Um debate que vai além da tecnologia
Falar sobre armazenamento de energia no Brasil em 2026 é falar sobre muito mais do que baterias e usinas reversíveis. É falar sobre como o arcabouço regulatório de um setor historicamente estruturado em torno de geração, transmissão e distribuição consegue, ou não, absorver tecnologias que embaralham essas fronteiras. A ANEEL está no epicentro desse desafio, e as decisões que toma agora vão moldar o perfil do investimento em energia limpa no Brasil por anos a fio.
A expansão das fontes renováveis intermitentes, sobretudo solar e eólica, tornou o armazenamento uma necessidade sistêmica. De acordo com dados discutidos em audiência pública na Câmara dos Deputados em 2025, o Plano Decenal de Expansão de Energia 2034 (PDE 2034) projeta uma necessidade de 5.500 MW de potência adicional flexível já em 2028, chegando a mais de 35.000 MW até 2034. Ao mesmo tempo, a participação das hidrelétricas na matriz, que historicamente exerciam o papel de baterias naturais do sistema, deve cair de 46% para 36% no mesmo período. Esse cenário torna urgente não apenas a instalação de sistemas de armazenamento, mas a criação de um ambiente regulatório que torne esses investimentos economicamente viáveis.
O problema é que o sistema elétrico brasileiro foi desenhado para ativos que ou consomem ou geram energia, nunca as duas coisas. Um sistema de armazenamento é, por natureza, as duas coisas ao mesmo tempo, dependendo do momento. Essa dualidade funcional é o núcleo de toda a controvérsia regulatória que a ANEEL tem enfrentado desde a abertura da Consulta Pública 39/2023.
A jornada regulatória: da tomada de subsídios ao marco legal
O processo que levou à regulamentação do armazenamento no Brasil tem uma trajetória longa. Tudo começou com a Tomada de Subsídios 011/2020, que recebeu 651 respostas de 36 participantes entre setembro de 2020 e março de 2021. Essa consulta inicial mapeou os principais desafios e expectativas do setor, servindo de base para a construção da agenda regulatória que viria depois.
Em outubro de 2023, a ANEEL abriu formalmente a Consulta Pública 39/2023, cujo escopo abarcava outorga, acesso à rede, tarifação e encargos setoriais para os Sistemas de Armazenamento de Energia (SAE), incluindo as Usinas Hidrelétricas Reversíveis (UHR). A primeira fase recebeu 831 contribuições, e o resultado foi sistematizado na Nota Técnica 266/2024, debatida na 46ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL em dezembro de 2024. Na ocasião, a Diretoria aprovou a abertura de uma segunda fase, com contribuições recebidas até janeiro de 2025, que contou com 652 manifestações de 70 participantes.
Em agosto de 2025, a ANEEL publicou a Nota Técnica Conjunta 13/2025, que consolidou a análise de todas as contribuições recebidas e apresentou as propostas técnicas da agência para a regulamentação dos SAE. O documento representa o encerramento do primeiro ciclo do roadmap regulatório do armazenamento, um planejamento estruturado em três etapas que a ANEEL adotou para lidar com a complexidade transversal do tema.
O passo seguinte no âmbito legislativo veio com a Lei 15.269, sancionada em 24 de novembro de 2025, pelo presidente em exercício Geraldo Alckmin. Oriunda da Medida Provisória 1.304/2025, a lei é considerada a mais significativa reforma do setor elétrico desde 2004 e estabelece, entre outras coisas, as diretrizes gerais para a regulamentação do armazenamento de energia, cria incentivos fiscais para sistemas de baterias (BESS) e autoriza a possível redução a zero das alíquotas de importação sobre esses equipamentos. A partir desse momento, o armazenamento saiu do campo da inovação experimental e passou a integrar a política pública setorial.
Os nós críticos: MUST, TUST e a questão da dupla natureza
O coração do debate regulatório está em como definir os Montantes de Uso dos Sistemas de Transmissão (MUST) e de Distribuição (MUSD), bem como as Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão e Distribuição (TUST e TUSD) aplicáveis aos SAE. Essa questão tem densidade econômica e jurídica considerável, porque envolve escolhas que afetam diretamente a viabilidade financeira dos projetos.
A proposta técnica da ANEEL para o MUST caminhou na direção de incluir a potência do SAE na faixa de potência contratada, mas com flexibilidade. Para instalações novas, a agência admite a possibilidade de redução de até 15% do montante de uso, desde que o sistema de armazenamento seja colocalizado com a central geradora e que sejam adotadas medidas de enforcement específicas, incluindo limites de ultrapassagem e instalação de Sistema Especial de Proteção (SEP). Essa flexibilidade reconhece a lógica do peak-shaving: o armazenamento pode reduzir o pico de injeção na rede e, portanto, a demanda de capacidade contratada.
Já para a contratação do uso da rede (CUST/D), a ANEEL optou por uma abordagem unificada: geração e armazenamento colocalizados podem ser associados em um único Contrato de Uso do Sistema de Transmissão ou Distribuição. A lógica é simplificar a relação contratual e reduzir custos administrativos. Contudo, o ponto de tensão imediato é que esse modelo único não distingue o fluxo de potência: diferentemente do modelo tradicional, que separa contratos de carga e de geração, a nova proposta os trata de forma integrada.
Na tarifação, a ANEEL recomendou a adoção da chamada tarifa por perfil dominante: a tarifa principal aplicada ao SAE é determinada pelo fluxo predominante do empreendimento, geração ou consumo. Os excedentes que ultrapassarem o perfil dominante são tarifados pelo perfil secundário. Um sistema que gera mais do que consome paga tarifa de geração como base, e os excedentes de consumo são tarifados pela tarifa de consumo, e vice-versa. Segundo análise divulgada no portal Greener, essa abordagem reforça o alinhamento entre os incentivos tarifários e a eficiência do sistema elétrico ao reconhecer a bidirecionalidade dos fluxos de potência.
O problema dos encargos: o SAE é consumidor ou prestador de serviço?
Uma das questões mais sensíveis do debate é a incidência de encargos setoriais sobre os sistemas de armazenamento. O problema é conceitual antes de ser técnico: o SAE consome energia para armazená-la e depois a devolve ao sistema. Esse consumo é consumo final, como o de um cliente residencial, ou é um insumo de produção, como o combustível de uma termelétrica?
A resposta tem implicações diretas sobre a incidência de encargos como a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), o Encargo de Energia de Reserva (EER) e o PROINFA. Se o armazenamento for tratado como consumo final, esses encargos incidem e tornam o investimento menos atrativo. Se for tratado como atividade-meio para prestação de serviços ao sistema, a lógica aponta para isenção.
A Procuradoria Federal junto à ANEEL foi consultada sobre o tema e, em agosto de 2025, manifestou entendimento de que a energia consumida pelos SAE não se destina a uso próprio final, mas à prestação de serviços ao sistema elétrico, não configurando consumo final para fins de incidência dos encargos típicos. Com base nesse entendimento, a agência propôs que encargos como EER, ERCAP, ESS e PROINFA não incidam sobre o serviço de armazenamento. A decisão é coerente com o princípio da neutralidade regulatória e evita que o armazenamento seja penalizado por sua própria natureza operacional.
Contudo, a questão dos encargos relacionados à CDE seguiu em debate, com a Procuradoria apontando a inadequação da cobrança, mas a resolução final dependendo da posição da Diretoria da ANEEL. Esse ponto específico gerou divergências internas na agência durante a Reunião Pública de agosto de 2025, que chegou a ser suspensa sem consenso sobre alguns aspectos da contratação do uso da rede em sentidos distintos, carga e geração.
Colocalizado ou autônomo: dois mundos, uma regulação
Outro eixo central da regulação é a distinção entre os SAE colocalizados, instalados junto a centrais geradoras, e os SAE autônomos, que operam de forma independente. Essa diferença não é meramente técnica: ela define o modelo de outorga, o regime tarifário e até a forma de participação no mercado de energia.
Para o SAE colocalizado, a ANEEL propõe que a outorga da usina geradora incorpore o sistema de armazenamento, tornando-os um único empreendimento do ponto de vista regulatório. Já para o SAE autônomo, a questão é mais complexa. A Procuradoria Federal concluiu pela equivalência funcional entre o sistema de armazenamento e os geradores, o que levou à proposta de outorga por autorização, com a criação de um Código de Sistema de Armazenamento de Energia (código SAE) próprio, distinto do Código de Empreendimento de Geração (CEG).
Essa escolha tem consequências práticas importantes. O SAE autônomo que recebe outorga como gerador passa a integrar os bancos de informação de geração da ANEEL e se torna elegível para participar dos mecanismos de comercialização da CCEE na categoria de Produtor Independente de Energia (PIE). É uma definição que abre portas comerciais relevantes, mas que também impõe obrigações típicas do setor de geração.
No caso dos SAE instalados em unidades consumidoras, a ANEEL estabeleceu que não será permitida a injeção de potência na rede: a demanda contratada de injeção deve ser definida como zero. A exceção fica para os casos de microgeração e minigeração distribuída, já regulamentados na Resolução Normativa 1.000/2021 e na Lei 14.300/2022.
A reunião suspensa e os pontos de divergência na Diretoria
Em 11 de agosto de 2025, a Diretoria da ANEEL realizou Reunião Pública Ordinária para votar a regulamentação dos SAE com base na Nota Técnica 13/2025. A reunião resultou em uma surpresa para o mercado: diante de divergências entre os diretores, especialmente em relação à contratação do uso da rede em sentidos distintos, ao mesmo tempo como carga e como geração, o processo foi suspenso sem votação conclusiva.
Esse episódio é revelador. Não se trata apenas de um impasse burocrático: ele expõe a profundidade da tensão entre uma tecnologia que opera de forma bidirecional e um arcabouço regulatório construído ao longo de décadas com base em fluxos unidirecionais. A coerência regulatória exigida pelo momento não é apenas uma questão de harmonização normativa, mas de revisão de pressupostos conceituais consolidados.
Como aponta análise do Canal Solar, o principal ponto de tensão regulatória reside no enquadramento tarifário do armazenamento, especialmente quanto ao pagamento de TUST e TUSD, à contratação de MUST e MUSD e à caracterização do BESS como carga, geração ou entidade híbrida. Esse debate possui densidade constitucional, envolvendo princípios como isonomia, neutralidade regulatória, modicidade tarifária e segurança jurídica, esta última essencial para a financiabilidade dos projetos junto ao sistema bancário.
O que dizem as experiências internacionais
O Brasil não enfrenta esse desafio no vácuo. Jurisdições que saíram na frente na regulação do armazenamento oferecem lições relevantes. Na União Europeia, a Diretiva de Energia Elétrica de 2019 classificou o armazenamento como uma categoria específica de ativo, distinta de geração e consumo, o que permitiu o desenvolvimento de regras tarifárias próprias. Nos Estados Unidos, a Order 841 da FERC de 2018 estabeleceu que recursos de armazenamento de energia devem ter pleno acesso aos mercados de energia, capacidade e serviços ancilares, criando a base para uma participação mais ampla dessas tecnologias no sistema.
Em ambos os casos, a chave foi evitar que a regulação herdada para ativos convencionais fosse simplesmente transposta para tecnologias híbridas. A criação de categorias regulatórias específicas, com direitos e obrigações calibrados para a natureza do ativo, foi o caminho adotado. Esse é exatamente o desafio que a ANEEL enfrenta com os SAE, e a solução não será trivial num setor com tantas camadas normativas sobrepostas.
A Lei 15.269 e o que ainda falta
A aprovação da Lei 15.269/2025 representou um avanço importante ao deslocar o armazenamento do campo da inovação experimental para o da política pública setorial. A lei cria incentivos fiscais concretos, incluindo a possibilidade de inclusão dos projetos de BESS no REIDI, o Regime Especial de Incentivos ao Desenvolvimento da Infraestrutura, e a possível zeragem das alíquotas de importação sobre baterias e seus componentes. Além disso, a norma atribui à ANEEL competência expressa para regular e fiscalizar esses sistemas, encerrando o debate sobre a base legal da atuação regulatória.
Contudo, a lei por si só não resolve os problemas operacionais. Grande parte das regras sobre acesso à rede, tarifação, encargos, empilhamento de receitas e comercialização ainda depende de regulamentação infralegal pela ANEEL. O roadmap regulatório da agência prevê três ciclos de trabalho, e o segundo ciclo, em andamento, aborda temas de maior sensibilidade econômica, como a inserção do BESS na transmissão e na distribuição, o tratamento do armazenamento behind-the-meter e o uso do armazenamento como mitigador de curtailment.
O empilhamento de receitas, ou seja, a possibilidade de um mesmo SAE monetizar simultaneamente múltiplos serviços, arbitragem de preço, serviços ancilares, resposta à demanda, estava originalmente previsto para o terceiro ciclo do roadmap, mas o setor pressionou por sua antecipação. Essa questão é central para a viabilidade econômica dos projetos autônomos: sem clareza sobre as fontes de receita disponíveis, a estruturação financeira de longo prazo dos empreendimentos fica comprometida.
Coerência como pressuposto do investimento
A regulação do armazenamento de energia no Brasil é, em última análise, um teste de maturidade institucional do modelo regulatório setorial. Não basta que a ANEEL elabore regras tecnicamente sofisticadas, é preciso que essas regras sejam coerentes entre si, que não criem incentivos contraditórios e que ofereçam segurança jurídica suficiente para que investidores estruturem projetos de longo prazo.
O episódio da reunião suspensa em agosto de 2025 é um sinal de alerta. Se a própria Diretoria da agência não consegue construir consenso sobre temas centrais como a contratação do uso da rede em sentidos opostos, o mercado recebe um sinal negativo sobre a previsibilidade do ambiente regulatório. E nesse tipo de investimento, previsibilidade é tão importante quanto rentabilidade.
A ausência de regras definitivas sobre empilhamento de receitas, tarifas de uso da rede e enquadramento jurídico dos SAE autônomos compromete não apenas a viabilidade econômica dos projetos, mas a capacidade do Brasil de atrair o volume de investimento necessário para cumprir suas metas de expansão de fontes renováveis. O PDE 2034 é claro sobre a necessidade de dezenas de gigawatts de flexibilidade adicional. Parte significativa dessa capacidade virá do armazenamento. E o armazenamento virá, ou não virá, dependendo das escolhas regulatórias que estão sendo feitas agora.
O Brasil tem uma janela de oportunidade relevante. A queda dos custos dos sistemas de bateria, o crescimento acelerado da geração solar distribuída e a pressão sistêmica causada pelo curtailment de renováveis criam as condições de mercado para o desenvolvimento do armazenamento em escala. O que falta é justamente o que a ANEEL está construindo, um arcabouço regulatório que seja, antes de tudo, coerente.
Coerência regulatória não é um conceito abstrato. É a condição para que um investidor saiba, antes de tomar sua decisão, quais serão seus custos de acesso à rede, qual tarifa incidirá sobre sua operação, quais encargos serão cobrados e quais receitas poderá acessar. Sem essa clareza, o capital, que tem alternativas globais, vai para outro lugar.
O teste que a ANEEL enfrenta hoje com o armazenamento de energia é o mesmo que o regulador enfrentará amanhã com as eólicas offshore, com o hidrogênio verde, com a resposta da demanda em larga escala. A capacidade de construir respostas regulatórias internas coerentes para tecnologias que não cabem nas categorias existentes vai definir se o Brasil é capaz de liderar sua própria transição energética ou apenas segui-la de longe.
