O tsunami de baterias na Alemanha: como os sistemas de armazenamento em larga escala estão ultrapassando a transição energética
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Prefira a Xpert.Digital no GoogleⓘPublicado em: 18 de fevereiro de 2026 / Atualizado em: 18 de fevereiro de 2026 – Autor: Konrad Wolfenstein
O tsunami de baterias na Alemanha: como os sistemas de armazenamento em larga escala estão ultrapassando a transição energética – Imagem: Xpert.Digital
O impacto da capacidade de armazenamento de 720 gigawatts, com 78 GW já aprovados: por que a onda das baterias está sobrecarregando a rede elétrica alemã?
Fim da "maré escura"? O que a expansão massiva de instalações de armazenamento em larga escala realmente proporciona
Queda nos preços das baterias: o fator chinês subestimado no boom do armazenamento de energia na Alemanha
Durante muito tempo, os sistemas de armazenamento de energia em larga escala foram considerados uma solução de nicho cara, um bom "complemento" para dias ensolarados. Mas, à sombra de debates prolongados sobre estratégias para usinas de energia e redes de hidrogênio, uma dinâmica de mercado disruptiva se desenrolou, causando incredulidade e espanto nos ministérios do governo. Os números são tão enormes que parecem abstratos: foram submetidos pedidos de conexão à rede para mais de 720 gigawatts de capacidade de armazenamento – isso equivale a nove vezes a demanda máxima anual total da Alemanha.
O que estamos testemunhando atualmente não é um aumento de produção imposto pelo governo, mas sim uma onda de investimentos impulsionada por uma lógica de mercado global implacável. Alimentadas por um colapso de preços sem precedentes na tecnologia de fosfato de ferro-lítio (LFP) e pela enorme sobrecapacidade na China, as baterias se tornaram repentinamente a opção mais barata para flexibilidade da rede elétrica. Enquanto os formuladores de políticas ainda pensavam em prazos de cinco anos, os desenvolvedores de projetos e investidores já calculavam em intervalos de 15 minutos e reconheciam os enormes lucros de arbitragem no volátil mercado de eletricidade.
Mas esse crescimento desenfreado está levando o sistema ao limite. Ele levanta questões fundamentais: como gerenciar uma infraestrutura para a qual quase não há espaço na rede elétrica existente? Como impedir que “aplicações fantasmas” especulativas bloqueiem conexões industriais vitais? E, acima de tudo: esse dilúvio tecnológico pode preencher a lacuna do temido “calmaria”, ou estamos sujeitos a uma ilusão coletiva sobre a física do armazenamento de energia a longo prazo? O texto a seguir analisa a anatomia desse tsunami de baterias, esclarece a tensão entre a impotência regulatória e a inovação impulsionada pelo mercado e mostra por que a Alemanha precisa repensar radicalmente seu planejamento energético.
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Quando o mercado calcula mais rápido do que a política planeja
O ano de 2025 revelou uma realidade tecnológica ainda não contemplada nos documentos estratégicos do governo alemão. Os sistemas de armazenamento de energia em baterias de grande escala, antes tratados como um componente secundário da transição energética, transformaram-se, em poucos trimestres, em um elemento de infraestrutura sistemicamente importante. A força motriz por trás desse desenvolvimento não é a política, mas sim uma lógica econômica alimentada pela queda drástica dos custos, pela produção em massa global e pela crescente necessidade de flexibilidade no sistema elétrico. O que está emergindo na Alemanha não é uma mudança gradual, mas uma transformação tectônica na arquitetura do fornecimento de energia. Os números apresentados pela Associação Alemã das Indústrias de Energia e Água (BDEW) em novembro de 2025 falam por si: foram submetidos aos operadores de rede pedidos de conexão à rede para sistemas de armazenamento de energia em baterias de grande escala com capacidade total superior a 720 gigawatts. Isso representa mais de duas vezes e meia a capacidade total de geração instalada da Alemanha, de 263 gigawatts. As conexões à rede já contratadas somam pelo menos 78 gigawatts. Este valor já ultrapassa os cenários do plano de desenvolvimento da rede elétrica, que projeta uma capacidade de armazenamento instalada de cerca de 94 gigawatts até 2045. O planejamento que se estende por vinte anos no futuro é, portanto, simplesmente superado pela realidade da aplicação em 2025.
Essa discrepância entre o planejamento regulatório e a dinâmica de mercado está no cerne de um debate sobre política energética que vai muito além dos detalhes técnicos. Ela levanta questões fundamentais sobre a capacidade do Estado alemão de acompanhar as transformações tecnológicas e sobre a arquitetura de um sistema energético que se transforma a uma velocidade que nenhum cenário poderia ter previsto.
O vácuo político e seu acelerador involuntário
Para compreender a dimensão do crescimento do armazenamento de energia, é preciso considerar o contexto político em que ele ocorre. Em 15 de setembro de 2025, a Ministra Federal da Economia, Katherina Reiche, apresentou seu relatório de monitoramento sobre a transição energética, elaborado pelos institutos BET e EWI. O relatório de 259 páginas, intitulado "Transição Energética. Eficiente. Em Prática.", analisou o estado da transformação e culminou em um plano de dez pontos que enfatizava a eficiência de custos, a abertura tecnológica e os mecanismos de mercado. No entanto, o que estava visivelmente ausente neste relatório era uma avaliação substancial do papel do armazenamento em baterias. O tema foi amplamente ignorado e, mesmo no plano de dez pontos da Ministra, busca-se em vão uma posição estratégica sobre o armazenamento em larga escala. Essa omissão é notável porque demonstra o quanto a percepção política estava defasada em relação à realidade tecnológica. Enquanto Reiche falava em planejamento realista e na sincronização das redes e energias renováveis, um ciclo de investimentos já se desenrolava no mercado, subvertendo todas as suposições anteriores sobre os requisitos de flexibilidade do sistema elétrico.
A verdadeira surpresa de 2025 reside precisamente nessa lacuna. O avanço do armazenamento de energia em baterias em larga escala ocorreu não por causa do contexto político, mas apesar dele. Não foi impulsionado por programas de subsídios ou políticas industriais estratégicas, mas sim pela pura aritmética da queda dos custos da tecnologia e do aumento do potencial de receita no mercado de eletricidade.
A Queda dos Custos: Anatomia de um Colapso Global de Preços
O cerne econômico do boom do armazenamento de energia reside na evolução dos custos. Os preços das baterias de íon-lítio despencaram nos últimos anos, superando até mesmo as previsões mais otimistas em velocidade. De acordo com a pesquisa anual de preços da BloombergNEF, os preços médios globais de baterias caíram para US$ 108 por quilowatt-hora em 2025, uma redução de 8% em comparação com o ano anterior. No segmento de armazenamento estacionário, relevante para baterias de grande escala, a queda de preços foi ainda mais drástica: os preços das baterias caíram para US$ 70 por quilowatt-hora, uma redução de 45% em comparação com 2024. Isso faz com que o armazenamento estacionário se torne, pela primeira vez, o segmento de baterias mais barato em geral.
Em termos de sistemas, os preços dos sistemas de armazenamento de energia "chave na mão" caíram para uma média de US$ 117 por quilowatt-hora globalmente, uma redução de 31% em relação ao ano anterior, segundo a BNEF. A China continua sendo, de longe, o mercado mais acessível, com preços médios de sistema de US$ 73 por quilowatt-hora, enquanto na Europa o valor é de US$ 177 e nos EUA, de US$ 219. As vantagens de custo dos fabricantes chineses resultam de uma combinação de excesso de capacidade na produção de células, intensa concorrência e a mudança consistente para a química de fosfato de ferro-lítio (LFP). As baterias LFP atingiram preços médios de US$ 81 por quilowatt-hora em todas as aplicações em 2025, em comparação com US$ 128 para as variantes mais caras de níquel-manganês-cobalto (NMC).
Na China, centro da produção global de baterias, a tecnologia LFP se consolidou como o padrão indiscutível. Em 2025, as células LFP representaram 81,2% do mercado chinês de baterias para veículos elétricos, um aumento de 52,9% em relação ao ano anterior. As líderes de mercado CATL e BYD estão impulsionando um ciclo de inovação com investimentos maciços em pesquisa, automação e expansão da capacidade produtiva, reduzindo ainda mais os custos. A BNEF prevê que o custo de sistemas de armazenamento de energia de quatro horas, prontos para uso, poderá cair para US$ 41 por quilowatt-hora na China e US$ 101 na Europa até 2035. Esses números marcam a transição de um período em que o armazenamento era uma tecnologia de nicho para um em que representa a opção de flexibilidade mais economicamente atrativa no sistema energético.
Na Alemanha, a queda de preços também é evidente no setor de armazenamento residencial, onde os custos caíram de € 1.277 por quilowatt-hora em 2013 para uma média de € 477 por quilowatt-hora em 2025 – uma redução de 63%. Somente entre 2023 e 2025, os preços caíram cerca de 41%. Para sistemas de armazenamento de grande escala, onde os custos das células e os custos de integração do sistema são mais significativos do que os custos de instalação para os clientes finais, a tendência é ainda mais acentuada.
720 gigawatts em desenvolvimento: Entre a onda de investimentos e a inflação de pedidos
A enorme escala dos pedidos de conexão à rede exige uma análise minuciosa. Os 720 gigawatts de capacidade de armazenamento solicitada excedem a carga máxima anual da rede de transmissão, de aproximadamente 80 gigawatts, em nove vezes. Embora esse número indique um enorme interesse de mercado, deve ser interpretado com cautela. A própria Associação Alemã das Indústrias de Energia e Água (BDEW) enfatiza que ele representa apenas um retrato momentâneo. Os operadores do sistema de transmissão apontam que muitos desenvolvedores de projetos registram suas instalações de armazenamento junto a múltiplos operadores de rede simultaneamente, resultando em dupla contagem. É sabido no setor de energia que inúmeros pedidos de conexão à rede são, essencialmente, testes preliminares, sem um plano concreto, terreno garantido e estratégia de financiamento.
Foi precisamente por isso que o Ministério Federal da Economia e Energia reagiu em dezembro de 2025 e apresentou a proposta de alteração da Portaria de Conexão de Usinas Elétricas à Rede. Os sistemas de armazenamento de energia em baterias de grande escala deixarão de estar sujeitos à Portaria de Conexão de Usinas Elétricas à Rede e, consequentemente, não terão o mesmo direito automático à conexão à rede que as usinas elétricas. O objetivo é evitar a alocação inadequada de capacidade de conexão à rede e impedir bloqueios que prejudiquem outros usuários da rede, como centros de dados, grandes bombas de calor e instalações industriais.
Tim Meyerjürgens, CEO da TenneT Alemanha, resumiu sucintamente a tensão: se as instalações de armazenamento garantirem toda a capacidade da rede hoje, usinas termelétricas a gás, instalações industriais e data centers, que são críticos para o sistema, ficarão para trás. Somente a TenneT havia recebido solicitações de conexão à rede para 181 projetos até meados de 2025, 131 dos quais envolviam sistemas de armazenamento de baterias. Esses números ilustram que o boom do armazenamento representa um desafio não apenas tecnológico, mas também de infraestrutura: as redes são o gargalo pelo qual todos os usuários competem simultaneamente por largura de banda.
No entanto, seria um erro descartar os 720 gigawatts como uma mera meta ilusória. Mesmo que apenas uma fração desses projetos seja concretizada, surgirá um cenário de armazenamento que superará em muito todos os planos anteriores. Os 78 gigawatts já comprometidos, por si só, ultrapassam os cenários do plano de desenvolvimento da rede para 2037 e 2045. Segundo especialistas do setor, a verdadeira expansão do mercado ainda está por vir.
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A ruptura da barragem regulatória: status privilegiado e sua rápida restrição
Um catalisador fundamental para o crescimento do armazenamento de energia foi o tratamento preferencial dado aos sistemas de armazenamento em larga escala pela legislação de construção, aprovada pelo Bundestag alemão em 13 de novembro de 2025. Com a introdução do novo Artigo 35, Parágrafo 1, Número 11 do Código de Construção Alemão (BauGB), os sistemas de armazenamento de baterias com capacidade igual ou superior a um megawatt-hora foram classificados como projetos privilegiados em áreas rurais. Isso significa que não é mais necessário um plano diretor para sua construção, e o processo de aprovação foi significativamente simplificado.
As implicações desta decisão são imensas. Os sistemas de armazenamento de baterias em larga escala dependem da proximidade com subestações e pontos de conexão à rede elétrica, que normalmente se localizam em áreas rurais. Até então, não havia regulamentação explícita na legislação de planejamento urbano, e o processo de licenciamento assemelhava-se a uma colcha de retalhos de diferentes autoridades. A exigência da chamada "especificidade do local" era interpretada de forma distinta por várias agências, gerando considerável incerteza jurídica. O novo tratamento preferencial proporciona clareza e não exige conexão à rede elétrica nem limites específicos de capacidade.
Mas essa clareza durou pouco. Em 4 de dezembro de 2025, menos de três semanas depois, o Bundestag alemão aprovou a Lei de Aceleração da Energia Geotérmica, restringindo significativamente o tratamento preferencial original. A ampla regulamentação foi substituída por três critérios mais específicos, incluindo a exigência de acoplamento espacial a instalações de geração de energia existentes ou à infraestrutura da rede elétrica. Essa trajetória legislativa em ziguezague em apenas algumas semanas ilustra o dilema fundamental: os legisladores estão tentando regular um processo de mercado que se autoacelera, oscilando entre facilitá-lo e restringi-lo.
Nossa experiência na UE e na Alemanha em desenvolvimento de negócios, vendas e marketing
Nossa experiência na UE e na Alemanha em desenvolvimento de negócios, vendas e marketing - Imagem: Xpert.Digital
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O crescimento do setor de armazenagem já chegou, mas um perigo estratégico é frequentemente ignorado
Modelos de negócios em transição: Arbitragem, balanceamento de energia e alívio da rede elétrica
A atratividade econômica dos sistemas de armazenamento de energia em larga escala baseia-se em um modelo de receita cada vez mais diversificado. O negócio principal clássico é a arbitragem de energia: compra-se eletricidade quando está barata, tipicamente ao meio-dia durante períodos de alta geração solar, a preços entre zero e dez euros por megawatt-hora, e vende-se quando está cara, por exemplo, no início da noite, a preços superiores a 160 euros por megawatt-hora. Análises iniciais indicam que a transição para intervalos de 15 minutos no mercado de energia do dia seguinte, em 1º de outubro de 2025, aumentou essas receitas em cerca de 20%, uma vez que as flutuações de preços de curto prazo agora podem ser exploradas com maior precisão.
Além disso, os sistemas de armazenamento de baterias fornecem energia de balanceamento, particularmente reserva de controle primária e secundária. Em certos períodos de 2025, os preços da reserva de controle primária atingiram valores superiores a € 10.000 por semana por megawatt, dez vezes a remuneração usual. No entanto, é previsível que as margens no mercado de energia de balanceamento diminuam à medida que as capacidades de armazenamento se expandem. Essa tendência já é visível no Reino Unido e prevê-se um desenvolvimento semelhante na Alemanha. O futuro, portanto, reside na combinação de diversas fontes de receita, incluindo negociação de energia para o dia seguinte, otimização intradiária, energia de balanceamento e, cada vez mais, serviços de redistribuição.
Um estudo da consultoria Neon Neue Energieökonomik, encomendado pela Eco Stor, analisou os benefícios das baterias de grande escala para a rede elétrica e constatou que os operadores de rede podem economizar de três a seis euros por quilowatt por ano em custos de redistribuição ao operar sistemas de armazenamento de energia em baterias. Essa redução ocorre atualmente por mera coincidência, já que as baterias reagem ao sinal uniforme do preço de atacado, e os gargalos da rede permanecem invisíveis para elas. Um sinal dinâmico de preço de redistribuição que reflita a situação da rede regional poderia aumentar significativamente esse valor agregado. Isso representa um enorme potencial regulatório ainda inexplorado.
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A base instalada: a situação atual da Alemanha
Além dos projetos em andamento, vale a pena analisar a capacidade instalada real. No final de julho de 2025, mais de dois milhões de sistemas de armazenamento de energia em baterias, com capacidade total de cerca de 14 gigawatts e capacidade de armazenamento de quase 22,5 gigawatts-hora, estavam instalados na Alemanha. De janeiro a julho de 2025, mais de 318.000 novos sistemas foram comissionados. O Fórum Econômico Internacional de Energias Renováveis projetou cerca de 550.000 novas instalações para todo o ano de 2025, resultando em um total de aproximadamente 2,3 milhões de sistemas de armazenamento com capacidade de 16 gigawatts.
No entanto, a infraestrutura existente é dominada por sistemas de armazenamento doméstico, que representam cerca de 80% da capacidade. Instalações de armazenamento em larga escala, com capacidade de um megawatt ou mais, representavam apenas cerca de 2,35 gigawatts de capacidade e pouco menos de 2,9 gigawatts-hora de capacidade de armazenamento em meados de 2025. O verdadeiro salto na escala do armazenamento em larga escala ainda está por vir. Por exemplo, a EnBW está planejando uma instalação de armazenamento de baterias com capacidade de 0,4 gigawatts e 0,8 gigawatts-hora no local da antiga usina nuclear de Philippsburg – uma instalação que, teoricamente, poderia abastecer 100.000 residências por um dia. A operadora do sistema de transmissão 50Hertz já assumiu compromissos vinculativos para mais doze gigawatts de capacidade de armazenamento até 2029.
O ecossistema está crescendo: carros elétricos, baterias de segunda vida e carregamento bidirecional
A dinâmica do armazenamento de energia em larga escala está sendo amplificada por dois desenvolvimentos convergentes que estão transformando todo o ecossistema de armazenamento. Em primeiro lugar, o número de veículos elétricos está crescendo e suas baterias podem se tornar recursos de flexibilidade descentralizados por meio do carregamento bidirecional. De acordo com um estudo da P3 automotive encomendado pela e-mobil BW, cerca de 5,2 milhões de veículos e até 21,7 milhões de veículos até 2035 serão capazes de carregamento bidirecional, representando 65% da frota total de veículos elétricos. A LBBW estima que a integração de veículos elétricos ao setor de energia poderá fornecer uma capacidade adicional de 240 gigawatts-hora, quase tanto quanto todos os outros sistemas de armazenamento de baterias combinados.
Por outro lado, está surgindo um mercado crescente para baterias de segunda vida, ou seja, baterias de veículos desativadas que, após o uso em carros elétricos, ainda retêm de 70% a 80% de sua capacidade original e podem ser reutilizadas como sistemas de armazenamento estacionário. De acordo com cálculos da EnBW, somente as baterias recicladas de carros elétricos poderiam suprir até 35% da capacidade total dos sistemas de armazenamento em larga escala necessários na Alemanha, ou até 67% de sua potência. Com a decisão da UE de proibir o registro de novos veículos com motor de combustão interna a partir de 2035, espera-se que uma quantidade significativa de baterias se torne disponível para uso em segunda vida a longo prazo.
Esses desenvolvimentos seguem uma lógica sistêmica: pela primeira vez, sistemas de armazenamento de grande e pequeno porte, aplicações fixas e móveis estão convergindo em um sistema integrado. Baterias de segunda vida são significativamente mais econômicas do que sistemas de armazenamento novos, possibilitando novos modelos de negócios e tornando as soluções de armazenamento de energia mais acessíveis. A combinação do uso de baterias de segunda vida com a reciclagem subsequente representa um componente fundamental de uma economia circular de baterias.
Limitações da bateria: períodos de pouca energia e a questão do armazenamento a longo prazo
Apesar da euforia em torno do crescimento do armazenamento de energia, seria analiticamente irresponsável ignorar as limitações estruturais do armazenamento em baterias. O principal desafio está sintetizado em um termo que se tornou uma palavra-chave no debate sobre política energética: "calmaria escura". Isso se refere a períodos de vários dias ou semanas em que não há vento nem sol, e o déficit de energia pode chegar a vários terawatts-hora.
Uma análise da LBBW conclui que períodos de baixa geração de energia eólica e solar com duração superior a 48 horas ocorrem aproximadamente duas vezes por ano. Em casos extremos, podem surgir déficits energéticos de até 10,6 terawatts-hora, que não podem ser supridos apenas pelo armazenamento em baterias. Mesmo em cenários otimistas que combinem todo o armazenamento em baterias de usinas e veículos elétricos, bem como usinas hidrelétricas de bombeamento, a capacidade total é de pouco menos de 600 gigawatts-hora, o que cobriria apenas metade da demanda energética diária.
Isso ilustra a limitação física fundamental da tecnologia de baterias: ela é otimizada para armazenamento de curto prazo, na faixa de minutos a algumas horas, mas perde eficiência em períodos de armazenamento mais longos. Baterias de grande porte atingem eficiências em torno de 90%, superando em muito a reconversão de hidrogênio, cuja eficiência geral é de apenas 20 a 25%. No entanto, essa proporção se inverte para períodos de armazenamento superiores a um dia e meio. Aproximadamente 70% da demanda de reserva no sistema elétrico ocorre em períodos de armazenamento de até um dia e meio, durante os quais as baterias são claramente superiores. Somente a partir do terceiro dia o hidrogênio passa a apresentar vantagem.
A combinação tecnológica ideal consiste, portanto, na coexistência de dois sistemas: armazenamento em baterias para as necessidades diárias de flexibilidade, especialmente para aproveitar a energia solar à noite, e hidrogênio ou seus derivados para períodos prolongados de baixa produção eólica e solar. Todos os estudos conceituados, sejam do Fraunhofer ISE ou da Agora Energiewende, concluem que um sistema elétrico neutro em carbono não pode funcionar o tempo todo sem armazenamento de longo prazo baseado em moléculas e geradores despacháveis. Uma análise da Eco Stor mostra que mesmo 60 gigawatts de armazenamento de curto prazo instalado podem reduzir a necessidade de energia de reserva segura em 15 a 20 gigawatts, e em até 24 gigawatts com 100 gigawatts. Isso é significativo, mas não elimina a necessidade de capacidades de reserva despacháveis para as situações de fornecimento mais críticas.
O domínio da China como um risco estratégico
Um aspecto frequentemente subestimado no debate alemão é a dimensão geo-econômica do boom das baterias. A fabricação global de baterias é dominada por empresas chinesas. A CATL e a BYD, juntas, controlam a maior parte do mercado mundial, e os fabricantes chineses, em conjunto, detêm cerca de 69% do mercado global de baterias para veículos elétricos. A China sozinha pode atender a quase toda a demanda global por baterias LFP. A capacidade total de baterias em veículos elétricos chineses atingiu 769,7 gigawatts-hora em 2025, um aumento de 40,4% em comparação com o ano anterior.
Os preços baixos devem-se, em parte, à sobrecapacidade estrutural na produção de células de bateria na China, o que desencadeia uma intensa competição de preços. Para os desenvolvedores de projetos alemães e europeus, esses baixos preços de importação representam uma Segenno curto prazo, mas um risco estratégico no longo prazo. A dependência de uma única região fornecedora para uma tecnologia crítica para o sistema repete um padrão que trouxe à Europa uma experiência dolorosa com os combustíveis fósseis. Portanto, o estabelecimento de uma produção europeia de células de bateria em escala competitiva continua sendo uma necessidade de política industrial, mesmo que não consiga alcançar as vantagens de custo das importações chinesas no curto prazo.
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Por que a regulamentação e o planejamento precisam ser fundamentalmente repensados
A principal lição a tirar do boom do armazenamento de energia não é tecnológica, mas institucional. O sistema energético alemão possui instrumentos de planejamento, procedimentos de licenciamento e marcos regulatórios projetados para um mundo onde as tecnologias se desenvolvem ao longo de décadas e a infraestrutura cresce em incrementos gerenciáveis. O mercado de armazenamento de baterias, no entanto, opera em um ritmo completamente diferente.
Se a demanda máxima anual da rede de transmissão for nove vezes menor que o volume atual de aplicações de armazenamento, isso demonstra que os procedimentos do sistema vigente, baseado na ordem de chegada, estão atingindo seus limites. A Associação Alemã das Indústrias de Energia e Água (BDEW) defendeu procedimentos transparentes de conexão à rede que abordem melhor a atual escassez de capacidade. A capacidade da rede tornou-se um recurso escasso em níveis de alta e média tensão, com grandes baterias, data centers, bombas de calor de grande porte e plantas industriais competindo por ela.
O plano de desenvolvimento da rede elétrica precisa de uma atualização fundamental para refletir a realidade do armazenamento de energia. Os processos de aprovação exigem critérios claros para distinguir entre solicitações especulativas e projetos sérios. A introdução de taxas de registro de € 50.000, que alguns operadores de rede já estão implementando, é um primeiro passo, mas não substitui uma reformulação sistêmica. Além disso, a introdução de sinais de preço locais, como preços de redistribuição dinâmica, poderia aumentar significativamente o uso de armazenamento de energia em sistemas compatíveis com a rede e reduzir a lacuna entre a lógica de mercado e a otimização do sistema.
Revolução da infraestrutura a partir de baixo: a vantagem do mercado sobre a política
O que o boom do armazenamento de energia em 2025 revelou principalmente foi o poder da transformação impulsionada pelo mercado. Não foi um programa de subsídios governamentais que impulsionou o sucesso das baterias em larga escala, mas sim a convergência da queda dos custos, das economias de escala globais e de um modelo de mercado de eletricidade que recompensa a crescente volatilidade dos preços. Na Alemanha, espera-se que aproximadamente 2,3 milhões de sistemas de armazenamento de energia em baterias, com capacidade superior a 25 gigawatts-hora, sejam instalados até o final de 2025. A capacidade de armazenamento em baterias cresceu 150% desde 2023. O custo dos sistemas de armazenamento estacionários deverá cair para US$ 101 por quilowatt-hora na Europa até 2035.
Essa revolução na infraestrutura está se desenrolando a uma velocidade sem precedentes no sistema de planejamento alemão. A EnBW está construindo uma bateria de grande escala no local de uma usina nuclear desativada. A 50Hertz assumiu compromissos vinculativos para fornecer conexões para doze gigawatts. Centenas de projetos estão em andamento. O que está sendo criado aqui é nada menos que uma nova camada de infraestrutura energética que alterará fundamentalmente a relação entre geração, rede e consumo.
A tarefa resultante é clara: a regulamentação, o planejamento e o licenciamento devem acompanhar um desenvolvimento que já começou há muito tempo. Isso não significa que o Estado deva se retirar. Pelo contrário: um arcabouço regulatório sólido que filtre pedidos especulativos, recompense a operação compatível com a rede, promova o armazenamento de longo prazo e construa cadeias de valor europeias é mais urgente do que nunca. O mercado demonstrou que pode acelerar a transição energética. Se essa aceleração será canalizada de forma ordenada é a questão política deste período legislativo.
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