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Em 2 de junho de 2026, a ANEEL aprovou o marco regulatório dos sistemas de armazenamento de energia (SAEs) no Brasil. A decisão encerrou a segunda fase da Consulta Pública nº 39/2023 e, mais importante para quem desenvolve projetos, definiu dois modelos diferentes de cobrança pelo uso da rede, a depender de como a bateria vai operar.
Esse era um dos pontos mais sensíveis de toda a discussão sobre baterias. A variável que separa os dois modelos é uma só: o quanto o ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) controla a operação do equipamento.
Dois modelos de cobrança pelo uso da rede
A regra nova organiza os projetos em duas situações bem distintas.
Modelo 1, sob despacho do ONS (cobra só na saída). Para sistemas conectados à transmissão e operados integralmente pelo ONS (é o Operador que decide quando carregar e quando descarregar), a tarifa de uso da rede incide apenas no descarregamento, quando a energia volta para o sistema. O carregamento não é tarifado. Na contratação, isso significa um MUSTg dimensionado pela máxima potência de injeção e o MUSTc-C zerado. A mesma regra vale para sistemas autônomos que escolherem, de forma voluntária, ficar sob despacho integral do Operador.
Modelo 2, operação livre (tarifação dupla). Os sistemas que não ficam totalmente subordinados ao ONS seguem as regras atuais: a cobrança acontece nas duas pontas, tanto ao puxar energia da rede para carregar quanto ao devolvê-la no descarregamento. É a chamada tarifação dupla, justificada pelo uso da infraestrutura nos dois momentos.
O que define em qual modelo seu projeto entra
No fim, é uma troca entre autonomia comercial e custo de rede:
- Aderir ao despacho integral do ONS reduz a carga tarifária (só paga na saída), mas você abre mão de decidir os horários de carga e descarga.
- Manter a operação livre preserva essa liberdade comercial, ao custo de pagar tarifa nas duas pontas.
Por isso, essa escolha não é um detalhe de operação: ela entra na modelagem de viabilidade do projeto desde o início.
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Novas atribuições do ONS
A regulamentação também deu tarefas novas ao Operador:
- Publicar anualmente mapas com os melhores pontos de conexão para instalar baterias.
- Apresentar, em até 180 dias, propostas de adequação dos Procedimentos de Rede às novas regras.
Na prática, esses mapas tendem a virar referência para escolher onde instalar novos projetos.
Por que isso importa agora
O anúncio chega num momento de pressão por uma sinalização clara para o setor: avanço da solar e da eólica, episódios de curtailment (corte de geração), necessidade de mais flexibilidade e a preparação do primeiro leilão de baterias do país. Ao optar por um modelo híbrido, a ANEEL tentou equilibrar o incentivo a projetos integrados ao sistema com regras específicas para quem segue uma estratégia comercial própria.
O que muda para quem projeta e conecta
Para o seu projeto, o recado é direto: a decisão de operação muda o desenho elétrico e a contratação de uso da rede. Dimensionamento de injeção, ponto de conexão, contratação de montante e o próprio processo junto à concessionária precisam considerar o modelo escolhido logo no começo, não no fim.
É exatamente aí que um projeto bem-feito evita retrabalho e surpresa de custo. Se você está avaliando um sistema com armazenamento, a hora de alinhar o projeto elétrico e a estratégia de conexão com as novas regras é agora.