A decisão da ANEEL sobre sistemas de armazenamento de energia elétrica (finalização da consulta publica 39/2023) especialmente BESS e baterias, representa avanço formal, mas não representa uma abertura ampla, moderna e economicamente coerente para o mercado de armazenamento no Brasil. A crítica central (pegadinha!?) é que a Agência reconheceu a importância estratégica das baterias, mas condicionou o principal benefício tarifário a um modelo operacional centralizado, no qual o sistema de armazenamento autônomo deve ser integralmente despachado pelo ONS.
A chamada “pegadinha” está exatamente nesse ponto. A decisão não elimina a dupla cobrança pelo uso da rede para todos os sistemas de armazenamento. Ela cria tratamento mais favorável apenas para o sistema autônomo que aceite ser controlado operacionalmente pelo ONS. Para os sistemas de armazenamento com operação livre, inclusive aqueles voltados à arbitragem de energia, mitigação de curtailment, otimização de portfólio renovável, apoio à geração, gestão privada de demanda ou modelos comerciais inovadores, permanece a lógica tradicional de contratação e pagamento pelo uso da rede.
Em termos críticos, a ANEEL abriu a porta para as baterias, mas deixou a chave principal nas mãos do operador central. A bateria foi aceita como tecnologia necessária, mas não foi plenamente reconhecida como ativo econômico livre, flexível e multifuncional.
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Introdução
A regulamentação dos sistemas de armazenamento de energia elétrica é um dos temas mais importantes da modernização do setor elétrico brasileiro. A expansão da geração solar e eólica, o crescimento da geração distribuída, o aumento das restrições de escoamento, o risco de curtailment, a necessidade de flexibilidade operativa e a futura abertura do mercado tornam as baterias uma infraestrutura indispensável.
Nesse contexto, esperava-se que a ANEEL produzisse um marco regulatório capaz de reconhecer a natureza própria do armazenamento. Uma bateria não é simplesmente carga. Também não é simplesmente geração. Ela é um ativo bidirecional que consome energia em determinado momento, armazena essa energia e a devolve ao sistema em outro momento. Sua função essencial é deslocar energia no tempo, agregando flexibilidade, confiabilidade e valor sistêmico.
A decisão da ANEEL, contudo, embora relevante, permaneceu excessivamente presa à lógica tradicional do setor elétrico. Em vez de tratar o armazenamento como categoria regulatória própria, com valoração adequada de seus múltiplos serviços, a Agência preferiu uma solução cautelosa, parcial e centralizadora. O benefício tarifário mais relevante foi reservado ao sistema que aceitar ser integralmente despachado pelo ONS. Com isso, o modelo aprovado favorece a bateria como instrumento sistêmico sob comando central, mas não destrava plenamente a bateria como ativo privado, descentralizado e inovador.
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A decisão e seu núcleo regulatório
A decisão analisada decorre do processo regulatório associado à Consulta Pública ANEEL nº 39/2023, dedicada à regulamentação dos Sistemas de Armazenamento de Energia Elétrica. O objetivo geral foi estabelecer diretrizes para enquadramento regulatório, acesso, uso da rede, contratação de montantes de uso, remuneração e formas de participação dos sistemas de armazenamento no setor elétrico brasileiro (1).
O ponto mais relevante da deliberação está na cobrança pelo uso da rede. A maioria da Diretoria adotou modelo segundo o qual o sistema de armazenamento autônomo, quando integralmente despachado pelo ONS, poderá receber tratamento tarifário diferenciado, afastando a dupla incidência típica sobre carregamento e descarga. Em termos simplificados, a bateria subordinada ao despacho centralizado passa a ter tratamento mais favorável porque sua operação será determinada conforme necessidade sistêmica (2).
O problema aparece no tratamento dado aos sistemas de armazenamento com operação livre. Para esses sistemas, a decisão não concede o mesmo alívio tarifário. Permanece a lógica atual de contratação e pagamento pelo uso da rede. Assim, a Agência cria uma distinção decisiva entre dois tipos de bateria: a bateria obediente ao operador central, beneficiada; e a bateria livre, privada e comercial, onerada.
Essa diferenciação é o coração da crítica (“A” pegadinha).
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A pegadinha: a bateria só é plenamente reconhecida quando perde liberdade operacional
A principal pegadinha do modelo aprovado é que o tratamento econômico mais favorável não decorre simplesmente da natureza técnica da bateria, nem do valor sistêmico que ela pode entregar. Ele decorre da condição de que a bateria aceite ser integralmente despachada pelo ONS.
Isso cria um paradoxo regulatório. A bateria é valorizada quando deixa de operar segundo a estratégia econômica do investidor e passa a funcionar como recurso sistêmico sob coordenação central. A ANEEL, portanto, não premia a flexibilidade em sentido amplo; premia a flexibilidade controlada.
Esse modelo pode ser compreendido sob a ótica da segurança operativa, mas é limitado sob a ótica da inovação econômica. Baterias podem prestar múltiplos serviços sem necessariamente estarem submetidas a despacho integral pelo ONS. Podem reduzir demanda de ponta, mitigar restrições locais, evitar vertimento de energia renovável, suavizar intermitência, melhorar qualidade de energia, reduzir exposição ao PLD, apoiar consumidores livres, otimizar usinas híbridas e viabilizar novos modelos de negócio. O modelo aprovado não valoriza adequadamente (eufemismo) essa pluralidade.
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O erro conceitual: tratar a bateria com categorias antigas
O maior defeito do modelo é tentar encaixar uma tecnologia nova em categorias regulatórias antigas. O setor elétrico tradicional foi estruturado com separação clara entre geração, transmissão, distribuição e consumo. A bateria desafia essa arquitetura. Ela pode se comportar como carga no carregamento, como geração na descarga, como ativo de rede em momentos críticos, como recurso comercial em arbitragem e como instrumento de confiabilidade em unidades consumidoras.
A regulação moderna deveria reconhecer essa natureza híbrida. O armazenamento deveria ser tratado como categoria funcional própria, com regras específicas para medição, acesso, uso da rede, empilhamento de receitas, prestação de serviços ancilares e sinal locacional.
O modelo aprovado faz menos do que isso. Ele reconhece o armazenamento, mas preserva uma leitura tarifária defensiva. Ao manter a lógica de cobrança tradicional para os sistemas de operação livre, a ANEEL protege a estrutura atual de arrecadação do fio antes de construir uma metodologia sofisticada de valoração do benefício líquido das baterias.
Essa escolha revela um vício recorrente do setor elétrico brasileiro: aceitar a tecnologia nova, mas regulá-la com mentalidade antiga.
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A crítica econômica: a decisão preserva a tarifa antes de liberar a eficiência
Do ponto de vista econômico, a cobrança pelo uso da rede deve refletir custos e benefícios. Quando um ativo impõe custos à rede, é razoável que pague por eles. Quando reduz custos, posterga investimentos, mitiga congestionamentos ou melhora a operação, também deveria ser remunerado ou ao menos não penalizado de forma indevida.
A bateria pode gerar benefícios sistêmicos relevantes. Pode absorver excedentes renováveis em horários de baixo valor, devolver energia em horários de maior necessidade, reduzir rampas, aliviar redes congestionadas, reduzir despacho térmico, aumentar confiabilidade, melhorar controle de tensão e reduzir perdas operativas. Esses benefícios dependem de localização, horário, perfil de operação e finalidade do ativo.
O modelo aprovado, porém, não parece partir de uma valoração granular desses benefícios. Ele adota uma solução mais simples e conservadora: se o ONS controla integralmente a bateria, há tratamento tarifário favorecido; se o agente opera livremente, mantém-se a cobrança convencional.
Essa escolha pode ser administrativamente confortável, mas é economicamente pobre. Ela não cria um mercado robusto de flexibilidade. Não sinaliza adequadamente o valor locacional. Também não distingue suficientemente a bateria que agrava o sistema da bateria que alivia o sistema. Não constrói um regime sofisticado de empilhamento de receitas. E, sobretudo, não oferece sinal claro para investimentos privados inovadores.
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Efeitos por local de instalação
A decisão não afeta todos os sistemas de armazenamento da mesma forma.
Nos sistemas in front of the meter autônomos, conectados ao sistema e integralmente despachados pelo ONS, a decisão é claramente mais favorável. Esses ativos são os grandes beneficiários do modelo, pois poderão receber tratamento diferenciado na contratação do uso da rede. São baterias vistas como recursos sistêmicos, integrados à operação centralizada.
Nos sistemas in front of the meter com operação livre, o benefício é muito mais limitado. Esses projetos continuam sujeitos à lógica tradicional de uso da rede. Isso reduz a atratividade de modelos merchant, arbitragem privada, operações comerciais independentes e estratégias de otimização não subordinadas ao despacho integral do ONS.
Nas baterias localizadas junto a usinas geradoras, especialmente solares ou eólicas, a decisão também tem impacto, mas não resolve todos os problemas. O armazenamento colocalizado pode ajudar a mitigar curtailment, deslocar geração no tempo e melhorar o perfil de entrega da usina. Entretanto, o tratamento tarifário e comercial dependerá do enquadramento específico, da outorga, da medição, do acesso e das regras aplicáveis à operação. A decisão não significa liberdade ampla para qualquer usina acoplar baterias e monetizar todos os serviços sem restrições (3).
As baterias behind the meter — isto é, instaladas atrás do medidor em unidades consumidoras — têm impacto ainda mais limitado. Baterias usadas para backup, peak shaving, autoconsumo, gestão de demanda ou qualidade de energia não são o centro da decisão. Caso haja intenção de injetar energia na rede, o enquadramento se torna mais complexo e dependerá de regras específicas, como conexão, medição, regime de compensação, eventual MMGD ou outro arranjo regulatório aplicável.
Na área de transmissão, a decisão tem efeito direto, pois envolve ONS, contratação de uso da rede, Procedimentos de Rede e sinalização sistêmica. Na área de distribuição, o efeito existe, mas é menos maduro. A distribuição ainda carece de regras mais específicas para baterias distribuídas, agregadores, resposta da demanda, micro redes, serviços locais e monetização de flexibilidade.
Portanto, a decisão afeta o setor de armazenamento como um todo, mas o benefício tarifário relevante não alcança todos os modelos. A norma é geral no discurso, mas seletiva no efeito econômico.
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O problema estratégico: ausência de uma visão ampla de mercado de flexibilidade
O Brasil precisa de um mercado de flexibilidade. A expansão das renováveis variáveis exige ativos capazes de responder rapidamente às oscilações de geração e carga. As baterias são candidatas naturais a esse papel. Entretanto, um mercado de flexibilidade não nasce apenas com autorização regulatória para instalar baterias. Ele exige desenho econômico.
Um marco moderno deveria prever, com clareza, remuneração por serviços ancilares, remuneração por capacidade, sinal locacional, participação de agregadores, regras para consumidores com baterias, integração com resposta da demanda, mecanismos de empilhamento de receitas e diferenciação entre uso bruto da rede e benefício líquido ao sistema.
A decisão da ANEEL ainda não entrega essa arquitetura. Ela avança no reconhecimento do armazenamento, mas não constrói plenamente o mercado. Ao concentrar o melhor tratamento no ativo despachado pelo ONS, a Agência reforça uma visão centralizada da flexibilidade. Isso pode resolver parte do problema sistêmico, mas não cria ambiente suficientemente fértil para inovação descentralizada.
O resultado provável é um mercado de baterias mais restrito, mais regulado, mais dependente de coordenação central e menos aberto a modelos empresariais sofisticados.
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A contradição com a transição energética
A transição energética exige descentralização, digitalização, resposta dinâmica, novas formas de consumo, integração entre geração e armazenamento e maior protagonismo do consumidor. A decisão da ANEEL caminha parcialmente nessa direção, mas ainda carrega forte herança do modelo antigo.
O discurso é de modernização; o desenho é de controle. A tecnologia pertence ao século XXI, mas a lógica tarifária ainda segue o modelo do sistema centralizado do século XX. Essa contradição reduz a velocidade de amadurecimento do mercado.
O armazenamento não deveria ser tratado como exceção a ser tolerada. Deveria ser tratado como infraestrutura essencial. Baterias não são apenas acessórios de usinas ou equipamentos de backup. São ativos capazes de redesenhar o valor da energia no tempo, aumentar eficiência sistêmica e criar novas formas de coordenação entre geração, consumo e rede.
A decisão da ANEEL reconhece parte dessa realidade, mas não a abraça por completo.
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Resumo crítico
A decisão é positiva como primeiro passo, mas negativa como desenho estrutural.
É positiva porque cria base regulatória para sistemas de armazenamento, reconhece sua importância e começa a organizar seu acesso ao setor elétrico.
Negativa porque condiciona o principal benefício econômico à submissão integral ao despacho do ONS.
Positiva porque reduz incerteza para baterias sistêmicas.
É negativa porque mantém elevada incerteza para baterias privadas, distribuídas, colocalizadas e atrás do medidor.
É positiva porque reconhece que a dupla cobrança pode ser inadequada.
Negativa porque não elimina essa distorção de forma ampla, técnica e proporcional aos benefícios prestados.
É positiva porque abre o debate.
É negativa porque não entrega ainda um mercado robusto de flexibilidade.
O tema é tão importante que merece ir para o congresso, ainda que seja apenas o ano que vem, para não se misturar com as eleições.
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Conclusão
Especialistas devem ver a decisão da ANEEL sobre BESS e sistemas de armazenamento como um avanço formal, mas não como um marco plenamente transformador. A Agência deu um passo importante ao regulamentar o tema, mas o desenho escolhido permanece conservador, centralizador e insuficiente para destravar todo o potencial econômico das baterias.
A crítica principal é que o modelo aprovado transforma a bateria em ativo regulatoriamente aceitável apenas quando ela se comporta como recurso sistêmico sob comando do ONS. Para baterias com operação livre, a lógica tarifária tradicional continua sendo um obstáculo relevante. Isso enfraquece modelos privados, reduz o incentivo à inovação e adia a formação de um verdadeiro mercado de flexibilidade.
A ANEEL poderia ter adotado uma abordagem mais moderna, baseada em valoração locacional, benefícios líquidos, serviços prestados e empilhamento de receitas. Em vez disso, escolheu um caminho prudente, burocrático e parcialmente defensivo. A decisão evita uma ruptura regulatória, mas também evita o salto de modernização que o setor elétrico brasileiro precisa.
A frase que resume o problema é simples: a ANEEL autorizou a bateria, mas ainda não confiou plenamente nela.
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Comentários finais
O modelo aprovado é insuficiente para o grau de transformação que o armazenamento exige. A decisão é melhor do que a ausência de norma, mas está longe de ser um desenho regulatório ideal. A ANEEL parece ter priorizado segurança institucional, previsibilidade arrecadatória e controle operativo, em detrimento da criação de um mercado amplo, competitivo e inovador de flexibilidade.
O tratamento mais favorável ao BESS integralmente despachado pelo ONS tem lógica sistêmica, mas cria assimetria ruim. O mercado premia o ativo controlado e onera o ativo empreendedor. Essa escolha reduz o dinamismo do mercado e tende a retardar soluções descentralizadas, behind the meter, colocalizadas em geração e comercialmente inovadoras.
Em síntese, o modelo é útil como ponto de partida, mas fraco como visão de futuro. Para um país com crescimento acelerado de renováveis, restrições de transmissão, necessidade de flexibilidade e potencial elevado de armazenamento distribuído, a decisão parece mais preocupada em conter riscos do que em liberar possibilidades.
Referências bibliográficas
(1) BRASIL. Agência Nacional de Energia Elétrica. Consulta Pública nº 39/2023: regulamentação dos sistemas de armazenamento de energia elétrica. Brasília: ANEEL, 2023-2026.
(2) BRASIL. Agência Nacional de Energia Elétrica. Armazenamento de energia: ANEEL publica análise das contribuições recebidas em consulta pública. Brasília: ANEEL, 2025.
(3) BRASIL. Agência Nacional de Energia Elétrica. Sistema de Armazenamento de Energia: ANEEL autoriza primeira unidade armazenadora vinculada à usina. Brasília: ANEEL, 2026.
(4) MEGAWHAT. ANEEL aprova regra para baterias e afasta tarifa dupla em casos com despacho pelo ONS. São Paulo: MegaWhat, 2026.
(5) AGÊNCIA INFRA. Diretor da ANEEL pede vista de processo de regulamentação de baterias. Brasília: Agência iNFRA, 2026.
Artigo do Eng. Barnabé da Silva Jr.
