2026年6月24日，ANEEL发布第1.161号和第1.162号规范性决议，结束第39/2023号公众咨询，并就电能储能系统（SAE）对第15.269/2025号法律作出实施细则。新规在该法律出台约七个月后发布，但其背后是更长时间的讨论，第二阶段意见征集已于2025年1月30日结束。对于在巴西开发电池储能（BESS）项目的企业而言，这套规则明确了如何取得授权、如何签订电网使用合同以及运营须承担哪些附加费。
授权：独立式SAE与共址式SAE
REN 1.161/2026规定了授权要求和程序，其出发点是区分两种模式：
- 独立式SAE：独立运行，拥有自己的并网点并承担单独的监管责任，因此需要取得专门授权。
- 共址式SAE：被视为其所在电站或用户单元的附属资产，无需成立单独的市场主体。
模式选择并非仅仅是形式问题，它决定了接入制度、计量方式、电网使用合同以及项目的收益可能性。该规则还规定了授权申请要求、建设期限和市场主体的义务。REN 1.162/2026则将储能纳入输电规则，对术语表、设施分类、投运标准，尤其是接入条件作出调整。
电网使用、电价与附加费
MUST和MUSD（即输电和配电系统使用量）的签约是最敏感的经济议题。最终结果如下：
- 未由ONS全面调度的独立式SAE：须双向签约容量，充电时作为负荷，放电时作为注入方。
- 由ONS全面调度的独立式SAE：充电用电量为零，发电量对应最大放电功率。
- 配有共址式SAE的电站：在有技术依据的前提下，可将注入侧MUST/MUSD最多削减30%。对于现行合同，与电池安装相关的首次削减可免费进行，但须遵守事先通知规则。
削减适用于签约量，而非单位电价。TUST和TUSD仍按实际使用计费，吸收电能时适用用电电价，注入电能时适用发电电价。
在行业附加费（CDE、PROINFA、ESS、EER和ERCAP）方面，监管机构未将储能按毛用电量认定为终端用户。吸收与返还电能之间的差额反映了循环损耗和辅助用电，被视为向系统提供服务所固有的成本，而非自身受益的用电。因此，充入后再注入电网的电能，其毛电量不征收上述附加费。
MMGD、辅助服务及后续步骤
ANEEL通过修订REN 1.000/2021，认可了共址式SAE与分布式微型和小型发电（MMGD）及电能补偿系统的兼容性。配有MMGD时，电池可从电网或自身发电充电，随后为用户单元供电或向电网注入电能。没有MMGD时，系统仅限于为自身单元供电，不得向电网注入。
独立式SAE和配有共址式SAE的电站现可提供辅助服务，但其采购、结算、技术要求和报酬仍取决于电网规程、CCEE和ONS的规则以及专门程序。ONS和CCEE须在180天内向ANEEL提交调整建议。预计ONS将细化构网型（grid forming）技术要求，即电池逆变器作为电压源运行，提供虚拟惯量和短路支撑。该要求已写入2026年储能LRCAP，即面向电池的容量储备拍卖（容量拍卖）。
对BESS产业链的实际影响
对开发商而言，现在有了清晰的授权路径，并需在独立式与共址式模式之间作出战略选择。现有电站获得了加装电池的具体理由：注入量最多削减30%，且首次削减免费。毛用电量免征附加费改善了项目经济性，但辅助服务和收益叠加带来的收入尚不能在财务模型中视为确定。
对EPC承包商、制造商和供应商而言，信号在技术层面：并网规范和构网能力的重要性将日益提升。建议在未来180天内密切关注ONS和CCEE的提案，因为设备和计量要求将在其中细化。
原始来源: ABSAE — Resultado da CP 39/2023 consolida marco regulatório para o Armazenamento de Energia