Brasil já possui milhões de recursos energéticos distribuídos e o próximo desafio será coordená-los

Nos três primeiros artigos desta série, procurei compartilhar algumas percepções que foram se consolidando ao longo da Missão Austrália. A primeira foi que a transição energética precisa ser compreendida de forma sistêmica, e não simplesmente como uma substituição de tecnologias.

A segunda foi que, em um sistema cada vez mais renovável, flexibilidade, sinais econômicos e desenho de mercado passam a ser tão importantes quanto a própria expansão da geração.

A terceira foi que essa transformação da matriz exige também uma transformação das redes, porque não basta produzir energia onde a infraestrutura não consegue recebê-la e transportá-la.

Uma quarta reflexão apareceu repetidamente durante as reuniões e talvez seja ainda mais complexa: o consumidor está deixando de ser apenas o ponto final do sistema elétrico e começando a se transformar em parte da própria infraestrutura energética.

Durante praticamente toda a história da indústria elétrica, a arquitetura do setor foi construída sobre uma lógica relativamente clara. Grandes usinas produziam energia, redes de transmissão e distribuição transportavam essa eletricidade e consumidores a utilizavam.

A expansão da geração distribuída, das baterias residenciais, dos veículos elétricos, dos medidores inteligentes e das plataformas digitais começa a alterar profundamente essa relação em países com uma visão mais coordenada do tema.

O consumidor pode produzir energia, armazená-la, modificar o momento em que a utiliza e, dependendo das regras e dos sinais econômicos existentes, disponibilizar parte dessa flexibilidade ao próprio sistema.

Essa discussão apareceu já na primeira reunião da missão, realizada na UNSW (University of New South Wales) e no CEEM (Centre for Energy and Environmental Markets). Um conceito utilizado pelos pesquisadores chamou minha atenção: “consumer energy resources”, ou “recursos energéticos do consumidor”.

A escolha das palavras é relevante. Em vez de tratar geração distribuída, baterias ou veículos elétricos simplesmente como equipamentos localizados na rede de distribuição, a discussão partia do fato de que esses recursos pertencem aos consumidores e de que qualquer tentativa de incorporá-los à operação do sistema precisa considerar essa característica.

A própria agenda apresentada pelos pesquisadores da UNSW e do CEEM tratava a transformação em curso como uma “consumer led energy transformation”, algo que poderíamos traduzir como uma transformação energética liderada pelo consumidor.

A discussão incluía operação e flexibilidade do sistema, soluções centradas no consumidor, preços dinâmicos e VVPs (Virtual Power Plants). Mais do que uma discussão tecnológica, parecia haver uma mudança na forma de enxergar a arquitetura do mercado.

Ao longo daquela conversa, ficou claro também que flexibilidade não significa apenas bateria como estamos passando a refletir no Brasil.

Deslocar uma carga para outro horário, controlar o aquecimento de água, antecipar o resfriamento de um ambiente ou modificar automaticamente o carregamento de um veículo elétrico são exemplos relativamente simples de recursos que, quando agregados em grande escala, podem contribuir para o funcionamento do sistema.

A tecnologia permite fazer isso de maneira cada vez mais sofisticada, mas a questão central é criar os corretos incentivos para que o consumidor tenha interesse em disponibilizar essa flexibilidade.

Foi nesse contexto que as VPPs apareceram diversas vezes durante a missão. O conceito é particularmente interessante porque altera a lógica tradicional do setor elétrico. Em vez de imaginar apenas uma grande usina centralizada respondendo às necessidades do sistema, milhares de pequenos recursos podem ser agregados e coordenados digitalmente para se comportarem, em determinadas circunstâncias, como um único recurso energético.

Essa percepção ganhou uma dimensão muito mais concreta durante nossa visita à Kraken, plataforma tecnológica desenvolvida no ecossistema da Octopus Energy. Ali, a transformação do consumidor deixou de parecer apenas uma discussão sobre o futuro do setor e passou a aparecer como um modelo de negócio que já começa a ganhar escala.

Durante a reunião, discutimos a evolução para um sistema cada vez mais bidirecional, no qual consumidores passam a investir em “bidirectional distributed resources” — recursos distribuídos capazes de operar em duas direções. A plataforma apresentada pela Kraken procura justamente coordenar esses ativos e capturar os “economic incentives of distributed energy”, ou seja, os incentivos econômicos associados à energia distribuída.

Em determinado momento, ao explicar a plataforma de flexibilidade, a empresa utilizou uma formulação bastante simples: “your solar, your batteries and your EVs” — “sua geração solar, suas baterias e seus veículos elétricos”.

A frase ajuda a compreender a mudança. Aquilo que tradicionalmente enxergávamos como equipamentos independentes instalados na residência passa a poder ser administrado como um conjunto de recursos energéticos.

Outra expressão utilizada durante a reunião foi “the full stack”, em referência à integração das diferentes camadas necessárias para fazer esse modelo funcionar. O valor deixa de estar apenas no equipamento físico.

Software, dados, relacionamento com o consumidor, trading e capacidade de controlar ativos passam a funcionar de maneira integrada. Em outra passagem da conversa, essa lógica foi resumida pela possibilidade de ter “one system, all the assets connected to that platform”, um único sistema com todos os ativos conectados à mesma plataforma.

Essa ideia me parece particularmente relevante para o Brasil porque ainda estamos  analisando separadamente geração distribuída, armazenamento, veículos elétricos e resposta da demanda. A experiência australiana mostra que, do ponto de vista do consumidor e das plataformas digitais, essas fronteiras começam a desaparecer.

Essa percepção ficou ainda mais evidente na conversa com a Origin Energy, uma das maiores empresas integradas de energia da Austrália. O que chamou minha atenção foi justamente a maneira como produtos que muitas vezes discutimos separadamente no Brasil apareciam integrados na relação com o consumidor. Energia, rooftop solar, bateria residencial, veículo elétrico, trading e VPP faziam parte de uma mesma estratégia comercial e tecnológica.

A Origin apresentou também sua atuação na gestão de recursos flexíveis, combinando baterias domésticas, carregadores de veículos elétricos, aquecimento de água e geração solar residencial. O consumidor deixa, portanto, de ser apenas alguém para quem se vende eletricidade. Ele passa a possuir recursos que podem produzir valor para o próprio sistema.

A dimensão dessa transformação ajuda a perceber que não estamos falando apenas de experiências piloto. Existe um modelo de negócio sendo desenvolvido em torno da capacidade de agregar, controlar e monetizar flexibilidade. E foi justamente nesse ponto que comecei a pensar no tamanho da oportunidade — e também do problema — que temos no Brasil.

O Brasil não está começando essa discussão do zero. Ao contrário. Em poucos anos construímos uma enorme infraestrutura energética distribuída, mas agora precisamos utilizar esse recurso de uma forma mais coordenada e integrada.

Segundo dados oficiais do MME, a capacidade de micro e minigeração distribuída passou de aproximadamente 8,6 GW em 2021 para 43,6 GW ao final de 2025. No mesmo período, a capacidade instalada total brasileira passou de aproximadamente 190 GW para 259,5 GW. Em outras palavras, a MMGD (Micro e Minigeração Distribuída) foi uma parcela muito relevante da expansão da capacidade instalada brasileira nos últimos anos.

E esse processo continua. O PAR/PEL 2025 do ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) trabalha com uma projeção de aproximadamente 65 GW de MMGD em 2029. Mais relevante do que o número absoluto é seu impacto sobre a operação: em determinados instantes, segundo o Operador, a geração distribuída poderá atender aproximadamente 57% da carga global já em 2026 e superar 64% em 2029.

Isso representa uma transformação estrutural do sistema elétrico brasileiro. Isso é um fato consolidado. Esse crescimento não aconteceu por acaso. Foi resultado da redução do custo da tecnologia, da qualidade do recurso solar brasileiro, da atuação de milhares de empreendedores e, evidentemente, dos sinais econômicos e regulatórios criados pelo próprio país.

Desde a Resolução Normativa nº 482/2012 e, posteriormente, com a Lei nº 14.300/2022, o Brasil construiu um ambiente que permitiu ao consumidor gerar sua própria energia, injetar excedentes na rede e utilizar o Sistema de Compensação de Energia Elétrica.

O resultado dessa política está materializado em milhões de painéis solares, inversores, contratos e investimentos espalhados pelo país. E isso precisa ser considerado quando começamos a discutir os novos desafios operacionais criados pela própria expansão da geração distribuída. Esses desafios são reais e os sinais emitidos pelo ONS precisam ser levados muito a sério.

O Operador vem alertando que a rápida expansão da MMGD está reduzindo a demanda supervisionada mínima, aumentando a rampa intradiária necessária para atender à ponta e ampliando a ocorrência de fluxos reversos de potência.

Existe ainda uma característica particularmente importante: grande parte desses recursos possui baixa possibilidade de observação e controlabilidade pelo Operador, justamente porque está distribuída por milhões de instalações conectadas às redes das distribuidoras.

Em determinadas regiões, essa transformação já alcançou proporções que seriam difíceis de imaginar poucos anos atrás. Mato Grosso e Mato Grosso do Sul, por exemplo, já apresentaram períodos durante o dia em que a carga líquida de MMGD ficou negativa.

Isso significa que, nesses momentos, a geração distribuída superou a própria demanda estadual e esses estados passaram a fornecer potência ativa ao SIN (Sistema Interligado Nacional).

O diagnóstico prospectivo é ainda mais relevante. Para o período entre 2026 e 2029, o ONS identificou, em um dos cenários analisados, 39 dias e 101 horas com possibilidade de perda de controlabilidade caso não sejam adotadas medidas preventivas.

O Operador esclarece que essa situação pode produzir sobrefrequência e, em última instância, comprometer a controlabilidade do sistema.

É importante interpretar corretamente essa mensagem. Não significa que estejamos diante de um colapso inevitável do sistema, nem que a geração distribuída deva ser apontada isoladamente como responsável pelo problema. Significa que a arquitetura operacional construída para outro perfil de geração e consumo precisa evoluir rapidamente. Os sinais estão claros como a própria luz do sol.

O ONS está cumprindo exatamente a função que se espera de uma instituição técnica responsável pela segurança da operação: identificar antecipadamente os riscos e alertar o setor sobre a necessidade de medidas. Ignorar esses alertas seria um erro. Mas reconhecer corretamente o diagnóstico não significa que qualquer solução seja adequada.

Há um ponto jurídico e regulatório que considero fundamental nessa discussão. Os milhões de ativos de geração distribuída hoje existentes não surgiram à margem do modelo brasileiro. Foram instalados justamente porque o país criou regras que incentivaram esses investimentos e porque consumidores, empresas e instituições financeiras confiaram nessas regras para tomar decisões econômicas de longo prazo.

A geração distribuída instalada é, portanto, uma realidade física, econômica e jurídica que precisa ser incorporada ao desenho do sistema.

Naturalmente, a regulação pode e deve evoluir. Para novos entrantes, podemos discutir requisitos diferentes de conexão, maior controle, equipamentos capazes de responder a determinados comandos, incentivos para armazenamento, novas estruturas tarifárias e mecanismos que permitam maior coordenação dos recursos distribuídos. Em um sistema que mudou tão rapidamente, seria pouco razoável imaginar que as regras concebidas no início da expansão da GD permaneceriam inalteradas indefinidamente.

Mas existe uma diferença importante entre evoluir o modelo para o futuro e alterar retrospectivamente as condições econômicas e regulatórias que fundamentaram investimentos já realizados.

Não me parece realista imaginar que a solução estrutural para um sistema com dezenas de gigawatts de geração solar distribuída seja simplesmente construir mecanismos para desligar milhões de painéis solares sempre que houver excesso de geração.

Evidentemente, situações emergenciais relacionadas à segurança do sistema exigem instrumentos operacionais adequados, e o próprio ONS vem desenvolvendo, em conjunto com as distribuidoras, o Plano de Gestão de Excedentes de Energia na Rede de Distribuição. Mas uma ferramenta destinada a administrar situações críticas não deveria substituir a construção de uma solução estrutural.

Além disso, qualquer evolução que alcance ativos existentes precisa ser avaliada cuidadosamente sob a perspectiva da segurança jurídica, dos direitos constituídos e dos regimes de transição aplicáveis. Resolver uma dificuldade operacional produzindo imprevisibilidade regulatória pode apenas trocar um problema por outro.

Talvez, portanto, a pergunta mais produtiva não seja simplesmente como controlar a geração distribuída. A experiência australiana me fez pensar que deveríamos começar a perguntar também como utilizá-la de maneira mais inteligente. Essa é a nossa atual realidade.

Um painel solar isolado possui uma característica relativamente rígida: produz energia quando existe recurso solar. Se milhões de painéis produzem simultaneamente em um domingo de baixa carga, o resultado pode ser justamente a dificuldade operacional identificada pelo ONS.

Quando parte dessa geração é combinada com armazenamento, entretanto, surge a possibilidade de deslocar energia no tempo. Quando baterias, veículos elétricos e cargas flexíveis passam a ser coordenados digitalmente, surge uma possibilidade adicional: responder às necessidades do sistema.

Foi exatamente essa mudança de perspectiva que apareceu nas conversas com UNSW/CEEM, Kraken e Origin Energy. O recurso distribuído deixa de ser observado exclusivamente pelo que representa individualmente e passa a ser avaliado pelo valor que pode entregar quando agregado.

É importante não simplificar essa discussão afirmando que instalar baterias resolverá todos os problemas decorrentes da expansão solar. Não resolverá.

Armazenamento é uma das ferramentas. Resposta da demanda, modernização das redes, maior capacidade de observação dos recursos distribuídos, novas estruturas tarifárias, automação, expansão da transmissão e a própria flexibilidade do parque hidrelétrico brasileiro também fazem parte dessa equação.

Mas há uma diferença conceitual importante entre simplesmente restringir um recurso e criar condições para que ele passe a contribuir para resolver o problema. E isso nos leva novamente aos sinais econômicos.

Não podemos esperar que milhões de consumidores acompanhem a curva de carga do SIN ou decidam voluntariamente alterar seus hábitos para facilitar a operação do sistema. O consumidor responderá aos incentivos que receber. Se for economicamente vantajoso carregar uma bateria em determinado período, deslocar uma carga ou disponibilizar parte de sua flexibilidade, plataformas digitais podem transformar milhões de decisões individuais em uma resposta coordenada.

Essa foi uma das ideias que mais me chamou atenção na Austrália. Não se trata de pedir ao consumidor que se transforme em operador do sistema.

Trata-se de construir regras, mercados e tecnologias que façam essa coordenação, preservando a liberdade de escolha do consumidor e criando uma contrapartida econômica pelo valor que sua flexibilidade pode proporcionar.

Nesse ponto, considero importante reconhecer também que as instituições brasileiras já identificaram boa parte do problema. O ONS vem produzindo diagnósticos bastante claros sobre os impactos da MMGD e afirma expressamente a necessidade de uma atuação mais ativa das distribuidoras na gestão dos Recursos Energéticos Distribuídos, em coordenação com o próprio Operador.

O MME (Ministério de Minas e Energia) também estruturou a Agenda Estratégica Eletroenergética 2026, aprovada pelo Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico, com ações divididas justamente entre atendimento à ponta e à rampa da carga, atendimento à carga mínima e segurança e confiabilidade eletroenergética.

A própria Agenda parte da necessidade de articulação entre as instituições responsáveis pelo planejamento, operação, comercialização, regulação e fiscalização.

Portanto, talvez já tenhamos ultrapassado a fase em que o principal desafio era identificar o problema. O desafio agora é transformar diagnóstico em execução. É nessa capacidade de liderança e execução que estamos falhando.

E essa execução será necessariamente complexa porque nenhuma instituição possui, isoladamente, todos os instrumentos necessários. O ONS identifica o risco operativo, mas não cria sozinho os sinais econômicos para milhões de consumidores.

A ANEEL possui instrumentos regulatórios fundamentais, mas não realiza isoladamente o planejamento e a operação do sistema. As distribuidoras possuem a relação direta com os recursos conectados às suas redes, enquanto os efeitos agregados desses recursos alcançam o SIN.

A CCEE  (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica) será um papel relevante à medida que novos modelos de comercialização e agregação forem desenvolvidos. E MME e CMSE (Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico)  possuem justamente uma função de coordenação capaz de aproximar essas diferentes dimensões.

A questão, portanto, não deveria ser qual dessas instituições está correta. O desafio é fazer suas competências funcionarem conjuntamente e transformar os diagnósticos já existentes em um plano coordenado e efetivamente executável.

Qual o nosso papel? Cobrar os representantes esse plano com um compromisso dos agentes do setor de procurar um maior consenso entre as posições divergentes.

Esse talvez tenha sido um dos contrastes mais interessantes que observei durante a Missão Austrália. Nas reuniões com universidades, governo, empresas de tecnologia, comercializadores, investidores e agentes do setor, naturalmente existiam perspectivas e interesses diferentes, mas havia uma compreensão bastante disseminada de que recursos distribuídos, redes, armazenamento, mercados e consumidores precisariam ser tratados como partes do mesmo problema.

A complexidade não desaparece porque coordenamos as instituições. Mas, sem coordenação, torna-se muito mais difícil administrá-la.

O Brasil construiu, em poucos anos, uma enorme infraestrutura energética distribuída. O desafio agora é descobrir como utilizar melhor aquilo que já construímos e, simultaneamente, estabelecer regras adequadas para a próxima etapa dessa expansão.

Isso exigirá armazenamento, digitalização, maior observabilidade, novos modelos de negócio e sinais econômicos capazes de remunerar flexibilidade. Exigirá também uma transição regulatória cuidadosa, que preserve a segurança jurídica dos investimentos realizados e estabeleça, de maneira previsível, novas condições para os investimentos futuros.

Nos artigos anteriores desta série, argumentei que a transição energética não é apenas uma transformação da geração, mas também dos mercados e das redes. A experiência australiana acrescentou uma quarta dimensão a essa reflexão: estamos transformando também o papel do consumidor.

Durante décadas, ele esteve no final da cadeia. Agora produz energia, pode armazená-la, alterar o momento do seu consumo e, com tecnologia e incentivos adequados, oferecer flexibilidade ao sistema.

O Brasil já possui milhões desses recursos espalhados pelo país. Talvez a próxima grande inovação não seja simplesmente instalar mais um equipamento, mas construir a arquitetura institucional, regulatória, tecnológica e econômica capaz de coordenar aqueles que já instalamos.

Confira os artigos anteriores

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