Aneel aprova marco do armazenamento e divide a tarifação em dois modelos: o que muda para o BESS no Brasil

A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou, em 2 de junho de 2026, a regulamentação dos Sistemas de Armazenamento de Energia (SAE) e encerrou a Consulta Pública nº 39/2023 — o processo que, desde outubro de 2023, vinha desenhando as bases regulatórias para a entrada das baterias no setor elétrico brasileiro. A decisão era o item que faltava para destravar juridicamente o primeiro leilão de baterias do país, mas seu ponto mais sensível, a forma de cobrança pelo uso da rede, foi resolvido de um jeito que merece leitura atenta: a dupla tarifação não acabou. Ela passou a depender de como cada projeto opta por operar.

Em vez de adotar um único regime, a Aneel criou dois modelos distintos de tarifação, condicionados ao grau de integração do ativo à operação do sistema. Para quem aceitar entregar o controle das baterias ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), o benefício é real. Para quem quiser operar livremente, buscando arbitragem de preços por conta própria, a cobrança continua incidindo nas duas pontas.

A solução intermediária que prevaleceu

A regra aprovada saiu do voto-vista do diretor Willamy Frota, que formou maioria no colegiado. Frota acompanhou boa parte do voto do relator, diretor Fernando Mosna, nos temas de outorga, modelos de exploração da atividade, remuneração e empilhamento de serviços. A divergência ficou concentrada justamente na tarifação — e ali a proposta mais ampla não venceu.

Em abril, Mosna havia defendido que todos os sistemas de armazenamento fossem cobrados apenas no momento do descarregamento, independentemente da forma de operação ou do vínculo com o ONS. O argumento: classificar o armazenador como consumidor seria artificial, já que ele não usa a energia em proveito próprio — apenas a desloca no tempo, atendendo a uma necessidade do sistema. Essa tese não prevaleceu integralmente. O que passou foi a alternativa intermediária de Frota, que reserva o alívio tarifário para os projetos dispostos a operar sob despacho integral do Operador.

A decisão não foi unânime. Além de Frota, votaram com a maioria os diretores Agnes Costa, Gentil Nogueira e o diretor-geral Sandoval Feitosa, que registrou voto sem participar presencialmente da reunião.

Como funcionam os dois modelos

A diferença entre os dois regimes é o que vai definir o retorno de cada projeto de BESS daqui para frente. A tabela abaixo resume a lógica:

No modelo sob despacho do ONS, como o Operador é quem escolhe os melhores momentos para recarregar — sem impactar o sistema —, a Aneel entendeu que não faz sentido onerar o carregamento. Por isso o agente pode contratar o Montante de Uso do Sistema de Transmissão de geração (MUSTg) de acordo com a potência máxima que pretende injetar, e zerar o montante de consumo (MUSTc-C). O encargo recai apenas sobre a geração, e essa parcela passa a funcionar como sinal econômico de localização: empreender em pontos onde a rede precisa de potência fica mais vantajoso. A agência fez questão de registrar que as tarifas de transmissão serão calculadas de modo a não comprometer a arrecadação das concessionárias.

Já o sistema de operação livre é tratado como qualquer outro usuário que utiliza a infraestrutura nas duas pontas: paga ao injetar energia na bateria e paga de novo ao devolvê-la à rede. É a tarifação dupla que o setor vinha pedindo para eliminar — e que, para esse perfil de projeto, permanece.

Por que isso importa para o leilão

A escolha da Aneel não é casual: ela está alinhada ao modelo que o Ministério de Minas e Energia (MME) desenhou para os leilões de baterias, nos quais o ONS terá papel central na coordenação dos sistemas contratados. Na prática, o regime mais favorável foi construído sob medida para os projetos que vão disputar o certame e atuar como prestadores de serviço ao sistema — não para quem quer fazer arbitragem pura no mercado.

O primeiro leilão dedicado a armazenamento já tem contornos definidos. Entre os parâmetros divulgados estão projetos mínimos de 30 MW com quatro horas de autonomia, exigência da funcionalidade grid forming, contratos de 15 anos e operação de até dois ciclos completos diários, respeitando o limite anual de 366 ciclos. O desenho prevê ainda dois produtos distintos — um reservado a sistemas com conteúdo local e outro aberto a equipamentos nacionais e importados.

Sobre o tamanho do certame, há descompasso entre as expectativas. O ministro Alexandre Silveira indicou a possibilidade de contratar cerca de 2 GW, mas a Associação Brasileira de Soluções de Armazenamento de Energia (ABSAE) projeta oferta bem superior a 20 GW em projetos. Segundo a entidade, se a contratação alcançar algo perto de 5 GW — equivalente a 20 GWh com quatro horas de autonomia —, os investimentos podem variar entre R$ 25 bilhões e R$ 30 bilhões.

A leitura do setor

Para a ABSAE, o saldo é positivo, ainda que a entidade aguarde o texto definitivo da resolução e o inteiro teor do voto-vista para uma análise mais profunda. "O simples fato de a Aneel ter tomado uma decisão é positivo", resumiu o presidente da associação, Markus Vlasits, ao Canal Solar. A entidade vê alívio para o mercado e considera acertada a diferenciação entre sistemas sob despacho do ONS e de operação independente — um modo de evitar que projetos voltados a estratégias próprias acabem agravando situações de estresse da rede.

O ponto de cautela continua sendo a dupla tarifação. Ela foi parcialmente afastada, mas apenas para um perfil de operação. Quem pretende explorar o armazenamento de forma autônoma, sem ceder o despacho ao ONS, segue diante de um regime tarifário que pode pesar na viabilidade econômica de aplicações como o time shift.

Próximos passos

A decisão fecha um ciclo, mas abre uma agenda operacional. O ONS deverá publicar anualmente mapas com os melhores pontos de conexão para a instalação de baterias e apresentar, em até 180 dias, propostas de adequação dos Procedimentos de Rede para incorporar as novas regras. Resta também a publicação do texto integral da resolução, que o mercado aguarda para entender como cada conceito debatido na consulta foi efetivamente traduzido em norma.

Para um país que ainda opera armazenamento conectado à rede em escala reduzida — restrita à transmissão e a projetos-piloto —, enquanto Estados Unidos, China e Austrália já contam com dezenas de gigawatts, a definição da Aneel é a sinalização regulatória que faltava para destravar os primeiros investimentos de grande porte. O modelo escolhido deixa claro o recado: o Brasil quer baterias que conversem com o sistema, e está disposto a pagar por isso com um regime tarifário mais leve.