrelétricas reversíveis, para garantir maior segurança e flexibilidade à matriz elétrica brasileira, cada vez mais dependente de energia eólica e solar.
Em 2025, a Aneel publicou novas orientações para instalação de sistemas de armazenamento, com foco em requisitos de segurança, integração com a rede e definição de regras para conexão e operação. Segundo a agência, o objetivo é permitir que baterias atuem de forma eficiente e coordenada com as demais usinas, aumentando o aproveitamento da geração renovável e reduzindo a necessidade de acionar térmicas caras. Essas diretrizes são vistas como um passo inicial para um marco regulatório mais completo.
Estudos da EPE e de outros órgãos indicam que os primeiros projetos-piloto de sistemas de armazenamento em baterias começam a se espalhar por estados como Bahia, Ceará, Pernambuco e Minas Gerais, muitas vezes colocalizados com grandes usinas solares e eólicas. A ideia é testar modelos de negócio, avaliar ganhos de flexibilidade e preparar o terreno para uma futura expansão em maior escala.
Empresas privadas também se movem. A CGN Brasil, por exemplo, avalia dois projetos-piloto de sistemas BESS em complexos eólico e solar na Bahia, para compensar perdas de geração causadas por cortes de produção que já chegaram a cerca de 20% dos ativos em 2025. Em paralelo, a Petrobras estuda participar de leilões específicos de baterias e planeja um piloto dedicado a armazenar energia a partir de 2028, sinalizando que o tema já entrou na agenda das grandes companhias de energia.
Análises recentes do Instituto E+, especializado em energia, apontam que a inclusão de 4 GW de armazenamento em baterias no Sudeste poderia gerar economia média de centenas de milhões de reais no custo de operação do Sistema Interligado Nacional ao longo de pouco mais de uma década. Os estudos também indicam redução do custo marginal de operação e maior inserção de renováveis, com impacto potencial na estabilidade de tarifas e na segurança de abastecimento.
Custos em queda, riscos de segurança e a corrida por novas tecnologias de baterias
Mesmo com a forte queda de preços, as baterias ainda são investimentos de alto valor e exigem planejamento cuidadoso. A IEA e outros estudos destacam que a redução acima de 90% em pouco mais de uma década foi puxada principalmente por ganhos de escala em fábricas de baterias para carros elétricos e pela difusão de químicas como o fosfato de ferro-lítio, que já representa cerca de 80% das novas baterias de armazenamento em 2023. Tecnologias alternativas, como baterias de sódio-íon, começam a surgir, mas ainda estão em fase inicial.
O tema da segurança também está no centro do debate. Incidentes de incêndios em sistemas de baterias em outros países e recalls de produtos residenciais, como o Powerwall em determinados mercados, levaram reguladores a endurecer normas de proteção, ventilação e monitoramento térmico dos sistemas. Segundo reportagens internacionais, a combinação de altos níveis de energia e falhas de projeto pode gerar riscos relevantes se não houver exigências claras de projeto, instalação e operação.
Na ponta da cadeia, a corrida por lítio e outros metais críticos levanta questões ambientais e geopolíticas. Empresas de mineração como a Rio Tinto apostam que o metal seguirá central nas baterias, apesar da queda de até 90% nos preços do hidróxido de lítio em relação ao pico de 2022, e firmam parcerias com países como o Chile para novos projetos. Especialistas alertam que a expansão do setor precisa vir acompanhada de padrões rígidos de sustentabilidade, reuso e reciclagem, sob risco de apenas trocar um problema ambiental por outro.
O que muda para a transição energética e para a conta de luz dos brasileiros
Para o clima, a combinação de energia solar, eólica e armazenagem em baterias é vista por organismos internacionais como um dos caminhos mais rápidos para reduzir emissões no setor elétrico. Ao permitir que renováveis forneçam energia mesmo quando não há sol nem vento, as baterias reduzem a necessidade de acionamento de térmicas a gás ou óleo e adiam investimentos em novas usinas de base, que muitas vezes têm custo elevado e longo prazo de implantação.
Para o consumidor, os efeitos tendem a aparecer de forma gradual. A expectativa de estudos e de reguladores é que o uso de baterias ajude a evitar blecautes, reduza a volatilidade de preços em extremos climáticos e gere economia estrutural na operação do sistema, que pode refletir em tarifas mais estáveis no médio e longo prazo. Ao mesmo tempo, segue em discussão como repartir o custo dos investimentos entre geradores, distribuidores e usuários, tema em que a Aneel já estuda modelos de contratação em que parte da fatura é dividida por toda a cadeia.
No fim, a pergunta que se impõe é quanto o Brasil está disposto a apostar em armazenamento de energia em baterias para acelerar sua transição energética. Você acha que o país deve correr para instalar grandes sistemas de baterias, mesmo com custos e riscos, ou priorizar hidrelétricas, novas linhas de transmissão e programas de eficiência energética? Deixe sua opinião nos comentários e participe do debate sobre qual deve ser a estratégia ideal para garantir uma energia mais limpa, segura e barata nos próximos anos.
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