Em 24 de junho de 2026, a ANEEL publicou as Resoluções Normativas 1.161 e 1.162, que encerram a Consulta Pública 39/2023 e regulamentam a Lei 15.269/2025 no que diz respeito aos sistemas de armazenamento de energia elétrica (SAE). As normas saíram cerca de sete meses depois da lei, mas são o resultado de um debate mais longo, cuja segunda fase de contribuições terminou em 30 de janeiro de 2025. Para quem desenvolve projetos de baterias (BESS) no Brasil, o conjunto define como obter outorga, como contratar o uso da rede e quais encargos incidem sobre a operação.
Outorga: SAE autônomo e SAE colocalizado
A REN 1.161/2026 trata dos requisitos e procedimentos de autorização. O ponto de partida é a distinção entre dois modelos:
- SAE autônomo: opera de forma independente, com ponto de conexão próprio e responsabilidades regulatórias individuais. Por isso, exige autorização específica.
- SAE colocalizado: é tratado como ativo associado à usina ou à unidade consumidora onde está instalado, sem precisar formar um agente separado.
A escolha do modelo não é apenas formal. Ela determina o regime de acesso, a medição, a contratação do uso da rede e as possibilidades de remuneração do projeto. A norma também fixa regras para o pedido de outorga, prazos de implantação e deveres dos agentes. Já a REN 1.162/2026 insere o armazenamento nas Regras de Transmissão, com ajustes no glossário, na classificação das instalações, nos critérios de entrada em operação e, sobretudo, nas condições de acesso.
Uso da rede, tarifas e encargos
A contratação de MUST e MUSD, os montantes de uso dos sistemas de transmissão e distribuição, foi o tema econômico mais delicado. O resultado ficou assim:
- SAE autônomo sem despacho integral do ONS: contrata capacidade nos dois sentidos, como carga ao carregar e como injetor ao descarregar.
- SAE autônomo com despacho integral do ONS: o montante de consumo para carregamento é zero, e o de geração corresponde à potência máxima de descarga.
- Usinas com SAE colocalizado: podem reduzir o MUST/MUSD de injeção em até 30%, desde que haja justificativa técnica. Em contratos já vigentes, a primeira redução ligada à instalação da bateria pode ser feita sem ônus, respeitadas as regras de comunicação prévia.
A redução vale para o montante contratado, e não para a tarifa unitária. A TUST e a TUSD continuam seguindo o uso efetivo, com tarifa de consumo na absorção e tarifa de geração na injeção.
Nos encargos setoriais (CDE, PROINFA, ESS, EER e ERCAP), a agência não enquadrou o armazenamento como consumidor final pelo consumo bruto. O saldo entre energia absorvida e devolvida, que reflete as perdas de ciclo e o consumo auxiliar, foi entendido como custo inerente ao serviço prestado ao sistema, e não como uso em benefício próprio. Assim, a energia carregada para posterior reinjeção não sofre a incidência desses encargos sobre o volume bruto.
MMGD, serviços ancilares e próximos passos
A ANEEL reconheceu a compatibilidade do SAE colocalizado com a micro e minigeração distribuída (MMGD) e com o Sistema de Compensação de Energia Elétrica, por meio de alteração na REN 1.000/2021. Com MMGD, a bateria pode carregar pela rede ou pela própria geração e depois atender a unidade ou injetar energia. Sem MMGD, o sistema fica restrito ao atendimento da própria unidade, sem injeção na rede.
Os serviços ancilares passam a ser permitidos para SAE autônomo e usinas com SAE colocalizado, mas contratação, apuração, requisitos técnicos e remuneração ainda dependem dos Procedimentos de Rede, das regras de CCEE e ONS e de processos específicos. ONS e CCEE têm 180 dias para enviar à ANEEL suas propostas de ajuste. A expectativa é que o ONS detalhe as exigências de tecnologia grid forming, em que o inversor da bateria se comporta como fonte de tensão, oferecendo inércia sintética e suporte de curto-circuito. Esse requisito já consta no LRCAP 2026 de Armazenamento, o leilão de reserva de capacidade voltado a baterias.
O que muda na prática para a cadeia de BESS
Para desenvolvedores, há agora um caminho claro de outorga e uma decisão estratégica entre os modelos autônomo e colocalizado. Usinas existentes ganham um argumento concreto para adicionar baterias: o corte de até 30% no montante de injeção, com a primeira redução sem custo. A ausência de encargos sobre o consumo bruto melhora a conta dos projetos, mas as receitas com serviços ancilares e empilhamento ainda não podem ser tratadas como certas nos modelos financeiros.
Para EPCs, fabricantes e fornecedores, o recado é técnico: as especificações de conexão e a capacidade grid forming tendem a pesar cada vez mais. Vale acompanhar de perto as propostas de ONS e CCEE nos próximos 180 dias, porque é ali que os requisitos de equipamento e de medição serão detalhados.
Fonte original: ABSAE — Resultado da CP 39/2023 consolida marco regulatório para o Armazenamento de Energia