Pumped hydro: a bateria gigante que dominou o século 20 sem nunca ser chamada de armazenamento

Em 1907, em uma colina nos arredores de Schaffhausen, Suíça, entrou em operação uma instalação que ainda hoje funciona — Engeweiher. Dois reservatórios em altitudes diferentes, uma bomba elétrica para subir a água quando havia eletricidade sobrando, uma turbina para descer a água quando faltava. Capacidade modesta de 1,5 MW. A instalação foi reformada nos anos 1990 e está programada para seguir operando até pelo menos 2052 — totalizando, ao final, 145 anos consecutivos de armazenamento de energia. Quando o setor elétrico brasileiro discute o "primeiro leilão de armazenamento", marcado para 2026, está esquecendo que a tecnologia mais bem-sucedida de armazenamento elétrico da história começou a operar há 119 anos — antes do voo dos irmãos Wright nos Estados Unidos, antes do nascimento de Carmen Miranda, antes da invenção do ar-condicionado moderno.

O começo: Itália, Suíça e a década de 1890

A ideia de bombear água para cima quando havia eletricidade barata e deixá-la cair de volta para gerar quando havia escassez não nasceu pronta. Os primeiros experimentos comerciais com armazenamento hidráulico datam dos anos 1890, na Itália e na Suíça, segundo o verbete "Pumped-storage hydroelectricity" da Wikipédia atualizado em abril de 2026, que sintetiza fontes técnicas convergentes. A escolha geográfica era óbvia: Alpes, queda d'água abundante, redes elétricas locais ainda em formação.

O salto comercial veio em 1907 com a Engeweiher, considerada pela World Records Union (WorldKings) e pela Drax Group, em material institucional publicado em maio de 2021, a estação de armazenamento bombeado mais antiga do mundo ainda em operação. Em 1907, vale lembrar, a tecnologia operava sem turbinas reversíveis. As máquinas só foram introduzidas a partir dos anos 1930, quando um mesmo equipamento passou a funcionar tanto como gerador quanto, em sentido contrário, como motor de bombeamento. Antes disso, separavam-se duas máquinas: uma bomba elétrica e uma turbina geradora.

Em 1930, a tecnologia chega aos Estados Unidos. A Connecticut Electric and Power Company instala uma estação perto de New Milford, no estado de Connecticut, bombeando água do rio Housatonic para um reservatório elevado em cerca de 70 metros — variando, segundo registros históricos, entre 70 e 230 pés (21 a 70 metros) dependendo da fonte consultada. A partir dos anos 1930, a difusão de turbinas reversíveis fez com que pumped hydro deixasse de ser experimentação e virasse a opção padrão para complementar geração térmica e nuclear durante o pós-guerra.

Brasil: quatro usinas reversíveis, todas com nome próprio

Pouca gente sabe que o Brasil chegou a ter quatro usinas hidrelétricas reversíveis (UHRs) em operação. Os dados constam de nota técnica da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) intitulada "Usinas Hidrelétricas Reversíveis (UHR): Desafios para inserção em mercados de eletricidade", publicada em 2021 e disponível no portal da estatal. As quatro foram: Pedreira (São Paulo, comissionada em 1939), Traição (São Paulo, 1940), Vigário (Rio de Janeiro, 1952) e Edgard de Souza (São Paulo, 1955).

O sistema paulista é particularmente engenhoso. Pedreira e Traição foram construídas para reverter as águas do rio Pinheiros, elevando-as cerca de 25 metros até o Reservatório Billings — o que permitia gerar energia, com queda muito maior, na usina hidrelétrica Henry Borden, em Cubatão, no litoral. A Henry Borden chegou a 469 MW de capacidade, ampliada nos anos 1950 com a usina subterrânea, conforme relatório do projeto Eletromemória da Faculdade de Filosofia, Letras e Ciências Humanas da Universidade de São Paulo (FFLCH-USP).

A usina Edgard de Souza tem história ainda mais peculiar. Construída como a primeira hidrelétrica da Light no Brasil, foi inaugurada em 23 de setembro de 1901 com o nome "Usina de Parnahyba" (grafia da época), com capacidade inicial de 2 MW e barragem com mais de 15 metros de altura — a primeira do país com tal porte, segundo registro institucional da EMAE publicado em 22 de setembro de 2023. Foi a primeira fonte de energia hidrelétrica a abastecer a cidade de São Paulo. Em 1955, a estrutura foi reconfigurada com uma unidade reversível de 14 MW e passou a operar como bombeamento. Foi desativada em 1984.

Hoje, das quatro UHRs brasileiras, três sobrevivem com função alterada: Pedreira e Traição operam apenas como controle de cheias, com bombeamento do Pinheiros para o Billings autorizado em caráter excepcional, sob restrições estabelecidas pela Constituição Estadual de São Paulo de 1989 e pela Resolução Conjunta SMA/SES 03/92, atualizada em fevereiro de 2010. Vigário, no Rio, segue com unidades reversíveis, mas sua função principal hoje é bombear água do Paraíba do Sul para o reservatório de Vigário, permitindo geração na usina Nilo Peçanha. Edgard de Souza foi convertida em barragem de controle, com três comportas de fundo, segundo material da EMAE.

Resultado prático: o Brasil tem zero MW operando regularmente como armazenamento elétrico bombeado, ainda que disponha de cerca de 1.400 hidrelétricas entre UHEs, PCHs e CGHs, segundo levantamento citado pelo Jornal da USP em 20 de março de 2026 em entrevista com o professor Fernando de Lima Caneppele, da Faculdade de Zootecnia e Engenharia de Alimentos da USP em Pirassununga.

O paradoxo: 90% do storage mundial é água, e ninguém percebe

Enquanto o discurso global do armazenamento elétrico nos anos 2010 e 2020 girou em torno do íon-lítio, os números contam outra história. Segundo o relatório "Pumped Hydro Storage Market — Forecast Report" publicado pela DataM Intelligence em julho de 2025, o pumped hydro storage representa mais de 90% da capacidade instalada de armazenamento elétrico em escala de rede no mundo, o equivalente a aproximadamente 165 GW em 2020 e 182 GW em 2023. A Agência Internacional de Energia, em análise específica de 2021, projetou que o pumped hydro responderia por 42% da expansão global de capacidade de armazenamento até 2026, mantendo-se três vezes maior em capacidade instalada que o conjunto de baterias.

O relatório "Renewables 2025" da IEA, publicado em janeiro de 2026, atualiza: as adições anuais de pumped hydro devem dobrar até 2030, atingindo 16,5 GW por ano. A China, sozinha, responderá por mais de 60% desse crescimento. O International Hydropower Association registra, no "World Hydropower Outlook 2025", que apenas em 2024 foram instalados 8,4 GW de pumped hydro globalmente — número similar ao volume total de baterias estacionárias adicionadas no Brasil acumulado em toda a história do mercado.

Indicador	Pumped hydro	BESS íon-lítio
Capacidade global instalada (2023)	~182 GW	~70 GW
Adições em 2024	8,4 GW	~70 GW
Pipeline global em desenvolvimento	~600 GW	—
Vida útil típica	50–100+ anos	15–20 anos
Eficiência round-trip	70–85%	85–95%
Tempo de descarga típico	6–24 horas	2–4 horas

O que aconteceu com a percepção pública? Duas coisas. Primeiro, o íon-lítio capturou a narrativa porque entrou no produto que cada consumidor leva no bolso — celular, notebook, e depois carro elétrico. Pumped hydro nunca foi visível ao usuário final. Segundo, o ritmo de adição absoluto de baterias passou recentemente o de pumped hydro: as 108 GW adicionadas em 2025 (segundo o Global Energy Review 2026 da IEA) superam em volume o total instalado de pumped hydro em sete décadas. Em fluxo, lítio venceu. Em estoque, a água segue dominando — e provavelmente seguirá por décadas.

O retorno: por que pumped hydro voltou à pauta

Três fatores trouxeram o pumped hydro de volta à pauta a partir de 2020. O primeiro é a aposentadoria de nucleares na Europa: França, Alemanha, Bélgica e Suíça precisam substituir flexibilidade despachável que estava amarrada à programação nuclear. Pumped hydro entrega isso melhor que qualquer alternativa em horizonte de oito a vinte e quatro horas — duração na qual o íon-lítio fica caro.

O segundo é o curtailment crescente de fontes variáveis. Conforme o relatório "Renewables 2025" da IEA, mercados como China, Alemanha, Brasil, Chile, Reino Unido e Irlanda registraram aumento expressivo das horas com preços negativos, coincidindo com picos solares. Sem flexibilidade, energia limpa é descartada. Pumped hydro absorve em ciclos diários ou semanais o que íon-lítio não consegue.

O terceiro é técnico: identificação de sítios off-river fechados (closed-loop), que dispensam represar rios e reduzem o custo ambiental e de licenciamento. Conforme levantamento citado pela DataM Intelligence em julho de 2025, mais de 600.000 sítios potenciais para PSH closed-loop foram identificados globalmente. O modelo já representa cerca de 67% dos novos projetos.

O Brasil discute baterias e esquece a água

Em 20 de março de 2026, o Jornal da USP publicou entrevista com o professor Fernando de Lima Caneppele defendendo o retorno do pumped hydro brasileiro como complemento ao avanço solar e eólico. "Durante o dia, quando a geração solar é máxima e supera o consumo, o excesso de eletricidade é usado para bombear água de um reservatório inferior para um superior", afirmou Caneppele em entrevista citada na reportagem. "Em vez de descartar a energia limpa por falta de demanda — o que chamamos de curtailment — nós a armazenamos na forma de energia potencial gravitacional."

A nota técnica da EPE de 2021 já sinalizava o desafio: as quatro UHRs brasileiras pararam de operar regularmente como armazenamento por restrições ambientais (Pedreira/Traição), por descontinuação física (Edgard de Souza) e por reorientação operacional (Vigário). Repotenciar pumped hydro brasileiro exige enfrentar duas frentes — engenharia hidráulica e regulação ambiental — em horizontes longos.

O LRCAP de 2026 – Armazenamento, conforme a Portaria MME nº 878/2025, foi desenhado para sistemas de armazenamento em baterias com pelo menos quatro horas de descarga. Não há, no edital ainda em discussão, qualquer modalidade dedicada a pumped hydro. A China, em paralelo, contratou 7,75 GW de pumped hydro em 2024 sozinha — número quase quatro vezes maior que o volume inicial de 2 GW previsto para o leilão de baterias brasileiro. A pergunta que o setor brasileiro evita, mas que se imporá nos próximos anos: o país vai mesmo deixar fora do mecanismo de contratação a única tecnologia de armazenamento elétrico com cem anos de operação comprovada?

O que Engeweiher ensina

Engeweiher tem 1,5 MW de potência. É menor que muitas usinas de geração distribuída brasileiras. Foi construída em 1907 — antes do automóvel chegar de fato ao Brasil, antes da Primeira Guerra Mundial, antes do telefone urbano funcionar de forma confiável em São Paulo. Ainda funciona, ainda armazena energia, e sua próxima reforma está planejada para depois de 2052. Cada vez que um portal técnico anuncia "a primeira bateria utility-scale comissionada no Brasil", vale lembrar que a categoria existe há 119 anos. O que ainda não existe no Brasil, em escala, é a regulação que reconheça pumped hydro como armazenamento — porque, no nosso modelo regulatório atual, hidrelétrica é geração, não estoque.

Em 2026, segundo o World Hydropower Outlook 2025, o pipeline global de pumped hydro em desenvolvimento ultrapassa 600 GW. O Brasil, conforme o cronograma da Portaria MME nº 878/2025, deve contratar inicialmente 2 GW de baterias em leilão. A defasagem entre o que se debate aqui e o que se constrói no mundo não é técnica — é narrativa. A bateria de água sempre esteve aqui. Falta nomeá-la.

Fontes consultadas:

• Empresa de Pesquisa Energética (EPE) — "Usinas Hidrelétricas Reversíveis (UHR): Desafios para inserção em mercados de eletricidade" (Nota Técnica EPE-DEE-NT-013/2021)
• Wikipédia — verbete "Pumped-storage hydroelectricity" (atualizado em abril de 2026)
• WorldKings — "Engeweiher: World's oldest working pumped storage facility" (novembro de 2023)
• Drax Group — "Pumping power: pumped storage stations around the world" (maio de 2021)
• Agência Internacional de Energia (IEA) — "How rapidly will the global electricity storage market grow by 2026?" (dezembro de 2021), "Renewables 2025" (janeiro de 2026), Global Energy Review 2026 (abril de 2026)
• DataM Intelligence — "Pumped Hydro Storage Market Report" (julho de 2025)
• International Hydropower Association — "World Hydropower Outlook 2025"
• EMAE — "Usina de Parnahyba: 122 anos de uma obra de engenharia hidrelétrica que marcou época" (22 de setembro de 2023)
• FFLCH-USP — Eletromemória, "Relatório Técnico 4ª Expedição Usina Elevatória"
• Jornal da USP — "Série Energia: As 'baterias de água' podem ser fator de equilíbrio no Sistema Integrado Nacional" (20 de março de 2026)
• Constituição do Estado de São Paulo (1989); Resolução Conjunta SMA/SES 03/92, atualizada pela Resolução SMA-SSE-02/2010
• Portaria MME nº 878/2025

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