Da operação à regulação: a distribuição entra em outra fase

A discussão sobre recursos distribuídos ganhou uma nova camada.

Nos últimos meses, venho olhando para esse problema por dois lados que acabaram se encontrando. Um deles apareceu quando começamos a olhar o SIN além da energia média e perceber como horário, carga líquida, rampas, localização e flexibilidade mudam bastante a leitura do sistema. O outro ficou mais evidente com os acionamentos das usinas Tipo III, quando uma necessidade identificada no SIN precisou chegar até recursos conectados na distribuição, com toda a dificuldade de comunicação, localização, execução e confirmação que existe nesse caminho.

A CP 33/2026 da ANEEL aproxima essas duas discussões. Aberta em 10 de setembro, a consulta propõe revisar o Módulo 3 do PRODIST para estabelecer requisitos de observabilidade, operabilidade e controlabilidade dos Recursos Energéticos Distribuídos, os REDs, e também discutir como parte desses requisitos pode chegar ao parque já instalado.

O problema já vinha aparecendo antes da consulta

Os cortes das usinas Tipo III ajudaram a deixar essa questão mais visível, mas a construção regulatória é anterior. Em 2025, o ONS já havia levado à ANEEL a necessidade de uma integração maior entre transmissão e distribuição e apontado os efeitos da MMGD, principalmente em situações de baixa carga. Depois vieram os estudos, a proposta de revisão do PRODIST e agora a consulta pública.

Por isso, olhar a CP 33 apenas como uma resposta aos eventos recentes acaba sendo pouco. Os próprios documentos mostram uma discussão maior sobre como a distribuição vai operar em um sistema com cada vez mais geração, armazenamento, cargas controláveis e outros recursos conectados abaixo da transmissão. Os cortes recentes ajudam a mostrar o problema, mas não resumem o que está sendo discutido.

O conceito de RED muda um pouco a forma de olhar o problema

Uma parte que me chamou atenção na proposta é a tentativa de sair daquela separação mais tradicional entre microgeração, minigeração, centrais geradoras e cada nova tecnologia que aparece. O conceito de RED passa a olhar também para o comportamento elétrico do recurso: se ele injeta potência, se consegue absorver de forma controlável ou se consegue fazer as duas coisas.

Isso faz sentido porque uma bateria, uma planta solar ou uma carga controlável podem ter comportamentos bem diferentes dependendo da condição da rede. Uma bateria pode estar absorvendo em determinado momento e injetando depois. Uma infraestrutura de recarga pode ser apenas uma carga ou ter alguma capacidade de modulação. Uma planta fotovoltaica pode simplesmente produzir ou também ter capacidade de limitar injeção e responder a determinadas condições.

O enquadramento do empreendimento continua importante, mas sozinho começa a explicar menos. Para a operação, o comportamento elétrico e aquilo que o recurso consegue efetivamente fazer passam a ter um peso maior.

Os 33 GW chamam atenção, mas precisam ser lidos com cuidado

A alternativa recomendada pela AIR alcançaria, no parque existente, cerca de 1,5 mil usinas Tipo III, com mais de 20 GW, e aproximadamente 68 mil minigerações, com outros 13 GW. No total, seriam mais de 33 GW entrando nessa nova estrutura de observabilidade e controle, enquanto os milhões de microgeradores existentes ficariam fora dessa obrigação.

O recorte tem uma lógica de proporcionalidade, porque concentra o esforço em um número relativamente pequeno de instalações que responde por uma parcela importante da potência. Só que esses 33 GW não podem ser lidos como se toda essa potência estivesse igualmente disponível para a operação.

Localização, tecnologia, condição da rede, estado do recurso e capacidade de resposta continuam fazendo diferença. Uma planta pode estar dentro desses 33 GW e naquele momento estar produzindo pouco, ou estar em um ponto onde sua atuação pouco ajuda em uma restrição que acontece em outra parte da rede.

Isso se aproxima bastante do que tenho observado nas análises do SIN. Saber quanto existe é importante, mas não responde sozinho onde está o problema, quanto daquele recurso está realmente disponível e se ele ajuda naquela condição. A observabilidade melhora justamente essa leitura.

Observabilidade e coordenação

Na leitura Quando a operação chega à distribuição, eu tinha olhado mais para o caminho entre uma necessidade identificada pelo ONS e a resposta acontecendo fisicamente dentro da distribuição. Ali já aparecia que não bastava saber que existia geração conectada. Era preciso saber onde estava, quem conseguia responder, como o comando chegava e como confirmar depois o que realmente aconteceu.

A CP começa a organizar melhor essa relação. A ANEEL também tenta fazer isso sem prender a regulação a uma tecnologia específica. A proposta caminha mais para definir capacidades e funções que precisam existir do que para dizer exatamente qual equipamento ou protocolo deve ser usado.

Para uma infraestrutura que ainda vai mudar bastante, isso faz diferença. Uma regra muito presa a uma arquitetura específica pode envelhecer rápido, criar incompatibilidades ou dificultar a entrada de soluções que apareçam depois.

Medição inteligente também entra nessa conversa

Outro ponto interessante é a conexão com medição inteligente. Parte das grandezas necessárias para observabilidade, como potência ativa, potência reativa, tensão e frequência, pode acabar sendo disponibilizada pela própria infraestrutura de medição, dependendo de como os dois processos regulatórios evoluírem.

Isso importa porque seria ruim construir uma estrutura para faturamento, outra para observabilidade e outra para operação quando parte das informações e da comunicação pode ser aproveitada em conjunto. Medição, dados, operação e interoperabilidade acabam ficando muito mais próximos quando a rede começa a precisar desse nível de coordenação.

A função da distribuição começa a mudar junto com a rede

No artigo A rede já mudou. A operação ainda precisa alcançá-la, a discussão era justamente que a transformação física da distribuição aconteceu mais rápido do que parte da estrutura usada para operar essa rede.

A CP 33 entra diretamente nesse ponto. A própria ANEEL fala em uma transição de uma operação mais passiva para uma operação mais ativa da distribuição e traz referências de DSO. Isso não significa que o desenho brasileiro esteja resolvido ou que a distribuidora simplesmente passe a assumir uma nova função de uma hora para outra. Ainda tem bastante coisa para ser definida em responsabilidade, custo, comunicação, integração de sistemas e na própria forma de operação.

O retrofit do parque existente provavelmente vai ser uma das partes mais trabalhosas. Instalações com a mesma potência podem ter inversores, controladores, sistemas de proteção e comunicação completamente diferentes. Saber quantos GW entram no escopo é uma parte da análise. Entender quanto custa e quão difícil é tornar essa potência realmente observável e coordenável é outra.

A descentralização mudou primeiro onde a energia é produzida. Depois isso começou a aparecer com mais força nas curvas e nas condições de operação do SIN. Agora essa mudança começa a chegar também na forma como a distribuição observa e coordena os recursos conectados à rede.

Saber quantos GW existem continua sendo importante, mas a operação vai precisar saber também onde eles estão, o que estão fazendo e quanto dessa capacidade realmente pode responder quando necessário.