BATERIAS, CAPACIDADE E FLEXIBILIDADE: A DECISÃO DA ANEEL QUE REDEFINE O PAPEL DO ARMAZENAMENTO NO SETOR ELÉTRICO

A aprovação do marco regulatório para sistemas de armazenamento de energia pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), ocorrida em 2 de junho de 2026, consolida-se como um movimento de grande relevância na governança setorial brasileira. Muito além de chancelar a inserção física de baterias no Sistema Interligado Nacional (SIN), a decisão estabelece parte das bases de segurança jurídica necessárias para destravar o mercado e dialoga diretamente com a preparação do primeiro Leilão de Reserva de Capacidade por Armazenamento do país.

A importância da medida é acentuada pelo atual momento de transformação da matriz nacional: à medida que o Brasil se prepara para absorver novas e robustas cargas eletrointensivas como centros de dados voltados à inteligência artificial e infraestruturas de eletromobilidade, a flexibilidade e a resiliência da rede deixam de ser metas secundárias e passam a ser pré-requisitos operacionais.

Ao encerrar um longo período de debates sob a Consulta Pública nº 39/2023, que contou com 652 contribuições de 70 participantes, a agência não apenas normatizou um novo ativo elétrico, mas iniciou uma transição estrutural. A partir deste marco, o modelo regulatório brasileiro afasta-se de uma visão focada estritamente no suprimento energético e passa a criar as bases regulatórias para que atributos como potência, flexibilidade sistêmica e confiabilidade possam ser reconhecidos e, futuramente, remunerados de forma mais adequada.

O ESGOTAMENTO DO MODELO BASEADO APENAS EM ENERGIA

Durante décadas, o sistema elétrico brasileiro foi sustentado por uma característica singular: a predominância das hidrelétricas com grandes reservatórios. Esses ativos não apenas geravam energia, mas também forneciam armazenamento, reserva operativa, controle de potência e flexibilidade para acomodar variações da demanda.

O debate sobre a modernização desse arranjo ganhou força com a Lei nº 15.269/2025 (originada da conversão da Medida Provisória nº 1.304/2025), que trouxe diretrizes fundamentais e reconheceu o armazenamento como elemento estratégico para a expansão e a segurança do sistema elétrico. A expansão acelerada das fontes solar e eólica alterou a equação tradicional. O Brasil passou a incorporar grandes volumes de geração de baixo custo e baixas emissões, mas também aumentou sua dependência de recursos capazes de compensar a variabilidade dessas fontes.

O resultado é um fenômeno cada vez mais frequente: há energia disponível no sistema, mas nem sempre há capacidade para utilizá-la no local e no momento em que ela é produzida. Essa realidade ficou evidente com o crescimento dos eventos de restrição de escoamento da geração — o corte forçado da produção renovável —, fartamente documentado em relatórios do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), observados principalmente na região Nordeste. Ali, restrições elétricas e operativas levaram ao desligamento parcial de usinas mesmo em momentos de elevada disponibilidade de vento e sol.

Soma-se a isso um cenário complexo nas pontas do sistema: o excesso de geração na distribuição e a incapacidade de absorção na alta tensão exigem uma reforma regulatória profunda, e não apenas a inserção de mais geradores centralizados. O problema, portanto, deixou de ser apenas gerar energia. O desafio agora é garantir flexibilidade para utilizá-la adequadamente.

O QUE A ANEEL EFETIVAMENTE APROVOU

O aspecto mais inovador da decisão não está relacionado à tecnologia das baterias, mas ao tratamento regulatório dado a elas. A diretoria da ANEEL reconheceu que determinados sistemas de armazenamento podem atuar como ativos de interesse sistêmico quando submetidos ao despacho integral do ONS.

Nesses casos, para sistemas autônomos que operem sob essa condição, os empreendimentos poderão celebrar Contrato de Uso do Sistema de Transmissão (CUST) com Montante de Uso do Sistema de Transmissão de Carga (MUST-C) igual a zero e Montante de Uso do Sistema de Transmissão de Geração (MUST-G) correspondente à energia posteriormente injetada.

O princípio adotado é relativamente simples: a energia armazenada não está sendo consumida de forma definitiva; ela apenas é deslocada no tempo. Entra na bateria em um momento e retorna ao sistema em outro. Por essa razão, a ANEEL concluiu que cobrar pelo uso da rede tanto no carregamento quanto na posterior devolução dessa mesma energia poderia representar uma dupla tarifação de um mesmo fluxo energético.

RESSALVAS IMPORTANTES DA NORMA

É importante destacar, contudo, que a decisão não criou uma isenção generalizada de tarifas de uso da rede para sistemas de armazenamento.

• No carregamento: A cobrança associada ao carregamento foi afastada apenas para os empreendimentos submetidos ao despacho integral do ONS.

• Na injeção: A utilização da infraestrutura elétrica na etapa de injeção continua sujeita às regras de acesso aplicáveis a cada modalidade de conexão.

Essa distinção é particularmente relevante para empreendimentos conectados em Rede Básica, Demais Instalações de Transmissão (DITs) ou sistemas de distribuição. Para essas modalidades, as regras específicas e os tratamentos tarifários detalhados ainda deverão ser formalizados nos Procedimentos de Rede pelo ONS, que terá prazos específicos para apresentar essas adequações e publicar mapas indicativos dos melhores pontos de conexão do sistema.

O VOTO VENCEDOR E A DISTINÇÃO ENTRE ATIVO DE SISTEMA E ATIVO COMERCIAL

O ponto central do voto vencedor da diretoria da ANEEL, liderado pelo diretor Willamy Frota, foi criar uma separação regulatória clara entre dois modelos distintos de armazenamento, conforme sintetizado abaixo:

ATRIBUTO	ATIVO DE SISTEMA (RECURSO DE REDE)	ATIVO COMERCIAL (PRIVADO)
OPERAÇÃO	Sob coordenação e despacho integral do ONS.	Operado livremente pelos agentes privados.
FINALIDADE	Atender necessidades de segurança, confiabilidade e flexibilidade da rede.	Arbitragem de preços, deslocamento de energia ou estratégias de mercado.
TRATAMENTO NO CARREGAMENTO	Diferenciado (afastamento da contratação/cobrança associada à carga, nos casos submetidos ao despacho integral do ONS).	Sujeito à contratação convencional e regras comerciais padrão.

Essa diferenciação aproxima o Brasil de experiências internacionais que vêm reconhecendo que recursos de armazenamento podem exercer funções distintas dentro do sistema elétrico e, portanto, não devem receber o mesmo tratamento tarifário. De um lado, busca-se proteger a estabilidade da rede; de outro, entidades do setor, como a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), apontam que a manutenção da dupla cobrança sobre os sistemas de atuação livre pode encarecer aplicações autônomas e limitar mercados importantes, como o de arbitragem de preços.

A DISCUSSÃO SOBRE CAPACIDADE COMEÇA A CHEGAR AO BRASIL

A regulamentação das baterias ocorre em paralelo a outro debate estratégico conduzido pelo Ministério de Minas e Energia (MME): as diretrizes para a contratação de potência e reserva de capacidade por armazenamento. A mudança é significativa porque desloca o foco da discussão da energia para a disponibilidade. O produto pretendido nos certames deixa de ser apenas a quantidade de energia gerada (MWh) e passa a focar na contratação de potência em megawatt (MW) disponível para atender à demanda em momentos críticos.

Essa discussão não é nova. Nos Estados Unidos, diversos operadores independentes já utilizam mecanismos de capacidade para garantir a chamada Adequação de Recursos. Em linhas gerais, conforme conceitos difundidos por instituições como o Electric Power Research Institute (EPRI), a Adequação de Recursos corresponde à avaliação da suficiência dos recursos existentes e planejados para atender à demanda futura de energia e potência de um sistema elétrico.

Nesse contexto surge outro conceito fundamental: o Crédito de Capacidade. Um megawatt de potência solar não possui necessariamente o mesmo valor para a confiabilidade do sistema que um megawatt de uma usina térmica, nuclear ou de um sistema de armazenamento. Por essa razão, os mercados internacionais normalmente utilizam métricas específicas para estimar quanto cada tecnologia efetivamente contribui para a segurança do suprimento.

O DESAFIO BRASILEIRO: FOCO NA NECESSIDADE SISTÊMICA E OS TRÊS FUTUROS EM JOGO

Essa experiência internacional traz uma reflexão importante para o debate nacional. Nos últimos meses surgiram críticas relacionadas às tecnologias elegíveis para os leilões brasileiros, aos volumes contratados e aos preços esperados. Entretanto, qualquer avaliação técnica sobre esses parâmetros depende da compreensão da métrica de adequação de recursos utilizada no desenho do certame.

A pergunta central não deveria ser apenas qual fonte será contratada, mas qual necessidade sistêmica se pretende atender. Reserva de potência, controle de frequência, resposta rápida, armazenamento, geração despachável e serviços ancilares são atributos distintos e exigem metodologias próprias de avaliação.

Alargar essa visão é urgente. O armazenamento não deve ser pensado apenas para os grandes projetos centralizados, mas surge também como uma forte tendência de empoderamento por trás do medidor. Abre-se aqui um potencial de mercado singular para os grandes consumidores comerciais e industriais através da autoprodução de energia (APE) por locação de ativos. Embora o atual marco regulatório centralize seus benefícios tarifários nos ativos despachados pelo ONS, a evolução tecnológica sinaliza que combinar modelos de locação de usinas com sistemas de baterias integrados poderá, no futuro, permitir que o consumidor gerencie proativamente sua demanda de ponta e garanta segurança energética contra interrupções, sem a necessidade de investimentos pesados em capital próprio.

O foco exclusivo em grandes leilões de capacidade centralizada corre o risco de retardar o desenvolvimento dessas soluções descentralizadas e postergar três futuros promissores:

• O potencial do consumidor e do autoprodutor: Aquele que, por meio de modelos comerciais eficientes de locação de ativos acoplados a baterias, busca aumentar sua confiabilidade interna, mitigar riscos de suprimento e reduzir custos operacionais;

• O desenvolvimento da geração distribuída (GD): Que pode evoluir de um desafio de fluxo para as distribuidoras para se tornar um ativo capilarizado de flexibilidade nas pontas do sistema;

• A construção de um mercado integrado: Com atacado e varejo conectados, onde mercados locais de flexibilidade nas distribuidoras auxiliem no equilíbrio entre custos, confiabilidade e utilização de rede nas últimas milhas antes do consumidor final.

A decisão da ANEEL sobre armazenamento representa justamente o primeiro passo no reconhecimento regulatório dessa complexidade de atributos.

UMA MUDANÇA DE PARADIGMA

O setor elétrico brasileiro está entrando em uma nova fase. A expansão das renováveis continuará sendo fundamental para a transição energética, mas a discussão passa a incorporar novos elementos ligados à confiabilidade, flexibilidade e segurança operativa.

As baterias são apenas a face mais visível dessa transformação. O verdadeiro debate não é sobre armazenamento de forma isolada. É sobre como criar sinalizações econômicas para remunerar os atributos necessários para manter a estabilidade de um sistema elétrico cada vez mais renovável, descentralizado e complexo.

Nesse contexto, a regulamentação aprovada pela ANEEL será lembrada no futuro como o ponto de partida para a construção de um ambiente em que energia, potência, flexibilidade e confiabilidade deixem de ser tratados de forma unificada e passem a ter as bases para serem devidamente valorizados de maneira independente.

BATERIAS, CAPACIDADE E FLEXIBILIDADE: A DECISÃO DA ANEEL QUE REDEFINE O PAPEL DO ARMAZENAMENTO NO SETOR ELÉTRICO