84% mais barato: Uma tecnologia em queda livre ascendente – A verdade sobre o armazenamento de baterias

Baterias versus usinas termelétricas a gás: o erro fatal da Alemanha em relação à eletricidade

Apesar das quedas históricas de preços: por que a Alemanha prefere o gás?

Os preços dos sistemas de armazenamento de energia em baterias estão caindo para mínimas históricas em todo o mundo – uma revolução tecnológica que está transformando fundamentalmente o mercado global de energia. Mas, em vez de aproveitar esse enorme impulso econômico para um fornecimento de energia limpa e economicamente viável, os formuladores de políticas alemães se apegam rigidamente a um dogma ultrapassado: a construção de novas usinas termelétricas a gás natural, num investimento bilionário. Enquanto países como China, Austrália e Estados Unidos investem há tempos em gigantescas usinas de armazenamento de energia, as regulamentações na Alemanha estão sistematicamente dificultando o desenvolvimento dessa tecnologia. Esta é uma análise aprofundada das quedas de preços ignoradas, dos erros na política industrial e da questão crucial de por que a Alemanha está prestes a perder a próxima grande transformação tecnológica.

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Na história da tecnologia energética moderna, dificilmente houve uma queda de custos tão acentuada, consistente e economicamente transformadora quanto a das baterias de íon-lítio. De acordo com o estudo anual de preços de baterias da BloombergNEF, os preços dos sistemas estacionários de armazenamento de energia caíram 45% em um único ano, entre 2024 e 2025, atingindo o mínimo histórico de US$ 70 por quilowatt-hora. Observando a tendência de longo prazo desde 2016, a queda geral de preços é de cerca de 84% — uma redução que nenhuma outra usina ou sistema de armazenamento de energia sequer chegou perto de igualar. Na China, de longe o maior mercado produtor do mundo, os primeiros projetos em larga escala foram implementados no início de 2025 com custos de sistema inferiores a US$ 63 por quilowatt-hora — um valor considerado absurdo há poucos anos.

Essa evolução dos preços não é um fenômeno de mercado de curto prazo explicável por flutuações temporárias nos preços das matérias-primas. É o resultado de um processo de amadurecimento tecnológico, investimentos maciços em capacidade produtiva, ganhos sistemáticos de eficiência na química das células e um efeito de curva de aprendizado global que ganhou impulso exponencial com a expansão da produção em massa. A BloombergNEF quantifica a queda real de preços desde 2010 em um total de 93%. Ao mesmo tempo, as novas instalações globais de sistemas estacionários de armazenamento de energia em baterias aumentaram para cerca de 315 gigawatts-hora em 2025 — um aumento de 50% em comparação com o ano anterior. Espera-se que as instalações ultrapassem 450 gigawatts-hora em 2026. Diante desse cenário, surge uma pergunta com crescente urgência: por que, apesar dessa evolução do mercado, a política econômica alemã sob a ministra Katherina Reiche se baseia quase exclusivamente na construção de novas usinas termelétricas a gás?

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Uma tecnologia em queda livre — para cima

O paradoxo do mercado de armazenamento de baterias é que sua ascensão econômica começou com uma queda espetacular de preços. Enquanto a queda de preços é considerada um sintoma de crise em outros setores — por exemplo, no setor de semicondutores, quando o excesso de capacidade sufoca as margens de lucro —, no mercado de armazenamento, ela sinaliza exatamente o oposto: demanda crescente, maturidade tecnológica e competitividade estrutural. O mercado de armazenamento de baterias está crescendo tão rapidamente justamente porque está se tornando mais barato, e não apesar disso.

Considerando apenas os custos do sistema, os sistemas estacionários de armazenamento de energia em larga escala na UE atingiram um valor entre € 180 e € 215 por quilowatt-hora no final de 2025. A Rystad Energy prevê uma queda adicional para cerca de € 170 por quilowatt-hora em 2026. Um cálculo comparativo do Instituto Fraunhofer de Sistemas de Energia Solar mostra que uma nova turbina a gás, operando apenas durante os picos de demanda, produz eletricidade a custos entre 15,4 cêntimos e mais de 30 cêntimos por quilowatt-hora — numa crise energética como a de 2022, esses custos podem chegar a 53 cêntimos por quilowatt-hora. Em comparação direta, a eletricidade proveniente de centrais solares e eólicas custa menos de 5 cêntimos por quilowatt-hora para ser gerada. O armazenamento intermediário através de um sistema de baterias com um custo de sistema de € 170 por quilowatt-hora aumenta o custo dessa eletricidade em apenas cerca de 4 cêntimos. O resultado — geração de energia renovável mais armazenamento em baterias a menos de 10 centavos de dólar por quilowatt-hora — está, portanto, muito abaixo dos custos de produção de qualquer usina termelétrica a gás recém-construída na Alemanha.

A comparação torna-se ainda mais drástica quando se consideram os custos totais. Um estudo do Fórum para a Economia de Mercado Ecológica e Social (FÖS), encomendado pela Green Planet Energy, quantifica os custos sociais totais de uma nova central termoelétrica a gás na Alemanha em até 67 cêntimos de dólar por quilowatt-hora. Este valor inclui não só os custos de geração de eletricidade, entre 23 e 28 cêntimos de dólar, mas também os danos climáticos que não são totalmente cobertos pelo preço do CO₂. Cada central termoelétrica a gás recém-construída emite até 8,4 milhões de toneladas de CO₂ ao longo de toda a sua vida útil e gera danos climáticos de até sete mil milhões de euros, que não são internalizados. Só para os 10 gigawatts de centrais termoelétricas a gás planeados na primeira fase, o FÖS estima custos diretos de subsídios de cerca de 6,6 mil milhões de euros.

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O mercado global como reflexo de oportunidades perdidas

O que na Alemanha é considerado uma opção futura politicamente controversa já é uma realidade internacional há muito tempo. No estado australiano de Victoria, em 2025, sistemas de armazenamento de energia em baterias de grande escala produziram mais eletricidade do que usinas termelétricas a gás pela primeira vez. Na Califórnia, em abril de 2025, esses sistemas já supriam mais de 20% da demanda de eletricidade noturna — uma função que, até 2020, era quase exclusivamente desempenhada por usinas termelétricas a gás. Em todo o mundo, a capacidade instalada de sistemas de armazenamento de energia em baterias ultrapassou 250 gigawatts em 2025, superando pela primeira vez a capacidade das usinas hidrelétricas convencionais de bombeamento, que constituíram a espinha dorsal do armazenamento de energia global por décadas. Somente em 2025, mais de 100 gigawatts de nova capacidade de armazenamento em baterias foram instalados em todo o mundo — um aumento de três vezes em comparação com 2023.

A geografia do crescimento desse boom é notável. A China domina com uma margem que pode ser descrita mais como uma economia planificada turbinada do que uma economia de mercado: somente em dezembro de 2025, a China instalou mais capacidade de armazenamento estacionário de baterias do que os EUA em todo o ano. Atrás da China e dos EUA, estão a Arábia Saudita, a Austrália e o Chile — todos países que aceleraram a expansão do armazenamento de baterias por meio de decisões sistemáticas de estruturação de mercado. A Europa ocupa uma posição ambivalente nessa corrida: na Alemanha, o principal mercado único europeu até o momento, os legisladores estão freando o crescimento com a Lei de Fornecimento de Eletricidade (StromVKG) justamente quando o ciclo global está ganhando impulso.

A dimensão estratégica desse padrão dificilmente pode ser subestimada. A história da energia solar fotovoltaica mostrou o que acontece quando um mercado pioneiro desperdiça sua posição competitiva por erros regulatórios: a Alemanha, como líder mundial do mercado, construiu a indústria, depois perdeu terreno para a manufatura chinesa devido a uma política industrial inadequada e, hoje, importa a maioria de seus módulos solares. Uma analogia ameaça se desenrolar com o armazenamento de baterias — mas com a diferença de que a instalação e a integração de sistemas geram uma criação de valor local ainda maior do que a mera produção de módulos, e que a Alemanha ainda poderia defender ativamente sua liderança no mercado de sistemas.

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Os ricos versus a realidade: o dogma das usinas termelétricas a gás

A ministra da Economia, Katherina Reiche, estruturou claramente a política de expansão da capacidade do governo alemão: de acordo com a Lei de Fornecimento de Eletricidade (StromVKG), nove gigawatts de capacidade de longo prazo, com uma regra de dez horas, serão licitados em 2026, seguidos por outros dois gigawatts em 2027 e, posteriormente, rodadas tecnologicamente neutras em 2027 e 2029. Os consumidores de eletricidade poderão enfrentar custos adicionais anuais entre um e três bilhões de euros a partir de 2031, financiados por meio de uma nova taxa sobre o consumo. Essa arquitetura de mercado de capacidade é internamente consistente — para um mundo em que as usinas termelétricas a gás seriam a tecnologia de capacidade despachável mais competitiva. Para o mundo real de 2026, no entanto, isso já não se verifica.

A regra das dez horas, um requisito fundamental das licitações, é o cerne técnico do problema. Os sistemas de armazenamento de energia em baterias, particularmente os sistemas de íon-lítio disponíveis comercialmente, não conseguem atender a esse requisito em sua forma atual, mais rigorosa — que exige que um sistema esteja pronto para mais dez horas de operação dentro de uma hora após uma descarga completa de dez horas. Em sua declaração sobre o projeto de lei, o Escritório Federal de Cartéis destacou explicitamente que esse requisito técnico exclui, na prática, os sistemas de armazenamento de energia em baterias das primeiras rodadas de licitação, que envolvem grandes volumes, limitando, assim, a diversidade tecnológica no futuro mercado de capacidade. A autoridade da concorrência também critica o fato de o projeto não incluir um limite para o volume de contratos por fornecedor — o que significa que as estruturas de mercado existentes, dominadas por grandes empresas de energia, podem se consolidar permanentemente.

A discrepância entre o objetivo declarado e os instrumentos reais é notável. O próprio Reiche descreveu o acordo sobre a estratégia para usinas de energia como um passo importante rumo a um "mercado de capacidade tecnologicamente neutro". Na realidade, porém, os primeiros nove gigawatts das licitações de longo prazo estão longe de ser tecnologicamente neutros — devido ao critério de dez horas, eles são efetivamente direcionados a usinas termelétricas a gás. Nesse contexto, o termo "tecnologicamente neutro" descreve mais um desejo do que uma realidade regulatória.

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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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O que a comparação entre os sistemas revela: curto prazo versus longo prazo

O debate sobre política energética em torno do armazenamento em baterias e das centrais termoelétricas a gás é frequentemente enquadrado como uma questão de segurança de abastecimento: as baterias são boas para necessidades de armazenamento de curto prazo, enquanto as centrais termoelétricas a gás são necessárias para períodos de baixa produção eólica e solar que duram vários dias. Essa lógica não é fundamentalmente falha, mas obscurece uma complexidade crucial. A matriz energética da Alemanha não exige uma única tecnologia para todas as tarefas, mas sim uma interação inteligente de várias tecnologias, cada uma implantada onde seu valor sistêmico é maior. E a atual estrutura de licitações simplesmente não é adequada a essa abordagem diferenciada.

O armazenamento em baterias é mais valioso onde é necessária uma resposta rápida: controle de frequência, suavização das flutuações de carga, absorção do excesso de energia renovável durante os picos de geração e sua liberação no período noturno. Um estudo da LCP Delta conclui que o armazenamento de energia em baterias a longo prazo já pode contribuir para a segurança do abastecimento de forma mais rentável do que as usinas termelétricas a gás — desde que as regras de licitação sejam adaptadas às suas características específicas. A Rystad Energy documenta que, em diversas regiões da Austrália e da América do Norte, o armazenamento em baterias já assumiu completamente a função das usinas a gás — ou seja, usinas que só entram em operação durante os picos de demanda. Essa transição é impulsionada pelo mercado, não por subsídios governamentais, mas porque os cálculos econômicos são claros.

Para os casos de uso restantes — períodos de vários dias com baixa geração de energia eólica e solar, eventos climáticos severos de inverno sem vento ou sol por vários dias — existe uma justificativa sólida para capacidades de reserva térmica. A Associação Alemã das Indústrias de Energia e Água (BDEW) também reconhece que as usinas termelétricas a gás despacháveis ​​continuam sendo indispensáveis ​​como opção de reserva para eventos extremos. O ponto crucial, no entanto, não é se a capacidade de geração a gás é necessária, mas sim quanta, em que formato e a que preço ela é compensada. Regulamentações que visam principalmente nove gigawatts de capacidade para usinas termelétricas a gás e só concedem oportunidades de mercado para armazenamento de energia em baterias em rodadas posteriores e menores invertem as prioridades: agem como se períodos de baixa geração de energia eólica e solar fossem a norma e a flexibilidade de curto prazo fosse a exceção — quando o oposto é verdadeiro.

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Conta de importação de combustíveis fósseis da Alemanha: o que está em jogo?

Por trás do debate tecnológico, reside uma questão econômica fundamental: quão cara é a dependência de importações? A Alemanha gasta, em média, cerca de € 81 bilhões por ano com importações de combustíveis fósseis, segundo pesquisa do KfW Research, com base em dados de 2008 a 2024. Isso equivale a 2,5% do seu Produto Interno Bruto (PIB) e aproximadamente € 1.000 per capita por ano. Em 2024 — um ano com preços de energia relativamente moderados —, os custos líquidos de importação de carvão, petróleo e gás chegaram a € 69 bilhões. Embora esse valor seja consideravelmente menor do que no ano de crise de 2022, ainda é significativamente maior do que os níveis pré-guerra. Em 2022, os custos de importação de combustíveis fósseis atingiram € 146 bilhões — um número profundamente gravado na memória econômica.

Cada novo contrato de capacidade para usinas termelétricas a gás com prazo superior a 15 anos prolonga estruturalmente essa dependência. As usinas termelétricas a gás requerem gás, e 95% do gás é importado. Em um cenário onde a Rússia deixou permanentemente de ser fornecedora e o mercado global de GNL está sob crescente pressão devido a tensões geopolíticas, a confiabilidade dessas cadeias de suprimento não é uma questão teórica, mas um desafio político real que já se transformou em uma crise econômica em 2022. Um mercado de capacidade focado em armazenamento de baterias, por outro lado, não requer importação de combustível. A energia que um sistema de armazenamento de baterias absorve e libera é energia eólica ou solar gerada internamente. Sua fonte não depende de nenhum fornecedor estrangeiro, nenhum navio-tanque e nenhum contrato de gasoduto.

A lógica econômica é clara: cada gigawatt de capacidade de armazenamento em baterias que substitui um gigawatt de capacidade de usina termelétrica a gás não apenas reduz as compras contínuas de gás, como também diminui a vulnerabilidade estrutural a choques externos de preços e oferta. Essa dimensão geopolítica da questão do armazenamento é sistematicamente subestimada no discurso político alemão, embora as experiências de 2022 não devessem ter deixado margem para esquecimento.

Desenho de mercado como política industrial - mas de quem?

A Lei de Fornecimento de Energia Elétrica (StromVKG) não é neutra em seu impacto na política econômica. Trata-se de uma política industrial que favorece empresas de energia já estabelecidas com usinas existentes, as quais se beneficiam estruturalmente da exigência de conexão à rede para participar de licitações. O Escritório Federal de Cartéis apontou explicitamente que antigas usinas termelétricas a carvão e nucleares poderiam receber tratamento preferencial, visto que já possuem conexões à rede. Novos entrantes no mercado — geralmente desenvolvedores especializados em sistemas de armazenamento de energia em baterias que não possuem infraestrutura de rede consolidada — não teriam chances reais de garantir um compromisso de conexão à rede dentro do prazo estipulado para a apresentação de propostas. Assim, além de seu foco tecnológico no gás, a lei também constitui uma barreira estrutural ao acesso ao mercado para concorrentes disruptivos.

Essa avaliação da política regulatória é difícil de justificar para um governo federal que professa regularmente seu compromisso com a concorrência e a economia de mercado. Quando as regras de licitação são elaboradas de forma a excluir efetivamente certas tecnologias e favorecer sistematicamente determinadas estruturas corporativas, isso não é concorrência tecnologicamente neutra, mas sim conservadorismo tecnológico dirigido pelo Estado. A ironia reside no fato de que o partido que historicamente defendeu a economia de mercado contra a intervenção estatal está criando, com a Lei de Fornecimento de Energia Elétrica (StromVKG), um arcabouço regulatório que sufoca a dinâmica de mercado de uma tecnologia mais competitiva em favor de uma tecnologia apoiada por pagamentos estatais de capacidade.

Reexaminando a questão da capacidade: Quais são os verdadeiros custos da segurança de abastecimento?

A segurança do abastecimento não é um valor absoluto, mas sim uma questão de custo-benefício. A questão não é se a Alemanha precisa de capacidade controlável suficiente — sem dúvida precisa. A questão é qual combinação de tecnologias atingirá esse objetivo de forma mais eficiente e sustentável. Um estudo da Ember e da iniciativa Alemanha Neutra em Clima, que serve de base para esta análise, mostra que um gasoduto de armazenamento de energia em baterias com capacidade de 10,5 gigawatts, atualmente em construção ou em fase de planejamento, poderia gerar uma economia de cerca de € 800 milhões anualmente — por meio da redução dos custos de redistribuição e da eliminação da compra de gás. Esse valor não é desprezível, mas corresponde a mais de um quarto dos custos totais de gerenciamento de congestionamento da rede elétrica alemã.

O valor do armazenamento em baterias para o sistema reside não apenas na sua capacidade de suprir lacunas de energia de curto prazo, mas também na sua capacidade de evitar o desperdício de energia renovável. Em 2025, cerca de 8 terawatts-hora de energia eólica e solar tiveram que ser desperdiçados, o que corresponde a cerca de 3% da geração total. Essa eletricidade foi produzida, mas não encontrou consumidor e desapareceu sem uso. Se o sistema de armazenamento planejado já estivesse totalmente operacional, cerca de um terço dessa energia poderia ter sido utilizado — não como subsídios para fornecedores de energia, mas como ganhos de eficiência econômica. Cada quilowatt-hora de energia renovável desperdiçada é um quilowatt-hora que precisa ser substituído por gás — gás que precisa ser importado, o que gera emissões e custos de redistribuição.

O que está sendo considerado internacionalmente: Lições de outros mercados

O debate alemão é frequentemente conduzido com certo provincianismo, como se o desafio de conciliar a segurança do abastecimento com um sistema de energia limpa fosse algo que precisasse ser resolvido pela primeira vez na Alemanha. Na realidade, existe uma vasta experiência internacional. A Grã-Bretanha, durante anos o segundo maior mercado europeu de armazenamento de baterias, introduziu classes de licitação separadas para diferentes tecnologias em seu Mercado de Capacidade, adaptadas às suas respectivas características técnicas. Isso permite uma competição genuína dentro de cada classe tecnológica, sem que diferentes tecnologias sejam avaliadas por critérios irrelevantes para uma delas.

A Austrália, que sofreu apagões severos ainda em 2016, criou um fornecimento de energia mais estável do que nunca, apesar da alta participação de energias renováveis, por meio de uma combinação consistente de reformas no desenho do mercado e investimentos direcionados em armazenamento de energia em larga escala em baterias. Isso também incluiu tratar as instalações de armazenamento da mesma forma que as usinas termelétricas a gás nos mercados de capacidade — com requisitos adaptados às suas características específicas, e não com critérios uniformes que sejam efetivamente adaptados a uma tecnologia em particular. A lição desses mercados é simples: a neutralidade tecnológica em um mercado de capacidade não significa que todas as tecnologias devam atender aos mesmos requisitos — significa que cada tecnologia é implantada onde seu valor econômico e sistêmico é maior.

A janela de oportunidade está se fechando

Estamos em meados de 2026 e os primeiros leilões de capacidade estão programados para começar este ano. O processo parlamentar para a Lei de Fornecimento de Eletricidade (StromVKG) oferece a última oportunidade concreta para definir um novo rumo — antes que contratos de 15 anos com operadores de usinas termelétricas a gás consolidem a estrutura do sistema energético alemão até o início da década de 2040. As evidências são claras: o armazenamento em baterias é mais econômico, livre de emissões e menos dependente de importações de energia do que novas usinas termelétricas a gás. Sua expansão mundial está ocorrendo em um ritmo que supera todas as previsões. É economicamente viável sem subsídios governamentais e atraente para investidores privados. E na Alemanha, surgiu um setor de armazenamento dinâmico, representando uma vantagem competitiva que poderia ser desperdiçada de forma imprudente por meio de regulamentações equivocadas.

A pergunta que o Professor Volker Quaschning levanta com razão — por que, diante de uma queda histórica de 84% nos preços e um boom global no armazenamento de energia, a Alemanha não está focando em acelerar a expansão da produção de baterias, mas sim discutindo novas usinas termelétricas a combustíveis fósseis — não é retórica. Trata-se de uma questão séria de política econômica para um governo que precisa decidir entre uma oportunidade histórica e a dependência de uma trajetória regulatória. O mercado já deu sua resposta. A resposta política ainda está pendente.

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