Publicado em 13 de novembro de 2026
O que o PDE 2036 revela sobre os recursos energéticos distribuídos e por que é hora de coordená-los
Por Caroline Chantre e Gabriel Konzen
Uma orquestra sinfônica reúne entre 80 e 100 músicos, cada um deles com apenas a sua parte diante de si. Só o maestro lê a partitura completa, com todos os instrumentos ao mesmo tempo. Ele não toca nenhuma nota, mas decide quando cada naipe entra, com que intensidade e em que equilíbrio com os demais. Nem sempre foi assim: até o início do século XIX, as orquestras eram conduzidas de dentro, pelo cravista ou pelo primeiro violino. Quando os conjuntos e a complexidade rítmica cresceram, a regência se tornou indispensável.
O sistema elétrico brasileiro atravessa essa mesma mudança de escala. Em 2025, a micro e minigeração distribuída (MMGD) chegou a cerca de 45 GW de capacidade instalada e, pelo quinto ano consecutivo, a solar distribuída foi a fonte que mais acrescentou capacidade ao país. Foram cerca de 937 mil novas conexões só naquele ano, contra 13 mil em 2017. A essa expansão somam-se baterias atrás do medidor, resposta da demanda e veículos elétricos, que consolidam o processo de descentralização no setor.
O domingo de 10 de agosto de 2025, Dia dos Pais, mostrou o que essa escala significa. Com consumo baixo e muito sol, a carga do sistema interligado nacional (SIN) caiu a 57,8 GW, e a MMGD chegou a atender 21,7 GW, ou 37,6% do total. Para manter o equilíbrio, o Operador Nacional do Sistema (ONS) precisou restringir 17,5 GW de geração eólica e solar centralizada, praticamente toda a disponível, e abrir 26 linhas de transmissão para controlar a tensão. Ao longo do ano, em Mato Grosso e Mato Grosso do Sul, a MMGD chegou a superar a demanda estadual, e os dois estados passaram a exportar potência para o sistema. Fonte: Revista PARPEL 2025-VF.pdf
São milhões de novos músicos tocando ao mesmo tempo, cada um lendo apenas a sua parte: a própria conta de luz. À medida que a orquestra cresce, coordenar o conjunto deixa de ser um detalhe e passa a ser condição para que esse crescimento traga benefícios para todo o sistema. Este artigo parte da análise do Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) 2036 para discutir por que essa coordenação se tornou urgente e onde é preciso avançar. Em escala, os efeitos da MMGD deixam de ser individuais e passam a ser sistêmicos.
Cada instalação é pequena, mas a soma muda a operação do SIN
O PDE 2036 projeta que a MMGD chegue a 91,7 GW em 2036, com 13,5 milhões de adotantes. Dos 110 GW de adição de capacidade instalada de geração total no decênio, 41 GW virão da MMGD: a maior expansão individual do plano, quase três vezes a das termelétricas ou da eólica. A projeção, no entanto, descreve a expansão esperada a partir dos sinais atuais, não a que o sistema precisa, necessariamente.
Os motores dessa expansão são conhecidos: a queda nos custos dos painéis e a economia frente à tarifa, somadas, no caso residencial, à simplicidade da modalidade e à previsibilidade do retorno. É uma decisão individual, tomada caso a caso. O que ela não enxerga é o sistema. Pelas regras atuais de compensação e tarifação, um quilowatt-hora injetado ao meio-dia, quando sobra energia, vale o mesmo que um injetado no fim da tarde, quando falta potência; e um injetado em uma rede saturada vale o mesmo que um injetado em uma rede com folga.
O mesmo quilowatt pode representar custo ou benefício para o sistema, dependendo do horário, da localização e das condições de operação da rede.
Em escala de dezenas de gigawatts, os efeitos individuais se somam. Dessa forma, a elevada difusão da MMGD não é neutra, e seus impactos já são observados no sistema. Em 2025, a análise do Plano da Operação Elétrica de Médio Prazo do SIN (PAR/PEL 2025) destacou que a evolução expressiva da participação dos RED no atendimento à carga do SIN amplifica os desafios operativos tradicionais e introduz dinâmicas adicionais de complexidade. Três frentes principais se destacam:
Os conflitos de conexão por inversão de fluxo de potência são um exemplo desse processo, e levaram a ANEEL a regulamentar o tema (REN 1.098/2024). Em escala estadual, a MMGD chegou a superar a demanda em Mato Grosso e Mato Grosso do Sul.
Os impactos, no entanto, não se restringem à rede de distribuição. Em 2025, cerca de um quinto da energia eólica e solar centralizada disponível deixou de ser gerada por restrições de operação, fenômeno conhecido como curtailment. A MMGD não é a única causa, mas, como não é supervisionada ou controlada pelo ONS, reduz a margem de manobra do sistema nas horas de excedente. Por isso, a ANEEL aprovou em 2025 um plano emergencial que permite que as distribuidoras reduzam a geração conectada às suas redes quando o ONS já tenha esgotado os seus recursos.
Por fim, o modelo de medição líquida associado ao Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE), implica uma transferência de custos entre consumidores. Segundo o Subsidiômetro da ANEEL, os custos de rede e encargos que deixaram de ser pagos pelos participantes do SCEE superaram R$ 14 bilhões em 2025, com um impacto tarifário da ordem de 4,83% neste ano.
Os consumidores respondem aos incentivos disponíveis. A Lei n° 14.300/2022 já prevê uma transição nesse sentido a partir de 2029. Quanto mais os sinais econômicos refletirem os efeitos de cada recurso sobre a rede, a operação e as tarifas, maior tende a ser a convergência entre decisões individuais e necessidades do sistema.
A experiência internacional mostra um caminho comum
Outros países passaram pelo mesmo crescimento. A lição comum é que coordenar cedo é mais simples do que corrigir depois
O processo de acelerada difusão dos RED não é exclusivo do Brasil. A experiência internacional mostra uma lição comum: recursos que dependem de milhões de decisões individuais tendem a superar as expectativas de crescimento. Nesse contexto, a melhor estratégia não é conter esse crescimento, mas sim coordená-lo.
Na Alemanha, inversores conectados à baixa tensão eram equipados com um “circuit breaker", desligando automaticamente se a frequência da rede chegasse a 50,2 Hz. Com a rápida difusão da geração solar fotovoltaica, isso poderia representar a saída simultânea de cerca de 9 GW. Em 2012, uma regulamentação específica obrigou o retrofit de cerca de 400 mil sistemas já instalados, a um custo estimado em € 175 milhões. Fontes: System Security | BMWE e Dealing with the 50.2 Hz problem - NS Energy
No Sul da Austrália, onde mais da metade das residências têm painéis solares, a preocupação passou a ser com os mínimos históricos de demanda. Como resposta, os sistemas solares residenciais instalados desde setembro de 2020 precisam aceitar desligamento remoto em emergências. O mecanismo foi usado pela primeira vez em março de 2021, quando a demanda da rede caiu a 358 MW e 67 MW de geração solar foram cortados. Fontes: AEMO | Solar PV curtailment initiative by SA Government supports the NEM
Na Califórnia, os incentivos econômicos foram reformulados. Desde 2023, a energia injetada pelos novos sistemas passou a ser remunerada segundo o valor que efetivamente entrega ao sistema em cada hora do dia, o que estimula a combinação entre geração solar e armazenamento. Fontes: CPUC Event Flyer
O Brasil tem a oportunidade de partir dessas experiências e seus aprendizados para avançar na coordenação e integração dos RED. A regra de transição do SCEE, estabelecida pela Lei nº 14.300; a agenda de modernização tarifária, incluindo a Tarifa Branca; e a discussão sobre a integração entre o ONS e as distribuidoras vão no mesmo sentido. O desafio é de ritmo: a MMGD deve crescer cerca de 4 GW por ano, enquanto esses instrumentos ainda estão em discussão ou em transição.
O Brasil pode coordenar a orquestra enquanto ela cresce, em vez de reorganizá-la depois.
De impacto a recurso sistêmico
Com os sinais certos, os mesmos recursos que pressionam a rede podem aliviá-la.
A integração dos RED pode deixar de ser um desafio, a depender das condições em que eles entram no sistema. O próprio PDE 2036 mostra o tamanho do que está em jogo: somados, autoprodução, MMGD e eficiência energética podem atender 26,7% do consumo de eletricidade em 2036, ou 276 TWh.
Coordenados, esses recursos fazem mais do que gerar energia. Uma bateria atrás do medidor pode deslocar a energia solar para o fim da tarde, quando o sistema mais precisa de potência. Uma carga flexível pode consumir mais ao meio-dia, quando sobra energia renovável. Um conjunto de sistemas agregados pode adiar a ampliação de uma subestação.
Estudos da EPE avaliam que a resposta da demanda por incentivos, com ênfase nos setores industrial e de cogeração, apresenta um potencial de 8,8 GW no cenário de referência. No PDE, estima-se uma contribuição de 4 GW da RD em 2036, consolidando-se como um recurso de flexibilidade relevante. No caso das baterias atrás do medidor, aplicações específicas já apresentam viabilidade econômica, com potencial de maior geração de valor econômico à medida que a queda dos custos das baterias e modernização dos sinais tarifários se concretizem.
Com a maior penetração fotovoltaica, a atratividade da MMGD tende a depender não só do menor custo, mas da capacidade de cada tecnologia entregar atributos ao sistema: geração em horários críticos, previsibilidade, controlabilidade e flexibilidade. Deixar de remunerar apenas o volume de energia e passar a observar o que a tecnologia entrega ao sistema é a principal mudança de sinalização no curto prazo.
Três frentes concentram as prioridades para essa mudança.
Frente 1: Sinais de preço
O preço precisa dizer ao consumidor quando e onde a energia vale mais
Hoje, a tarifa da baixa tensão cobra o mesmo valor em qualquer horário. A Tarifa Branca, opção horária para a baixa tensão, está em vigor desde 2018 e tem adesão de apenas 0,1%. A ANEEL discute sua aplicação automática para unidades de maior consumo, a partir de 1.000 kWh por mês em 2026 e de 600 kWh em 2027 (CP 46/2025). Sem um diferencial horário relevante, o PDE mostra que as baterias seguem pouco atrativas na baixa tensão.
Frente 2: Alocação correta de custos
Quem usa a rede paga pelo uso; quem serve ao sistema é remunerado.
A transição da Lei n° 14.300/2022 caminha nessa direção ao valorar a energia injetada por seus custos e benefícios a partir de 2029. O Decreto n° 12.068/2024, por sua vez, abriu espaço para que os novos contratos de concessão tenham regimes de regulação econômica mais flexíveis.
Frente 3: Dados e digitalização
Medição e visibilidade para viabilizar a orquestração dos recursos
Não se coordena o que não se vê. As Portarias MME nº 111/2025 e nº 126/2026 estruturaram a política de medição inteligente, com meta mínima de instalação de 2% das unidades consumidoras por ano e previsão de análises de custo-benefício para a expansão. É um primeiro passo importante. Além de avançar na expansão da medição inteligente, é necessário considerar que novos agentes, como os agregadores, podem exercer papel importante na coordenação dos recursos de pequeno porte, desde que com nível mínimo de digitalização e supervisão. A Consulta Pública nº 33/2026 da ANEEL representa um avanço nessa direção, ao propor o estabelecimento de requisitos de observabilidade, operabilidade e controlabilidade dos RED.
Quem rege a orquestra
Sinais, custos e dados são a partitura. A regência depende de papéis definidos para distribuidoras, agregadores e ONS.
Nenhuma das três frentes funciona sozinha. Um sinal horário só gera flexibilidade se houver medição para verificá-la. Uma alocação correta de custos só remunera serviços se alguém os contratar. Dados só têm valor se alguém os usar para operar a rede. Por isso, a questão central é de papéis: quem coordena os recursos distribuídos, em que escala e com que mandato.
O Roadmap Tecnológico de RED, publicado em 2024, descreve a evolução esperada da distribuidora: de operadora passiva da rede para facilitadora dos recursos distribuídos e, no limite, para plataforma de serviços em que esses recursos são contratados. O Brasil ainda está no primeiro estágio. Avançar exige definir o papel da distribuidora como operadora do sistema de distribuição (DSO), abrir espaço para agregadores que reúnam pequenos recursos em blocos contratáveis e estabelecer a integração entre o ONS e as distribuidoras. A coordenação desses recursos deve ser prioridade na agenda de modernização do setor.
O crescimento dos recursos energéticos distribuídos é uma das transformações mais rápidas da história do setor elétrico brasileiro, e o PDE 2036 indica que ele deve quase dobrar no próximo decênio, respondendo por parcela relevante do atendimento projetado. A experiência internacional mostra que, quando recursos distribuídos atingem grande escala, a questão central deixa de ser sua adoção e passa a ser sua integração. Com sinais econômicos adequados, digitalização e novos mecanismos de coordenação, esses recursos podem se tornar parte da solução para a expansão do sistema, transformando seu crescimento em benefício para todos os consumidores.
Os 92 GW previstos para 2036 vão chegar de qualquer forma. A escolha que resta é se chegarão como ruído ou como música.
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