Resultado da CP 39/2023 consolida marco regulatório para o Armazenamento de Energia

Foto: Reprodução Aneel

A publicação das Resoluções Normativas ANEEL 1.161 e 1.162, em 24 de junho de 2026, marca um passo decisivo para a consolidação do marco regulatório dos sistemas de armazenamento de energia elétrica no Brasil. Embora as normas tenham sido editadas apenas sete meses após a publicação da Lei 15.269/2025, sua aprovação coroou um processo regulatório mais longo, construído ao longo da Consulta Pública 39/2023, cuja 2ª fase teve seu período de contribuições encerrado em 30 de janeiro de 2025. 

A Resolução Normativa ANEEL 1.161/2026 passou a disciplinar os requisitos e procedimentos para obtenção de outorga de autorização de Sistemas de Armazenamento de Energia - SAE, definindo conceitos como SAE autônomo e SAE colocalizado, além de estabelecer regras para o requerimento de outorga, prazos de implantação e responsabilidades dos agentes.

Já Resolução Normativa ANEEL 1.162/2026 incorporou os aprimoramentos regulatórios associados ao armazenamento nas Regras de Transmissão, abrangendo glossário, classificação das instalações, critérios de entrada em operação e, especialmente, as condições de acesso ao sistema. 

O encerramento da CP 39/2023 consolida avanços relevantes para o setor. Entre os principais pontos, destacam-se o tratamento da outorga e dos modelos de exploração dos SAE, a racionalização contratual associada ao uso da rede, a definição do tratamento tarifário aplicável e a possibilidade de remuneração por serviços prestados, inclusive com empilhamento de receitas. Esses temas foram organizados pela Aneel em soluções normativas específicas, construídas ao longo da instrução do processo.

Outro aspecto relevante é que o processo reconheceu a necessidade de compatibilizar a inserção dos SAE com a segurança operativa do sistema elétrico. No debate regulatório, a Agência considerou alternativas para contratação e faturamento dos sistemas, inclusive em contextos de despacho integral pelo ONS, buscando preservar a confiabilidade do SIN e, ao mesmo tempo, criar bases regulatórias para a expansão do armazenamento no país.

Entre os principais temas destacam-se: 

• OUTORGA: A Lei 15.269/2025 estabeleceu a base legal para a exploração da atividade de armazenamento de energia elétrica mediante autorização. A partir disso, a REN 1.161/2026 disciplinou os requisitos e procedimentos aplicáveis ao SAE, diferenciando o SAE autônomo do SAE colocalizado. O SAE autônomo passa a depender de autorização específica, pois atua de forma independente, com ponto de conexão próprio e responsabilidades regulatórias individualizadas. Já o SAE colocalizado é tratado como ativo vinculado ao empreendimento ou à unidade consumidora em que está inserido, sem constituir necessariamente um agente separado. Essa distinção define o regime aplicável ao projeto e seus efeitos sobre acesso, medição, contratação do uso da rede e possibilidades de remuneração.

• MUST/MUSD (Montante de Uso do Sistema de Transmissão/ Montante do Uso do Sistema de Distribuição): Esse ficou como o ponto econômico mais sensível. Para SAE autônomo não submetido a despacho integral pelo ONS, permanece a lógica de contratação do uso da rede nos dois sentidos: consumo/absorção e geração/injeção. Assim, o SAE-A contrata capacidade como carga quando absorve energia da rede e como injetor quando devolve energia ao sistema. Para SAE autônomo despachado integralmente pelo ONS no carregamento/descarregamento o MUST/MUSD de consumo (para carregamento) deve ser definido como zero e o MUST/MUSD de geração (para descarregamento) deve ser a máxima potência de descarga do SAE. Para centrais geradoras com SAE colocalizado, o resultado foi mais favorável: há possibilidade de redução do MUST/MUSD de injeção em até 30%, desde que o armazenamento justifique tecnicamente a redução do uso da rede. No caso de contratos existentes, a primeira redução associada à implantação do SAE poderá ser realizada sem ônus, observadas as regras de comunicação prévia e os procedimentos aplicáveis.

• TUST/TUSD (Tarifa do Uso do Sistema de Transmissão/ Tarifa do Uso do Sistema de Distribuição): A redução de 30% afeta o montante contratado, não a tarifa unitária. A TUST/TUSD continua seguindo a lógica do uso da rede: quando o SAE absorve energia da rede, aplica-se a tarifa associada ao consumo; quando injeta, aplica-se a tarifa associada à geração/injeção.

• ENCARGOS SETORIAIS: Em relação aos encargos setoriais — CDE, PROINFA, ESS, EER e ERCAP —, o ponto central é que a ANEEL não tratou o SAE como consumidor final com base no consumo bruto. Apesar da proposta final reconhecer a existência de um consumo líquido, entendido como a diferença entre a energia absorvida e a energia reinjetada — o qual reflete as perdas internas de ciclo (round-trip efficiency) e o consumo auxiliar do sistema —, esse saldo de energia não devolvido à rede, não representa uso em benefício próprio do SAE, mas sim um custo intrínseco à atividade funcional prestada ao sistema. Assim, a energia absorvida pelo SAE para posterior reinjeção ou prestação de serviços ao sistema não configura consumo final e não deve ensejar a incidência desses encargos sobre o consumo bruto do armazenamento.

• SERVIÇOS ANCILARES: A CP 39 abriu a porta para que SAE autônomo e central geradora com SAE colocalizado prestem serviços ancilares. Porém, a contratação, apuração, requisitos técnicos e remuneração ainda dependem de detalhamento em Procedimentos de Rede, regras da CCEE/ONS e processos regulatórios específicos.

• MMGD: A ANEEL reconheceu a compatibilidade do SAE colocalizado em unidade consumidora com micro e minigeração distribuída — MMGD — e com o Sistema de Compensação de Energia Elétrica — SCEE. No caso das unidades consumidoras com MMGD, a alteração da REN 1.000/2021 permite que o armazenamento associado à MMGD absorva energia da rede ou da própria micro ou minigeração distribuída para posterior consumo na unidade consumidora ou injeção na rede. Enquanto para unidades consumidoras sem MMGD, o SAE colocalizado fica limitado ao atendimento da própria unidade consumidora, sem possibilidade de injeção de potência na rede. Assim, a injeção pelo BESS em unidade consumidora somente se compatibiliza, nesta etapa regulatória, quando vinculada à MMGD e às regras do SCEE.

Ainda assim, temas como incentivos adicionais, modelos de remuneração, serviços ancilares distribuídos, despachabilidade da MMGD e participação de recursos distribuídos em novos mecanismos de mercado permaneceram para etapas futuras da agenda regulatória.

AGENDA REGULATÓRIA COMPLEMENTAR 

O desfecho da CP 39/2023 deve ser compreendido como a primeira etapa de estruturação do mercado, e não como o seu encerramento. Temas complexos como a monetização dos serviços ancilares, resposta da demanda, contabilização comercial detalhada e os efeitos práticos do empilhamento de receitas ficaram postergados para fases futuras da agenda da agência.

O cronograma imediato exige agilidade operacional: o ONS e a CCEE possuem o prazo de 180 dias para encaminhar à Aneel suas respectivas propostas de alteração nos Procedimentos de Rede e nas Regras de Comercialização. Espera-se que o ONS detalhe as regras de integração dos sistemas, com destaque para as exigências de tecnologia Grid Forming (baterias atuando com comportamento de fonte de tensão, fornecendo inércia sintética e suporte de curto-circuito - requisito exigido no LRCAP 2026 de Armazenamento), fundamentais para garantir a estabilidade de tensão e frequência no SIN.

Para a ABSAE, o saldo do processo é amplamente positivo. As novas resoluções trazem a segurança jurídica necessária para destravar os primeiros grandes investimentos, chancelando o papel estratégico do armazenamento na flexibilidade e confiabilidade da matriz elétrica brasileira. O foco da associação agora se direciona a colaborar ativamente com as entidades setoriais para que as etapas complementares avancem de forma célere, traduzindo as diretrizes regulatórias em modelos de negócios sustentáveis e eficientes.