El 24 de junio de 2026, la ANEEL publicó las Resoluciones Normativas 1.161 y 1.162, que cierran la Consulta Pública 39/2023 y reglamentan la Ley 15.269/2025 en lo que respecta a los sistemas de almacenamiento de energía eléctrica (SAE). Las normas salieron unos siete meses después de la ley, pero son el resultado de un debate más largo, cuya segunda fase de contribuciones terminó el 30 de enero de 2025. Para quienes desarrollan proyectos de baterías (BESS) en Brasil, el conjunto define cómo obtener la autorización, cómo contratar el uso de la red y qué cargos inciden sobre la operación.
Autorización: SAE autónomo y SAE coubicado
La REN 1.161/2026 trata de los requisitos y procedimientos de autorización. El punto de partida es la distinción entre dos modelos:
- SAE autónomo: opera de forma independiente, con punto de conexión propio y responsabilidades regulatorias individuales. Por eso, requiere una autorización específica.
- SAE coubicado: se trata como un activo asociado a la central o a la unidad consumidora donde está instalado, sin necesidad de constituir un agente separado.
La elección del modelo no es solo formal. Determina el régimen de acceso, la medición, la contratación del uso de la red y las posibilidades de remuneración del proyecto. La norma también fija reglas para la solicitud de autorización, plazos de implementación y deberes de los agentes. Por su parte, la REN 1.162/2026 incorpora el almacenamiento en las Reglas de Transmisión, con ajustes en el glosario, en la clasificación de las instalaciones, en los criterios de entrada en operación y, sobre todo, en las condiciones de acceso.
Uso de la red, tarifas y cargos
La contratación de MUST y MUSD, los montos de uso de los sistemas de transmisión y distribución, fue el tema económico más delicado. El resultado quedó así:
- SAE autónomo sin despacho integral del ONS: contrata capacidad en ambos sentidos, como carga al cargar y como inyector al descargar.
- SAE autónomo con despacho integral del ONS: el monto de consumo para la carga es cero, y el de generación corresponde a la potencia máxima de descarga.
- Centrales con SAE coubicado: pueden reducir el MUST/MUSD de inyección hasta en 30%, siempre que exista justificación técnica. En contratos vigentes, la primera reducción vinculada a la instalación de la batería puede hacerse sin costo, respetando las reglas de comunicación previa.
La reducción se aplica al monto contratado, no a la tarifa unitaria. La TUST y la TUSD siguen el uso efectivo, con tarifa de consumo en la absorción y tarifa de generación en la inyección.
En los cargos sectoriales (CDE, PROINFA, ESS, EER y ERCAP), la agencia no clasificó el almacenamiento como consumidor final por el consumo bruto. El saldo entre la energía absorbida y la devuelta, que refleja las pérdidas de ciclo y el consumo auxiliar, se entendió como un costo inherente al servicio prestado al sistema, y no como uso en beneficio propio. Así, la energía cargada para su posterior reinyección no está sujeta a estos cargos sobre el volumen bruto.
MMGD, servicios auxiliares y próximos pasos
La ANEEL reconoció la compatibilidad del SAE coubicado con la micro y minigeneración distribuida (MMGD) y con el Sistema de Compensación de Energía Eléctrica, mediante una modificación de la REN 1.000/2021. Con MMGD, la batería puede cargarse desde la red o con la propia generación y luego abastecer a la unidad o inyectar energía. Sin MMGD, el sistema queda limitado al abastecimiento de la propia unidad, sin inyección a la red.
Los servicios auxiliares pasan a estar permitidos para el SAE autónomo y las centrales con SAE coubicado, pero la contratación, la liquidación, los requisitos técnicos y la remuneración aún dependen de los Procedimientos de Red, de las reglas de la CCEE y del ONS y de procesos específicos. El ONS y la CCEE tienen 180 días para enviar a la ANEEL sus propuestas de ajuste. Se espera que el ONS detalle las exigencias de tecnología grid forming, en la que el inversor de la batería se comporta como fuente de tensión, ofreciendo inercia sintética y soporte de cortocircuito. Este requisito ya figura en el LRCAP 2026 de Almacenamiento, la subasta de reserva de capacidad orientada a baterías.
Qué cambia en la práctica para la cadena de BESS
Para los desarrolladores, ahora existe un camino claro de autorización y una decisión estratégica entre los modelos autónomo y coubicado. Las centrales existentes ganan un argumento concreto para añadir baterías: el recorte de hasta 30% en el monto de inyección, con la primera reducción sin costo. La ausencia de cargos sobre el consumo bruto mejora las cuentas de los proyectos, pero los ingresos por servicios auxiliares y por apilamiento aún no pueden darse por seguros en los modelos financieros.
Para EPCs, fabricantes y proveedores, el mensaje es técnico: las especificaciones de conexión y la capacidad grid forming tienden a pesar cada vez más. Conviene seguir de cerca las propuestas del ONS y la CCEE en los próximos 180 días, porque allí se detallarán los requisitos de equipos y de medición.
Fuente original: ABSAE — Resultado da CP 39/2023 consolida marco regulatório para o Armazenamento de Energia