Análise de Tamanho e Participação do Mercado de Sistema de Armazenamento de Energia em Bateria (BESS) da América do Sul - Tendências de Crescimento e Previsão (2026 - 2031)

Tendências e Insights de Mercado

Crescente Penetração de Energias Renováveis Variáveis no Brasil e no Chile

O Brasil adicionou 8,8 GW de energia solar e eólica em 2024, aumentando as energias renováveis variáveis para 23% do fornecimento da rede. O Deserto do Atacama, no Chile, abriga 4,2 GW de energia solar que enfrenta cortes no horário de pico do meio-dia, criando lucrativas janelas de arbitragem no pico noturno para sistemas de íons de lítio de 4 horas. O operador da rede chilena exige que usinas solares com mais de 100 MW instalem armazenamento no mesmo local ou enfrentem penalidades por corte.^{[2]Reuters Energy Desk, "Chile Endurece as Regras de Colocalização para Energia Solar," reuters.com} O operador do sistema do Brasil realiza pilotos de serviços de inércia sintética a partir de baterias para substituir usinas termelétricas em desativação. O corredor eólico da Patagônia, na Argentina, enfrenta cortes semelhantes, mas carece de pagamentos de capacidade, resultando no fato de que o investimento em armazenamento permanece fora da rede para as mineradoras.

Rápido Declínio no USD/kWh de Baterias de Íons de Lítio (LFP e NMC)

Os preços das células LFP caíram para USD 115/kWh em 2024, representando uma redução de 17% em relação ao ano anterior, o que reduziu os custos nivelados de armazenamento abaixo de USD 150/MWh para sistemas de 4 horas. As composições químicas NMC caíram para USD 128/kWh, estreitando a diferença de custo e possibilitando pilhas híbridas que combinam capacidade volumétrica LFP com picos de potência NMC. O leilão brasileiro de 2025 limita os lances a USD 180/kWh, um limiar que somente os fornecedores de LFP conseguem atender de forma rentável. As empresas sul-coreanas estão redirecionando a produção de NMC para plantas de veículos elétricos na América do Sul, criando um fornecimento secundário para integradores de armazenamento estacionário. As projeções indicam que os sistemas de 6 horas igualarão os custos dos sistemas de 4 horas até 2027, abrindo aplicações de estabilização sazonal.

Emergente Aquisição por Serviços Públicos de BESS para Serviços Ancilares por meio de Leilões de Armazenamento de 2025

O leilão brasileiro de 2024 adjudicou 2 GW de armazenamento com pagamentos de disponibilidade por 15 anos, com lances médios de USD 172/kWh. O processo de alocação de terrenos de 13 GWh do Chile reserva locais para armazenamento colocalizado que deve fornecer serviços de rampa. Pagamentos garantidos indexados à inflação reduzem o risco de financiamento de projetos e atraem fundos de pensão. A Argentina possui regras em rascunho, mas carece de remuneração final, mantendo os desenvolvedores à margem. O modelo de leilão reconfigura o armazenamento como infraestrutura regulada, e não como ativo mercantil.

Acordos de Compra de Energia Corporativos e Demanda por Microrredes do Setor de Mineração na Região Andina

A Codelco contratou 180 MW de solar combinado com armazenamento em 2024, compensando 320.000 t de CO₂ anualmente. A mina Las Bambas, no Peru, implantou uma microrrede híbrida de 25 MWh que reduziu os custos com diesel em 40%. O triângulo do lítio argentino abriga 68 MWh de armazenamento fora da rede para bombas de evaporação de salmoura. Os acordos de compra de energia das mineradoras contornam os serviços públicos, fixando a eletricidade abaixo de USD 50/MWh por 20 anos. Baterias superdimensionadas de 8 a 12 horas entregam autonomia valorizada acima da arbitragem intradia.

Elevado Investimento Inicial e Limitada Profundidade de Financiamento de Projetos

Os sistemas de escala utilitária custam entre USD 300 e USD 400/kWh, implicando USD 120 milhões para plantas de 300 MWh. O prêmio de risco de 1.500 pontos-base da Argentina bloqueia credores internacionais na ausência de garantias. O banco de desenvolvimento da Colômbia emitiu USD 85 milhões em empréstimos concessionais em 2024, atendendo a uma demanda três vezes maior. As mineradoras peruanas financiam projetos com base no balanço patrimonial, restringindo a participação a empresas com grau de investimento. O BNDES do Brasil limita os empréstimos a 70% do investimento de capital, forçando participações de capital mais elevadas.^{[3]Financial Times Climate Desk, "Lacuna de Financiamento Prejudica as Baterias na América Latina," ft.com}

Lacunas Regulatórias / Remuneração Incerta Fora do Chile e do Brasil

A Argentina carece de pagamentos de regulação de frequência, relegando as baterias à arbitragem mercantil. As regras de armazenamento em rascunho da Colômbia aguardam revisões do código de rede, atrasando a certeza de receita. O Peru permite armazenamento somente em projetos de energia renovável híbrida, vedando lances independentes. O Uruguai permite lances no mercado do dia seguinte, mas exclui retornos regulados. Os longos prazos de interconexão de 18 a 24 meses desencorajam investimentos.

*Nossas previsões tratam os impactos dos impulsionadores e restrições como direcionais, e não aditivos. As previsões de impacto refletem o crescimento de base, os efeitos de composição e as interações entre variáveis.

Análise de Segmentos

As baterias de fluxo devem crescer a um CAGR de 24,6% até 2031, refletindo a demanda crescente por durações de descarga de 8 a 12 horas que as baterias de íons de lítio não conseguem corresponder economicamente. O tamanho do mercado de sistema de armazenamento de energia em bateria da América do Sul para baterias de fluxo atingiu USD 0,28 bilhão em 2025 e está posicionado para uma expansão acelerada à medida que os códigos de rede internalizam os custos de corte. O projeto de fluxo de ferro de 75 MWh da ESS Inc. no Chile exemplifica um desempenho de 12 horas sem degradação de capacidade.

O íon de lítio reteve uma participação de 90,05% devido às vantagens de custo e desempenho térmico do LFP em climas quentes. Os pilotos de íons de sódio no Brasil buscam localizar a cadeia de suprimentos. Composições químicas de nicho, como supercapacitores híbridos, atendem mercados de resposta abaixo de um segundo. A certificação pela UL 1973 está se tornando obrigatória, moldando as especificações de aquisição. O mercado de sistema de armazenamento de energia em bateria da América do Sul continua a se bifurcar entre pilhas de íons de lítio de 4 horas otimizadas para custo e soluções de fluxo de maior duração.

As microrredes fora da rede têm previsão de crescer a um CAGR de 25,1%, impulsionadas pela descarbonização no setor de mineração e pela eletrificação em comunidades remotas. O programa rural do Peru tem como meta 500 microrredes de solar combinado com armazenamento até 2027. Os sistemas conectados à rede, no entanto, dominam 79,85% das instalações de 2025, sustentados pelos leilões de serviços públicos no Brasil e pela aquisição baseada em mercado no Chile. Configurações híbridas que permitem ilhamento durante apagões combinam ambos os modelos.

O mercado de sistema de armazenamento de energia em bateria da América do Sul se beneficia de transmissões evitadas em locais fora da rede, enquanto os projetos conectados à rede capturam o empilhamento de múltiplas receitas. As filas de interconexão na Argentina geralmente se estendem por 12 a 18 meses, favorecendo as microrredes devido à sua vantagem de tempo para o mercado. As reformas de medição líquida no Brasil permitem configurações híbridas atrás do medidor, intensificando a demanda distribuída.

O software de gestão de energia está se expandindo a um CAGR de 26%, superando o hardware à medida que a agregação de VPP desbloqueia a receita de regulação de frequência. Os pacotes de baterias e racks ainda representam 56,75% da participação na receita, mas a compressão de margem proveniente do fornecimento chinês desafia os modelos de negócios centrados em hardware. Os sistemas de conversão de energia competem em eficiência incremental, enquanto as participações de custo do balanço de planta aumentam com os mandatos urbanos de segurança contra incêndio.

Algoritmos de despacho superiores determinam os retornos, posicionando o Mosaic da Fluence e o Autobidder da Tesla como diferenciadores críticos. O tamanho do mercado de sistema de armazenamento de energia em bateria da América do Sul para ofertas orientadas a software deve crescer à medida que os marcos regulatórios reconhecem a remuneração baseada em desempenho.

Os sistemas acima de 500 MWh apresentam a taxa de crescimento mais rápida, de 26,9% de CAGR. O projeto de 560 MWh da AES Andes no Chile ancora o interesse dos serviços públicos em estabilização de múltiplas horas. A faixa de 10 a 100 MWh permanece como o núcleo de 42,15% da capacidade de 2025, oferecendo escalabilidade para compradores comerciais e industriais. Os limites de leilão do Brasil fixam o tamanho máximo dos projetos em 400 MWh, distribuindo a oportunidade entre muitos desenvolvedores.

Os projetos de gigawatt-hora gozam de descontos por compras em volume, enquanto os sistemas de pequena escala suportam prêmios de custo de 30 a 40%. O mercado de sistema de armazenamento de energia em bateria da América do Sul, portanto, se divide entre ativos de autoconsumo distribuído e plataformas de serviços de rede em escala utilitária.

Os compradores de serviços públicos detinham 64,25% da demanda em 2025, mas as instalações comerciais e industriais estão crescendo a um CAGR de 26,7%. As operações de mineração priorizam 8 a 12 horas de autonomia e obtiveram financiamento por títulos verdes com spreads menores. A adoção residencial está escalando por meio de modelos de Energia como Serviço baseados em assinatura que diluem os custos iniciais de USD 8.000 a USD 12.000. A redução de encargos de demanda gera taxas internas de retorno de 18 a 24% nos estados brasileiros de tarifas elevadas.

À medida que o mercado de sistema de armazenamento de energia em bateria da América do Sul se expande além dos serviços públicos, a sofisticação do software se torna essencial para a otimização de múltiplas receitas, e os incentivos regulatórios para armazenamento atrás do medidor ganham destaque.

Análise Geográfica

Mercado de Sistema de Armazenamento de Energia em Baterias (BESS) do Brasil

O Brasil deteve 37,05% do mercado de sistema de armazenamento de energia em baterias da América do Sul em 2025, impulsionado por um leilão de armazenamento de 2 GW e por políticas de geração distribuída que recompensam o armazenamento atrás do medidor. Os incentivos do REIDI sustentam a planta LFP de 10 GWh da BYD, fortalecendo as cadeias de fornecimento locais. As elevadas temperaturas ambientes favorecem o LFP, influenciando as especificações dos editais. São Paulo e Minas Gerais concentram 55% das instalações C&I devido às tarifas elevadas.

Mercado de Sistema de Armazenamento de Energia em Baterias (BESS) do Chile

O Chile é a geografia de crescimento mais acelerado, com um CAGR de 25,6% até 2031, apoiado por um processo de alocação de terrenos de 13 GWh e por mandatos da estratgia de hidrogênio. O corte de energia solar no Atacama e os requisitos de inércia sintética impulsionam a demanda por armazenamento de múltiplas horas. Os PPAs de mineração substituem o diesel, enquanto Santiago pilota a agregação de VPP. Esses fatores impulsionam o crescimento do mercado de sistema de armazenamento de energia em baterias da América do Sul tanto nos segmentos de serviços públicos quanto nos segmentos fora da rede.

Mercado de Sistema de Armazenamento de Energia em Baterias (BESS) da América do Sul

Argentina, Colômbia e Peru permanecem em estágios iniciais. As minas do triângulo do lítio da Argentina instalaram 68 MWh de armazenamento fora da rede em 2024; no entanto, a ausência de remuneração por serviços ancilares restringe os projetos conectados à rede. O programa de empréstimos concessionais da Colômbia está sobredemandado. O Peru subsidia microrredes rurais, mas proíbe licitações de armazenamento autônomo. As demais nações respondem por menos de 5% da capacidade devido às suas redes de pequeno porte e à ausência de leilões.

Nota: As participações de todos os segmentos individuais estão disponíveis mediante a aquisição do relatrio

Panorama regulatório

A regulamentação para BESS em toda a América do Sul permanece desigual, com remuneração bancável e regras mais claras de integração à rede concentradas no Chile e no Brasil. O Chile intensificou os requisitos operacionais em torno da integração de renováveis e da participação de armazenamento por meio de seu operador do sistema, o Coordinador Electrico Nacional, que também autoriza a operação comercial de projetos, incluindo a autorização do BESS Arica em 25 de junho de 2026. O Brasil continua a combinar aquisições das concessionárias com incentivos e estruturas de compra, ao mesmo tempo em que busca reduzir o uso de diesel em sistemas amazônicos isolados por meio de leilões híbridos de renováveis mais armazenamento.

A Argentina passou de estruturas em fase de proposta para execução baseada em adjudicação por meio do leilão AlmaSADI, sob a Secretaria de Energia (Resolução 155/2026). A CAMMESA gerencia a participação no leilão e a integração à rede para o mercado por grosso, vinculando a implantação de armazenamento a nós críticos da rede e ao alívio de congestionamento. Isso adiciona um caminho regulado para BESS em escala de concessionária em um mercado que anteriormente dependia mais de economias comerciais ou atrás do medidor. Fora desses mercados líderes, lacunas nos pagamentos por serviços auxiliares e na clareza do código de rede continuam a estender os prazos de interconexão e a limitar a participação de armazenamento autônomo, particularmente no Peru e na Colômbia.

Oportunidades de mercado e perspectivas futuras

O alívio de gargalos do lado das concessionárias e a gestão de cortes de geração estão apoiando um pipeline ancorado em construções de várias centenas de megawatts e vários gigawatt-hora. As adjudicações da AlmaSADI de 2026 na Argentina (700,5 MW em 20 projetos) estabelecem um canal de aquisição definido, vinculado a restrições de transmissão no Sistema Argentino de Interconexão (SADI), criando oportunidades para entrega EPC, O&M local e software de gestão de energia que possa documentar o desempenho em nós restritos. No Chile, a comissão e a construção em torno de grandes ativos BESS, incluindo o BESS Arica da Engie Chile, de 25 MW/150 MWh, em 2026, e a instalação Elena de 3,5 GWh da Grenergy, em Antofagasta, em 2026, mantêm o mercado endereçável amplo em configurações autônomas e híbridas, abrangendo serviços de rede e evitação de cortes de geração.

Um segundo conjunto de oportunidades está concentrado em sistemas remotos e dependentes de diesel, onde o armazenamento é usado para viabilizar a substituição de combustível e reduzir o ônus logístico. O esforço do Brasil para reduzir a dependência de diesel em redes amazônicas isoladas, apoiado por leilões híbridos de solar mais BESS, e a adjudicação em 2026 de um contrato de 120 MWh à Huawei e à Aggreko apontam para uma demanda de curto prazo por sistemas reforçados, entrega liderada por integradores e contratos de serviço de ciclo de vida em ambientes operacionais adversos. À medida que esses caminhos de aquisição se expandem, a concorrência se concentra na conformidade de segurança bancável para locais urbanos e industriais, na otimização de despacho para acumular fluxos de receita e em estratégias de fornecimento localizadas que reduzam a exposição à disponibilidade de células importadas e a atrasos de licenciamento.