A transição energética europeia está criando uma rede elétrica cada vez mais dependente de uma tecnologia que, até pouco tempo, parecia ser apenas parte da solução. Milhares de baterias já armazenam eletricidade produzida por fontes renováveis e ajudam a equilibrar momentos de excesso e escassez. Só que, conforme esses sistemas se multiplicam, surge uma situação pouco intuitiva: em determinadas circunstâncias, eles podem agir todos ao mesmo tempo e colocar uma pressão adicional justamente quando a rede mais precisa de estabilidade.
As baterias estão mudando a forma como a Europa usa energia renovável
O crescimento da energia solar e eólica trouxe uma questão que não pode ser resolvida apenas instalando mais painéis e turbinas. O Sol não produz eletricidade durante toda a noite, enquanto o vento pode desaparecer justamente quando a demanda aumenta.
É aí que entram os sistemas de armazenamento de energia por baterias, conhecidos como BESS.
Durante períodos de produção elevada, essas baterias podem absorver a eletricidade excedente e armazená-la. Quando o consumo cresce ou a geração renovável diminui, elas podem devolver parte dessa energia à rede.
A expansão já acontece em ritmo acelerado. Em 2025, a Europa adicionou cerca de 36 GWh de nova capacidade, um crescimento de 48% em relação ao ano anterior. Com isso, o continente ultrapassou pela primeira vez a marca de 100 GWh de armazenamento operacional.
Mais da metade das novas instalações daquele ano correspondia a grandes projetos conectados diretamente à rede elétrica.
A vantagem é evidente. Armazenar os excedentes permite aproveitar uma parcela maior da energia produzida por fontes renováveis e reduzir situações nas quais há tanta eletricidade disponível que os preços chegam a ficar negativos.
Segundo estimativas da Ember, até 2030 a geração solar e eólica europeia poderá superar a demanda doméstica em determinados períodos, acumulando até 183 TWh de excedente ao longo de um ano.
Esse cenário poderia representar uma economia significativa, inclusive reduzindo a necessidade de comprar gás para atender à demanda.
Mas existe uma questão que aparece justamente quando essas baterias deixam de ser poucas e passam a existir aos milhares.
O momento mais delicado pode ser justamente quando a rede pede ajuda
O alerta veio do Reino Unido, onde o Panel of Technical Experts, órgão que revisa análises relacionadas à segurança do fornecimento elétrico, examinou uma situação específica envolvendo baterias participantes do mercado de capacidade.
Imagine que os operadores percebam que a oferta de eletricidade poderá ficar apertada. Antes que isso aconteça, pode ser emitido um aviso conhecido como Capacity Market Notice.
Para determinadas baterias, esse aviso representa um sinal importante.
Esses equipamentos precisam estar suficientemente carregados para conseguir fornecer eletricidade caso sejam chamados a atuar durante um período de estresse na rede. Consequentemente, alguns operadores podem ter interesse em carregar suas baterias antes que a situação se agrave.
Individualmente, isso não parece representar um grande problema.
A dificuldade aparece quando milhares de sistemas tomam uma decisão semelhante praticamente ao mesmo tempo.
Em vez de reduzir a pressão sobre a rede, as baterias poderiam temporariamente aumentar o consumo de eletricidade, porque estariam puxando energia para carregar suas próprias reservas.
É uma situação paradoxal: equipamentos instalados para oferecer flexibilidade ao sistema poderiam, em determinadas condições, elevar a demanda justamente antes de um momento crítico.
O relatório britânico não afirma que esse comportamento já esteja causando apagões. Tampouco recomenda interromper a expansão das baterias.
O alerta é mais específico: os modelos utilizados pelos operadores precisam considerar essa demanda adicional e o comportamento coletivo desses dispositivos.
O desafio agora é fazer milhares de baterias funcionarem como uma só
O problema se torna ainda mais interessante quando se considera quem controla essas baterias.
Algumas pertencem a grandes projetos conectados à rede, mas muitas outras podem estar espalhadas por residências, empresas e pequenas instalações. Cada equipamento pode responder a incentivos diferentes e tomar decisões individualmente.
Para os operadores da rede, porém, o que importa é o efeito combinado.
Uma possível solução está nos chamados agregadores e nas centrais elétricas virtuais. Em vez de permitir que milhares de baterias operem de maneira isolada, esses sistemas podem coordenar seus ciclos de carga e descarga como se fossem uma única grande unidade de armazenamento.
Assim, quando houver excesso de eletricidade, elas poderão absorver energia. Quando a demanda aumentar, poderão devolver parte dela à rede. E, principalmente, poderão evitar que milhares de equipamentos tomem simultaneamente uma decisão que prejudique o equilíbrio do sistema.
A expansão europeia ainda está longe de terminar. A SolarPower Europe projeta que as novas instalações anuais possam ultrapassar 50 GWh em 2026 e chegar a 138 GWh em 2030.
Isso significa que o desafio não será simplesmente instalar baterias suficientes.
A verdadeira questão será coordená-las.
Quanto maior for o número de sistemas conectados, mais importante será prever quando eles vão carregar, quando vão descarregar e como suas decisões individuais afetarão toda a rede.
No fim, a Europa pode descobrir que o futuro do armazenamento não depende apenas de ter milhões de baterias disponíveis, mas de conseguir fazer com que elas se comportem, no momento certo, como uma única gigantesca central elétrica.
