A América Latina e o Caribe estão entrando em uma nova fase para o armazenamento de energia. O Chile possui o ecossistema regulatório mais maduro , enquanto Argentina, Brasil, México, Colômbia, República Dominicana e outros mercados estão avançando com licitações , contratos de longo prazo e regulamentações específicas que começam a tornar os sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) uma atividade lucrativa.
O mapa regional, no entanto, ainda mostra diferenças profundas. Alguns países já reconhecem esses ativos como participantes do sistema elétrico , definem pagamentos por capacidade ou permitem sua participação em processos de licitação competitiva. Outros mal permitem baterias associadas ao autoconsumo ou mantêm restrições que as impedem de fornecer serviços à rede.
O ponto de partida ainda é baixo em comparação com as necessidades futuras. O Panorama Energético da América Latina e do Caribe 2025 , elaborado pela Organização Latino-Americana e do Caribe de Energia (OLACDE) , estima aproximadamente 1,7 GW de capacidade instalada de baterias em sistemas elétricos que, juntos, geram cerca de 567 GW. A organização projeta que esse volume poderá aumentar para 24 GW até 2030 e 46 GW até 2035 .
Esse crescimento exigiria a mobilização de aproximadamente US$ 24 bilhões até 2030 , além do desenvolvimento de indicadores econômicos capazes de remunerar energia, flexibilidade, arbitragem, serviços auxiliares e investimentos em redes adiadas. O desafio também inclui a geração de fluxos de receita previsíveis para financiar os projetos.
Em seu “ Livro Branco sobre Armazenamento ”, a OLACDE alertou que o progresso regional ainda está em uma “fase inicial” e que a ausência de “marcos regulatórios claros”, o “acesso limitado ao financiamento” e a “falta de incentivos econômicos” persistem. Segundo a organização, a resposta exige “ação coordenada” e uma “visão de longo prazo”.
O cenário está mudando rapidamente. Durante 2025 e 2026, diversos governos passaram de incluir referências genéricas a essa tecnologia em seus planos energéticos para definir leilões, contratos, requisitos técnicos, procedimentos de conexão e esquemas de remuneração .
O Chile lidera o mercado, enquanto Argentina, Brasil e México estão apresentando crescimento acelerado.
O Chile continua sendo o país mais avançado da América Latina devido à combinação de reconhecimento legal, regulamentação operacional, remuneração da energia e projetos em construção ou em operação.
A Lei 20.936 reconheceu os sistemas de armazenamento de energia como uma categoria distinta dentro do setor elétrico em 2016. Posteriormente, o Decreto Supremo 70 estabeleceu o quadro para que instalações independentes e o componente de baterias de usinas de energia renovável tivessem acesso ao reconhecimento de potência durante um período de transição de dez anos .
Esse esquema transmitiu um sinal econômico que outros mercados ainda não estruturaram. Por sua vez, o Decreto 1 de 2026 incorporou formalmente as baterias ao regime para pequenas instalações de geração distribuída de até 9 MW, com regras técnicas para conexão, medição, monitoramento e operação.
O Decreto Supremo 32 aprofundou o processo ao regulamentar o despacho centralizado de ativos de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) e estações de bombeamento, introduzindo novas regras de injeção pro rata e permitindo a configuração de sistemas de geração-consumo para complexos industriais com capacidade própria de produção e reserva.
A maturidade regulatória se reflete no volume de projetos. O levantamento da OLACDE já identificou cinco sistemas em fase de testes em maio de 2025, totalizando 571 MW e 2378 MWh , além de empreendimentos como o Oasis de Atacama e a hibridização da usina fotovoltaica de Capricornio.
A organização estima que o Chile concentra cerca de 70% da capacidade instalada de baterias na região , uma vantagem associada tanto às normas quanto às necessidades operacionais de um sistema com alta penetração solar, excedentes e congestionamento na transmissão.
A Argentina deu um grande passo em frente por meio de licitações , embora ainda não possua um mercado geral de serviços totalmente consolidado. A primeira licitação significativa, AlmaGBA, concedeu 713 MW em soluções de armazenamento de energia em baterias (BESS) para solucionar problemas e fortalecer a confiabilidade na região metropolitana de Buenos Aires.
O concurso subsequente da AlmaSADI recebeu 235 propostas para 8.338 MW , quase 12 vezes a meta inicial. No final, foram adjudicados 700,5 MW em 20 projetos , distribuídos entre a Genneia, a DQD Energy, a 360 Energy Solar, a Aluar e a Intermepro Generación I.
O preço médio atingiu USD 8.427 por MW-mês , cerca de 33% abaixo do teto de USD 12.500 estabelecido nas especificações da licitação. A proposta mais baixa veio dos projetos Bragado I e II da Genneia, com 100 MW a USD 7.397 por MW-mês .
Os contratos incluem remuneração pela disponibilidade de energia e um componente para a energia despachada, proporcionando previsibilidade para os licitantes vencedores. Além disso, o governo criou o Cadastro Nacional de Projetos de Armazenamento de Energia Elétrica para consolidar as iniciativas participantes.
O volume não adjudicado abriu outra discussão. A CAMMESA está trabalhando no Serviço de Reserva de Confiabilidade Adicional, um mecanismo que permitiria rodadas de licitação semestrais e canalizaria parte dos aproximadamente 7.000 MW que ficaram de fora do AlmaSADI.
Buenos Aires também lançou um programa provincial e concedeu um contrato inicial para um sistema de 25 MW e 125 MWh , distribuído em quatro nós. A iniciativa visa substituir a geração a diesel utilizada durante os períodos de pico de demanda e solucionar problemas de distribuição que não foram contemplados pela licitação nacional.
O Brasil avançou em duas frentes complementares: reconhecimento legal e contratação de capacidade . A Lei 15.269, de novembro de 2025, reconheceu o armazenamento como atividade independente do setor elétrico, definição essencial para evitar que projetos sejam tratados simultaneamente como consumidores e geradores sem um enquadramento específico.
O desenvolvimento regulatório foi atrasado na Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Após pedidos de revisão e discussões sobre a reabertura da consulta pública, a ANEEL deliberou em junho de 2026 sobre a classificação e integração desses ativos no setor.
Em paralelo, o Ministério de Minas e Energia publicou os termos e condições para dois leilões de reserva de capacidade. Um deles é especificamente voltado para baterias e permite sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) sem os requisitos de conteúdo local estipulados para a licitação nacional.
Os contratos visam a disponibilidade de energia, não o fornecimento em si , por meio de acordos de 15 anos com início previsto para agosto de 2028. Os projetos devem ter no mínimo 30 MW, eficiência mínima de 85% e capacidade para fornecer energia por quatro horas contínuas por dia.
O Brasil também confirmou a implementação de uma tarifa dupla e estabeleceu que os custos de reserva de capacidade serão distribuídos entre os geradores, sem serem repassados diretamente aos usuários residenciais e industriais. Essa estrutura será crucial para testar a viabilidade financeira da primeira fase de instalações de grande escala.
O México figura entre os mercados com maior potencial , considerando a definição das modalidades de participação, os acordos de interconexão e os requisitos para projetos de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS). As normas administrativas publicadas pela Comissão Nacional de Energia reconhecem cinco formas de participação e autorizam o Centro Nacional de Controle de Energia a adquirir energia de sistemas privados.
A nova estrutura permite que as baterias forneçam serviços de backup, regulação e confiabilidade. Ela também atribui o risco de degradação ao desenvolvedor: quando a capacidade disponível cai abaixo dos parâmetros acordados, o proprietário deve substituir ou atualizar o equipamento.
O esquema misto promovido pela Comissão Federal de Eletricidade produziu o sinal mais significativo. O concurso público atribuiu 37 projetos, totalizando aproximadamente 7.411 MW, a 31 promotores, com um investimento estimado em 7,4 mil milhões de dólares.
O país enfrenta, contudo, desafios de implementação. A disponibilidade de transformadores, com prazos de entrega estimados entre 18 e 36 meses, pode atrasar os projetos, enquanto os promotores imobiliários exigem maior clareza sobre o rendimento tributável e o acesso a serviços de mercado.
A Colômbia e o Caribe estão progredindo, mas a América Central ainda apresenta lacunas.
Durante os anos de 2025 e 2026, a Colômbia desenvolveu uma arquitetura para incorporar baterias em licitações, ativos de rede e contratos de longo prazo . O processo regulatório define três modalidades: sistemas associados à infraestrutura de rede, recursos combinados com geração e unidades independentes.
A Resolução 40178 integrou capacidade de reserva, geração, transmissão e distribuição em mecanismos de contratação de longo prazo. O edital de licitação incluiu quatro produtos horários, um dos quais destinado a cobrir o período entre 17h e 21h.
A principal questão continua sendo a remuneração. O setor alerta que um contrato baseado exclusivamente na compra e venda de energia pode ser insuficiente para recuperar o capital investido em baterias, especialmente quando o ativo não recebe receita adicional proveniente de confiabilidade, potência ou serviços auxiliares.
A Colômbia, portanto, adicionou regras para participação e acesso a leilões , mas ainda precisa demonstrar que os contratos geram fluxo de caixa suficiente para alcançar o fechamento financeiro. Soma-se a isso restrições de transmissão, exigências de garantias e mais de 5.000 MW em projetos de energia paralisados em diversas etapas administrativas.
A República Dominicana emergiu como um dos mercados mais dinâmicos do Caribe . O país determinou que novos projetos de energia renovável entre 20 e 200 MW incorporem baterias equivalentes a 50% da potência contratada, com capacidade mínima de quatro horas.
O concurso EDES-LPI-01-2025 recebeu propostas para 1655 MWp para uma demanda de 600 MW, mas foram adjudicados 325,69 MW. O restante não foi adjudicado devido a propostas que excederam o preço de referência.
Longe de encerrar o processo, as autoridades estão preparando uma licitação para os aproximadamente 300 MW restantes e outra destinada a incorporar 200 MW de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) em parques solares existentes . Também foi lançada uma manifestação de interesse para 1200 MWh com investimento privado.
O Decreto 55-26 transformou a empresa de transmissão ETED em uma empresa estatal e a autorizou a desenvolver instalações independentes. Isso foi complementado pela primeira estrutura técnica específica aprovada pela Superintendência de Eletricidade.
O país projeta atingir aproximadamente 2000 MW de capacidade de armazenamento de energia em baterias (BESS) e adicionar mais de 800 MWh em curto prazo. O apagão de grandes proporções causado por uma falha em Punta Catalina intensificou o debate sobre a contribuição dessas tecnologias para a resiliência do Sistema Elétrico Interligado Nacional.
Porto Rico possui uma das maiores taxas de penetração de baterias distribuídas , com mais de 10% dos usuários da LUMA Energy equipados com sistemas de geração solar e de backup, e mais de 180.000 clientes inscritos no programa de medição líquida até setembro de 2025.
O Plano Integrado de Recursos de 2020 estabeleceu uma meta de 1500 MW para essa tecnologia. A primeira fase de contratos concedeu mais de 435 MW equivalentes a baterias de quatro horas , enquanto a terceira fase prevê a incorporação de mais 250 MW.
A principal barreira é institucional. A disputa entre o Conselho de Supervisão Fiscal e a legislação que protege a medição líquida aumenta a incerteza no segmento de distribuição, enquanto um novo Plano Integrado de Recursos está sendo discutido ao longo de 2026.
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Barbados entrou no mercado com um sinal competitivo concreto ao lançar seu primeiro leilão para sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) de 60 MW e 240 MWh. O processo exige tecnologia de fosfato de ferro-lítio, eficiência mínima de 85%, disponibilidade de 95% e capacidade de operação em modo ilha.
A iniciativa inclui o apoio do Banco Interamericano de Desenvolvimento, da Aliança Global de Energia para as Pessoas e o Planeta, e uma garantia de liquidez do Banco Central para cobrir até três meses de pagamentos. Essa estrutura reduz o risco do comprador e pode se tornar um modelo para outros sistemas insulares.
A Guatemala apresentou essas soluções por meio de sua licitação PEG-5 . O processo concedeu 1258 MW em 57 projetos, com aproximadamente 73% correspondendo a tecnologias renováveis e uma parcela significativa de usinas solares com baterias.
O preço médio por unidade foi de US$ 101 por MWh , abaixo dos contratos vigentes. O programa priorizou a entrega firme em determinados períodos, o que favoreceu soluções solares com capacidade de armazenamento em detrimento de tecnologias com perfis menos controláveis.
O próximo passo será o PEG-6, com foco em aproximadamente 300 MW de potência firme, juntamente com o PET-4 para reforçar a transmissão. Seu desenvolvimento dependerá da continuidade regulatória, de atualizações contratuais para atender às novas obrigações legais e da eliminação das taxas municipais contestadas pelos desenvolvedores.
Honduras representa um caso de progresso físico com desenvolvimento institucional pendente . O país concedeu a concessão para uma usina de armazenamento de energia em baterias de 75 MW e 300 MWh em Amarateca, o maior projeto de baterias da América Central, com um investimento de aproximadamente US$ 50,2 milhões.
A licitação de 1500 MW, que exige pelo menos 20% de capacidade de armazenamento de energia em baterias (BESS) por projeto, foi adiada para 2027. Seu sucesso foi condicionado a uma reforma estrutural que acaba com o modelo de comprador único da Companhia Nacional de Energia Elétrica (NEEC) e cria uma operadora independente.
Além dos atrasos regulatórios, a empresa estatal também deve dinheiro às geradoras de energia. Para o setor privado, a falta de pagamentos representa um risco comparável ao vácuo regulatório, pois afeta diretamente a confiança no comprador e o custo do financiamento.
A Costa Rica está implementando uma abertura parcial . O Decreto Executivo 44930 permite o investimento privado em soluções de backup, transmissão e geração, e prevê a adição de mais de 500 MW entre 2026 e 2028.
A Autoridade Reguladora dos Serviços Públicos está trabalhando em uma reforma da norma técnica de planejamento e operação para integrar energias renováveis variáveis e armazenamento em baterias. O país está progredindo, mas ainda precisa finalizar as regras de operação e remuneração.
O Panamá reconhece o armazenamento de energia em suas disposições relativas à transmissão e ao mercado atacadista , embora seus últimos leilões não tenham exigido baterias. Os leilões ETESA 01-25 e 01-26 concederam energia a preços médios de US$ 23,86 e US$ 33,7 por MWh, respectivamente.
Os resultados mostraram que uma licitação focada exclusivamente no preço pode favorecer tecnologias capazes de oferecer energia barata sem compensar atributos como flexibilidade e confiabilidade. A câmara solar da CAPES defendeu que as futuras licitações valorizem explicitamente esses serviços.
O roteiro inclui quatro processos entre 2026 e 2028 e prevê um papel maior para os sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) até 2029. Mesmo assim, persiste uma limitação da hierarquia regulatória: a Lei nº 6 de 1997 restringe o escopo das mudanças, que só podem ser implementadas por meio de resoluções regulatórias.
O Paraguai avançou no reconhecimento legal , mas ainda não abriu um mercado específico. A Lei 7599 e seu decreto de implementação viabilizaram contratos de longo prazo para energias renováveis e incluíram expressamente projetos com ou sem baterias.
A primeira aplicação é a licitação para a usina solar de Loma Plata, de 140 MW. No entanto, o país ainda não lançou editais de licitação para unidades independentes nem definiu um esquema geral para remunerar os serviços de rede.
O Peru combina regulamentações técnicas avançadas com sinais econômicos ainda incompletos . A alteração da Lei 28.832, em vigor desde 1º de janeiro de 2026, ampliou a oferta de Serviços Complementares e criou a figura do Prestador de Serviços Complementares como novo agente no sistema.
A alteração permite que diversos participantes, além das empresas geradoras, ofereçam serviços primários de regulação de frequência, controle de tensão, partida a frio e outros serviços auxiliares. A reforma possibilita a participação de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) , embora os empreendimentos independentes ainda enfrentem incertezas quanto a licenças, conexão e custos associados.
A Lei 32.249, aprovada em 2025, também incorporou um marco que permite a arbitragem de energia e potência utilizando baterias. No entanto, regulamentações pendentes limitam sua aplicação comercial e adiam a definição de fluxos de receita específicos para esses ativos.
O mercado peruano já conta com pelo menos dez projetos operacionais, totalizando mais de 70 MW equivalentes , impulsionados por empresas como Kallpa, Engie, Enel, Minera Poderosa e GR Cortarrama. Grande parte dessas instalações atende aos requisitos de Regulação Primária de Frequência para usinas com capacidade superior a 10 MW, com exceção de usinas eólicas, solares e maremotrizes.
O projeto mais emblemático é o Chilca-BESS da Engie , instalado na Usina Termoelétrica Chilca Uno e considerado o maior sistema de baterias do país. Essa experiência permitiu a incorporação de capacidade de resposta rápida em uma usina existente, mas não resolveu as condições aplicáveis a unidades autônomas.
O Procedimento Técnico PR-20 do Comitê de Operação Econômica do Sistema Interligado Nacional estabeleceu outro incentivo fundamental. A partir de 1º de janeiro de 2028 , as usinas termelétricas serão obrigadas a contribuir com inércia sintética para o Sistema Elétrico Interligado Nacional.
A norma exige que os sistemas se conectem em menos de 20 milissegundos, forneçam energia firme em menos de 50 milissegundos e concluam sua resposta em menos de 100 milissegundos. Esses parâmetros posicionam as baterias como uma das alternativas tecnicamente mais viáveis para instalações de energia solar e eólica que entrarão em operação a partir de 2028.
O mercado já começa a traduzir essa demanda em decisões de investimento. Fornecedores como a Canadian Solar e a Comcore Technology relatam que os desenvolvedores passaram de solicitar apenas módulos fotovoltaicos para cotar soluções integradas com baterias. O cronograma previsto indica 2026 como o ano para a apresentação de orçamentos, 2027 como a fase de construção e 2028 como o início das operações sob o programa PR-20.
O preço médio de uma solução BESS no Peru varia entre USD 180 e USD 300 por kWh , dependendo da tecnologia, escala e características do projeto.
A atualização do PR-21 de 2026 reforçou ainda mais a importância desses ativos nos Serviços Auxiliares e na infraestrutura de transmissão. O novo procedimento amplia as oportunidades operacionais, embora seu potencial econômico permaneça limitado pela ausência de remuneração específica.
O Peru ainda não reconhece a potência gerada por sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) nem possui um mecanismo definido de pagamento por arbitragem, como ocorre em mercados mais desenvolvidos. Também não lançou uma licitação específica para contratos de baterias de longo prazo.
A interrupção no fornecimento de gás natural registada em abril de 2026 expôs essa fragilidade. Os pagamentos entre geradores dentro do sistema COES ultrapassaram os 510 milhões de soles , em comparação com uma média histórica de cerca de 101 milhões, reabrindo a discussão sobre o contributo que estes recursos poderiam dar em períodos de crise.
O relatório elaborado após a crise documentou a participação dos sistemas Chilca e Kallpa associados a centrais elétricas já existentes. Apesar dessa resposta, o setor questionou por que a regulamentação da Lei 32.249 permanecia pendente mais de um ano após sua aprovação.
O Peru ocupa, portanto, uma posição intermediária no cenário regional . Possui projetos operacionais e procedimentos técnicos em vigor que impulsionarão novos investimentos a partir de 2028, mas ainda precisa finalizar as regulamentações comerciais para a remuneração da arbitragem, da energia e dos serviços auxiliares.
Os mercados que ainda estão atrasados
El Salvador permanece entre os países com as restrições operacionais mais rigorosas . As baterias associadas às usinas solares só podem funcionar enquanto houver geração fotovoltaica, o que impede a transferência de energia para o período noturno e limita a oferta de serviços auxiliares.
A Unidade de Transações e a Direção-Geral de Energia estão trabalhando em uma atualização regulatória, mas não há um cronograma definido. O atraso é significativo porque o país possui 734 MW de capacidade de energia solar , o equivalente a 23,7% de sua capacidade instalada total.
O Uruguai mantém regulamentações focadas no autoconsumo . O Decreto 27/020 permite sistemas de armazenamento de energia sem injeção na rede e está atualmente em revisão para permitir entregas ocasionais, desde que não excedam o consumo do usuário.
O Plano de Expansão 2024-2043 inclui baterias em seus cenários futuros, inclusive utilizando módulos de 120 MW com vida útil de dez horas. No entanto, não há licitação, mercado de serviços ou mecanismo de remuneração em escala de utilidade pública em vigor.
O Equador apresenta o atraso mais acentuado entre os principais mercados analisados . A regulamentação ARCONEL-005/24 centra-se na geração distribuída e no autossuprimento, mas não define um quadro específico para sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) de grande escala.
Após a crise do setor elétrico, a prioridade institucional foi solucionar o déficit de geração e os apagões. Consequentemente, esses ativos ainda carecem de classificação independente, regras de conexão, receitas de serviços e processos de aquisição.
O mapa regional mostra três velocidades regulatórias . O Chile já combina reconhecimento, operação, remuneração e escala. Argentina, Brasil, México, Colômbia e República Dominicana estão avançando por meio de licitações e regulamentações que precisarão comprovar sua capacidade de mobilizar financiamento.
Peru, Guatemala, Barbados, Porto Rico, Honduras, Costa Rica, Panamá e Paraguai apresentam sinais concretos, embora estes dependam de regulamentações complementares, solvência do comprador, contratos viáveis ou regras comerciais mais precisas. No caso peruano, o desenvolvimento técnico contrasta com a falta de reconhecimento do poder e de pagamentos específicos de arbitragem.
El Salvador, Uruguai e Equador continuam atrasados devido a limitações de escopo, ausência de mecanismos econômicos ou falta de regulamentação para projetos de grande escala.
A expansão de 1,7 GW para 24 GW em 2030 dependerá tanto da redução dos preços das baterias quanto da capacidade de cada mercado de definir quem pode desenvolver os ativos, quais serviços eles prestam, como sua disponibilidade é medida, quem os remunera e por quanto tempo.
Essas definições farão a diferença entre os países que incorporam essas soluções como infraestrutura estratégica e aqueles que continuam a tratá-las como um complemento experimental à geração de energia renovável.