Segurança de baterias em 2026: o que dizem os dados

O armazenamento em baterias tornou-se muito mais seguro, e os dados já mostram quanto. A base de dados de incidentes do EPRI, o registo público mais completo de incêndios e falhas em sistemas de armazenamento em baterias, compara as falhas com a capacidade instalada em todo o mundo. A taxa de falhas por GWh instalado caiu 98 % entre 2018 e 2025. Em 2025 houve 24 incidentes numa frota mundial de 634 GWh, metade da taxa de 2024.

Este guia resume o que mudou no setor para chegar aqui, o que os dados dizem que ainda corre mal e o que uma empresa deve verificar antes de instalar uma bateria nas suas instalações.

Principais conclusões

• As falhas são hoje raras. O EPRI estima que falhem por ano entre 0,04 e 0,13 % dos contentores de baterias. É comparável aos grandes transformadores a óleo, com cerca de 0,1 % por ano.
• A maioria das falhas não é falha de célula. Na análise de causas do EPRI, os componentes que mais falharam foram os equipamentos auxiliares (balance of plant) e os sistemas de controlo. A célula em si raramente foi identificada como causa.
• A química não explica tudo. O setor passou das células NMC para as LFP, mas o EPRI registou 34 incidentes com sistemas LFP entre 2018 e 2025. Não conseguiu demonstrar que a química, por si só, altera o risco ao nível do sistema.
• O projeto e a implantação decidem o resultado. As instalações interiores estão sobrerrepresentadas nos incidentes e sofrem mais danos quando um ocorre. Houve explosões em 12 % dos incidentes, que causaram a maioria dos feridos.
• A Europa tem uma regra de segurança vinculativa. O Regulamento Europeu das Baterias exige que o armazenamento estacionário seja ensaiado em onze parâmetros de segurança, enquanto as normas harmonizadas ainda estão a ser escritas.

O que mostram os dados de falhas

Região	Instalado até ao fim de 2025	Falhas de 2018 a 2025	Queda da taxa de falhas
Mundo	634 GWh	150	98 %
China	356 GWh	25	99 %
Estados Unidos	149 GWh	36	97 %
Europa	40 GWh	20	85 %
Coreia do Sul	13 GWh	55	91 %

Fonte: EPRI, 2026. A queda compara a taxa de falhas anual mais elevada de cada região antes de 2021 com a sua taxa de 2025.

Grande parte da melhoria aconteceu entre 2018 e 2020, depois de uma série de incêndios na Coreia do Sul e da explosão de 2019 em Surprise, no Arizona. Os códigos, o projeto dos produtos e a gestão das baterias mudaram em resposta. A taxa continuou a descer desde então: a análise estatística do EPRI mostra que os sistemas mais recentes falham menos do que os mais antigos com a mesma idade.

Há duas ressalvas. Cerca de 22 % dos incidentes da base de dados nunca foram noticiados, pelo que as contagens públicas subestimam as falhas. E muitos incidentes ainda não têm causa publicada, o que limita o que o setor pode aprender com eles.

Células: LFP, e células maiores

A maior parte do novo armazenamento estacionário usa hoje células de lítio-ferro-fosfato (LFP). Em comparação com as NMC, as células LFP entram em fuga térmica a uma temperatura mais alta, atingem uma temperatura máxima mais baixa e libertam uma menor proporção de gás inflamável.

As células estão também a ficar muito maiores. A célula padrão para armazenamento passou de 280 Ah em 2018 para 314 Ah em 2023, e as células de 500 Ah ou mais ultrapassaram 10 % das instalações à escala da rede no primeiro semestre de 2026. As células maiores reduzem o custo, mas o EPRI aponta um compromisso: uma única célula em falha liberta mais calor e gás, o que torna mais difícil mitigar incêndios e explosões. As células de iões de sódio já estão em produção em massa, mas ao nível do sistema ainda custam mais por kWh do que as LFP.

Gestão térmica: arrefecimento a líquido

A maior densidade de células levou o setor do arrefecimento a ar para o arrefecimento a líquido, que mantém as temperaturas das células mais uniformes e abranda o envelhecimento. O arrefecimento a líquido traz, no entanto, o seu próprio modo de falha: alguns incidentes foram causados por fugas de líquido de refrigeração. A entrada de água nos invólucros é outra causa recorrente. Em ambos os casos, a química das células não fez diferença.

Deteção, gases e controlo de explosões

Os sistemas modernos monitorizam a vários níveis: tensões e temperaturas das células no sistema de gestão da bateria, detetores de fumo e de calor no invólucro e, cada vez mais, sensores de gás. Uma célula em fuga térmica liberta gás inflamável antes de se inflamar, pelo que a deteção de gás pode dar um aviso mais cedo do que a de fumo ou de calor.

Esse mesmo gás é o principal risco de explosão. Desde 2019, os códigos e os projetos acrescentaram a prevenção de explosões (ventilação que mantém o gás abaixo do seu limite de inflamabilidade) e a mitigação de explosões (painéis de alívio que libertam a pressão em segurança). A análise do EPRI aos incidentes de 2019 no Arizona e de 2024 na Alemanha concluiu que as duas explosões ocorreram depois de um invólucro ter sido aberto durante a intervenção. A boa prática atual é monitorizar e conter: manter as pessoas afastadas da unidade e deixar atuar a proteção do próprio sistema.

Supressão

Há três abordagens comuns, muitas vezes combinadas:

• Agentes limpos, como a perfluorohexanona (FK-5-1-12), extinguem as chamas depressa sem danificar a eletrónica. A investigação mostra que dominam o incêndio inicial, mas não param a fuga térmica numa célula. O agente é um químico PFAS: o seu principal produtor deixou de o fabricar no fim de 2025 e está em discussão uma restrição de PFAS a nível europeu, pelo que o abastecimento e as regras futuras têm de ser verificados.
• Os sistemas de aerossol são compactos e podem ficar dentro dos módulos de baterias.
• A água, através de sprinklers, dilúvio ou ligação para os bombeiros, é a única das três que arrefece as células e pode, por isso, travar a propagação. É mais comum em grandes sistemas em contentor.

Regras e normas na Europa

Desde agosto de 2024, o Regulamento Europeu das Baterias (artigo 12.º) exige que o armazenamento estacionário em baterias seja seguro em funcionamento normal e na utilização prevista. A documentação técnica tem de demonstrar ensaios bem-sucedidos em onze parâmetros de segurança do anexo V: choque e ciclos térmicos, curto-circuito externo, sobrecarga, sobredescarga, sobretemperatura, propagação térmica, danos mecânicos, curto-circuito interno, abuso térmico, fogo e emissão de gases.

Ainda não existem normas europeias harmonizadas que cubram todos estes ensaios. O Centro Comum de Investigação da Comissão Europeia concluiu que nenhuma norma existente cobre todos os ensaios que o regulamento enumera. Na prática, os fornecedores combinam normas como a IEC 62619 (segurança das baterias de lítio industriais) e a IEC 62933-5-2 (segurança do armazenamento eletroquímico ligado à rede) com a UL 9540A. A UL 9540A é um método de ensaio e não um certificado de aprovado ou reprovado: mede se, e com que rapidez, um incêndio passa de uma célula para a seguinte, e os bombeiros usam os resultados para definir distâncias e proteções.

O que verificar antes de instalar uma bateria

1. Certificados, não listas. Pergunte que normas estão certificadas, por que organismo de ensaio e como o fornecedor cumpre os onze parâmetros do anexo V.
2. Dados de propagação. Peça os resultados da UL 9540A ao nível do módulo e da unidade, e o que significam para as distâncias na sua instalação.
3. Controlo de gases e explosões. Pergunte como o sistema deteta gás inflamável e como evita ou alivia uma explosão.
4. Supressão. Pergunte que agente é usado, se pode descarregar mais do que uma vez e se há forma de arrefecer as células com água.
5. Localização. Unidades exteriores, com distância entre elas, limitam os danos de qualquer falha isolada. Se a bateria tiver de ficar no interior, pergunte por paredes corta-fogo e ventilação.
6. Água e líquido de refrigeração. Peça o índice de proteção IP do invólucro e como são detetadas fugas de líquido de refrigeração.
7. Monitorização e resposta. Pergunte quem vigia o sistema 24 horas por dia e acorde um plano de emergência com os bombeiros locais antes do comissionamento.

Como a Cubex aborda a segurança

Construímos os nossos sistemas em torno das mesmas lições: células LFP, deteção ao nível da célula e do invólucro, supressão adequada a cada formato e monitorização remota. Os nossos sistemas exteriores acrescentam arrefecimento a líquido, packs de baterias selados e proteção contra explosões. Se está a planear armazenamento nas suas instalações, os nossos engenheiros respondem às perguntas acima para o seu projeto.

Fontes

1. EPRI, Risk Factors and Failure Statistics of Lithium Ion BESS, white paper 3002034920 (outubro de 2026)
2. EPRI, BESS Failure Incident Database
3. Regulamento (UE) 2023/1542 relativo às baterias, artigo 12.º e anexo V
4. Comissão Europeia, JRC, Overview of battery safety tests in standards for stationary battery energy storage systems (JRC135870, 2024)
5. pv magazine USA, Intertek CEA says 587Ah cells could drive down BESS costs through 2027 (14 jul 2026)
6. pv magazine USA, Energy storage moves toward next-gen lithium cells as price volatility drives interest in alternatives (13 ago 2026)
7. Fireaway, declaração sobre o 3M Novec 1230 e o FK-5-1-12 (saída da 3M do fabrico de PFAS até ao fim de 2025)
8. Yu et al., Perfluorohexanone for clean fire suppression, Safety Science and Technology (2025)