São Paulo, 08 de Agosto de 2025 – A Aneel deve votar na próxima terça-feira os resultados da segunda fase da Consulta Pública 39, sobre a regulamentação para o armazenamento de energia elétrica. Nesta semana, seis superintendências da agência publicaram uma Nota Técnica conjunta analisando as contribuições de agentes enviadas durante a consulta, com novidades e mudanças em relação as propostas iniciais da agência.
O principal ponto de atenção é a metodologia proposta para a contratação do sistema de transmissão e distribuição para BESS autônomos, que no momento tende a exigir que esses projetos sejam tarifados tanto como consumidores de energia (uma tarifa mais alta) quanto como geradores. Isso contrasta com o método de “perfil dominante” proposto anteriormente, em que a tarifa aplicável seria calculada de acordo com o uso do sistema de transmissão ou distribuição.
Por outro lado, a Nota Ténica sinaliza Embora a nota permita uma redução na quantidade de uso do sistema contratado, resultando em maior armazenamento de energia, o percentual de redução é arbitrário (atualmente 20%, contra 15% em uma iteração anterior), e isso só se aplica a sistemas novos e existentes com uma redução anual de 5%.
“A Nota Técnica ainda não é resolução, mas é a recomendação por parte das áreas técnicas, e é compartilhada por seis superintendências então realmente representa o denominador comum de várias áreas”, disse à pv magazine o presidente da Associação Brasileira de Soluções de Armazenamento de Energia, Markus Vlasists. “Só o fato de ter esse avanço já é muito positivo porque a gente sabe que a Aneel está passando por uma situação orçamentária e de mão de obra bastante desafiadora. Então a gente parabeniza a agência por ter conseguido avançar nessa discussão.”
As definições sobre a cobrança de uso do sistema de transmissão só serão conhecidas após a deliberação e votação do tema por parte da diretoria da Aneel. O assunto está agendado para a próxima reunião do colegiado, na terça-feira (12/08).
As regras serão essenciais para a modelagem e avaliação de competitividade de investimentos em projetos de BESS centralizados, como os que pretendem participar do leilão de reserva de capacidade que o governo promete realizar desde 2024.
Vlasits lembra, no entanto, que além da regulamentação, há um outro fator crítico que atrasa o andamento do leilão, a falta de uma portaria de diretrizes do Ministério de Minas e Energia (MME). “Sem essa portaria, nada pode acontecer em relação ao leilão, incluindo a definição dos produtos do leilão (se será para sistemas autônomos, sistemas co-localizados ou ambos)”.
Ele reforça a necessidade de realização de um leilão para BESS, sob o risco de ou aumentar a contratação de termelétricas, ou de o país passar por um novo blecaute.
A Nota Técnica destaca entre os principais resultados dessa fase:
Estabelecimento de diretrizes sobre a necessidade de contratação de lastro por agentes detentores de SAE, considerando suas diferentes formas de operação e serviços prestados ao sistema.
Definição conceitual dos Sistemas de Armazenamento de Energia e das modalidades de operação possíveis, com o objetivo de uniformizar o entendimento técnico-regulatório e facilitar a aplicação das normas propostas.
Tratamento do SAE como usuário da rede elétrica, estabelecendo critérios claros para seu acesso, com definição das regras necessárias para a celebração dos Contratos de Uso dos Sistemas de Transmissão e Distribuição (CUST/CUSD).
Flexibilização da contratação do Montante de Uso dos Sistemas (MUST/MUSD) no caso de centrais geradoras que optem pela instalação de SAE colocalizados, incentivando uma melhor utilização da infraestrutura existente e ampliando da eficiência.
Definição da tarifa de uso aplicável ao SAE, em sintonia com o atual arcabouço normativo, assegurando a sinalização e alocação dos custos de rede para o fluxo bidirecional de potência.
Enquadramento jurídico do SAE Autônomo como Produtor Independente de Energia Elétrica (PIE), garantindo sua adequada inserção no marco legal e regulatório vigente.
Previsão da colocalização de SAE com centrais geradoras e unidades consumidoras, tanto em redes de transmissão quanto de distribuição, conferindo clareza e segurança jurídica. Foi prevista a possibilidade de instalação do SAE junto a central geradora tanto por meio de colocalização — com uma única outorga abrangendo a Central Geradora e o SAE — quanto por meio de associação, na qual a Central Geradora e o SAE possuem outorgas independentes, preservando sua autonomia jurídica e operacional.
Ampliação do Programa de Resposta da Demanda, prevendo a participação dos SAE nos mecanismos de deslocamento de carga, com possíveis ajustes futuros em Procedimentos de Rede e de Comercialização, assegurando a correta contabilização da energia e a manutenção da confiabilidade do sistema.
Avanços no tratamento das Usinas Hidrelétricas Reversíveis (UHR), propondo rito próprio para outorgas de unidades em ciclo fechado, e permitindo também sua inserção em empreendimentos existentes por meio de processo de alteração de características técnicas.
Sinalização regulatória para a prestação de serviços ancilares pelos SAE, com previsão normativa para empilhamento de receitas, ampliando as possibilidades de monetização dos serviços prestados ao sistema pelo SAE.
Definição das regras de tratamento dos encargos setoriais aplicáveis aos SAE, promovendo segurança jurídica e coerência regulatória.
Previsão da base de cálculo aplicável à Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) e a eventuais penalidades, conferindo maior transparência e previsibilidade ao cumprimento das obrigações regulatórias.
Por: Livia Neves – PVMagazine
