Regulamentação de BESS no Brasil: o que avançou, o que trava e o que está em revisão

O Brasil tem um dos setores elétricos mais regulados do mundo — e isso pode ser uma vantagem ou um obstáculo para o armazenamento, dependendo de como as regras evoluem. Nos últimos três anos, a regulamentação avançou mais do que nas duas décadas anteriores. Mas ainda há pontos críticos que definem se um projeto de BESS é viável ou inviável.

Este artigo organiza o que mudou, o que ainda trava e o que o setor está acompanhando de perto.

O que a ANEEL formalizou até aqui

Por muito tempo, sistemas BESS operavam em uma zona cinzenta regulatória. Eram classificados, conforme o contexto, como geração, como carga, ou como nenhum dos dois — o que criava insegurança jurídica para financiadores e dificuldades técnicas para a conexão à rede.

A ANEEL vem desenvolvendo instrumentos normativos para a conexão de sistemas de armazenamento à rede, incluindo atualizações ao PRODIST e requisitos técnicos específicos para recursos energéticos distribuídos com armazenamento. Para projetos de maior escala, essa resolução removeu a principal barreira de entrada: a dúvida sobre como licenciar e conectar o ativo.

O passo seguinte veio com a Lei nº 15.269/2025, que criou a figura jurídica do armazenador de energia como agente autônomo do setor elétrico. Isso muda fundamentalmente a posição do BESS no mercado: ele deixa de ser enquadrado em categorias existentes e passa a ter direitos, obrigações e possibilidades de remuneração específicos. Para investidores, é o tipo de clareza que transforma projeto em ativo bancável.

O LRCAP como mecanismo central de receita

O Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP) é, hoje, o principal caminho regulado para monetizar BESS em escala utility no Brasil. A lógica é simples: o sistema paga pela disponibilidade de potência, independentemente do quanto foi efetivamente despachado. Para baterias, isso cria um fluxo de receita previsível — essencial para qualquer projeto com alto CAPEX inicial.

O LRCAP 2026, previsto para abril e dedicado exclusivamente a armazenamento, representa o maior salto desde a criação do mecanismo. Com meta de 2 GW e contratos de 10 anos, ele é o primeiro a criar uma rota contratual de longo prazo especificamente para BESS — algo que o mercado aguardava há anos para travar financiamentos.

A revisão dos preços-teto feita pela ANEEL no início de 2026, depois de críticas de que os valores iniciais eram insuficientes para cobrir o custo real do armazenamento, foi outro sinal positivo. O reajuste reconhece que BESS não compete com termelétrica no mesmo modelo de custo — e que remunerar mal o ativo inviabiliza a atratividade do leilão.

O que ainda trava projetos

Dois pontos concentram as maiores preocupações do setor hoje.

O primeiro é a tarifa dupla de TUSD/TUST. Na estrutura atual, um sistema BESS que carrega da rede e descarrega para a rede pode ser tarifado duas vezes — como consumidor na carga e como gerador na descarga. Para projetos de arbitragem ou serviços ancilares, esse custo pode tornar o modelo inviável. A ANEEL está em processo de revisão desse ponto, mas a definição ainda não está concluída.

O segundo é a remuneração de serviços ancilares no Mercado Livre. BESS pode regular frequência, controlar tensão e fornecer reserva de potência em milissegundos — funções que termelétricas fazem com muito mais inércia e custo. Mas o mercado livre ainda não tem um mecanismo claro para remunerar esses serviços. Quem projeta viabilidade hoje precisa considerar que parte do valor do BESS não é capturado por nenhuma receita formal.

O que o ONS e a EPE já incorporaram

O ONS já inclui cenários com armazenamento em seus estudos de planejamento operativo. A capacidade de resposta em milissegundos e a possibilidade de postergar investimentos em transmissão — o chamado asset deferral — são reconhecidos como serviços de rede, não apenas como geração ou consumo.

A EPE, por sua vez, já incorpora BESS nos estudos do Plano Decenal de Expansão de Energia. A projeção de déficit de potência de 55 GW até 2034, apontada pela ABSAE, reforça que o planejamento central do setor precisa do armazenamento — e que a regulamentação vai continuar avançando nessa direção.

O ritmo depende de quão rápido as pendências tarifárias e de serviços ancilares forem resolvidas. Para quem está desenvolvendo projetos hoje, esse é o principal variável a monitorar.

Fontes: ANEEL | MME | Canal Solar | XP Investimentos | MegaWhat