MMGD entra na operação do SIN: o sandbox ONS–DSO e a próxima fronteira da GD

Durante anos, falamos principalmente sobre acesso, conexão, compensação de energia, tarifas e expansão. Esses temas continuam relevantes, mas já existe uma discussão anterior a todos eles: como operar com segurança um sistema em que dezenas de gigawatts de geração estão conectados às redes de distribuição e, em grande parte, fora da supervisão e da controlabilidade direta do ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico). Os números ajudam a entender por que essa discussão chegou agora.

A MMGD (Micro e Minigeração Distribuída) brasileira encerrou 2025 com 45 GW de capacidade instalada, crescimento de 24% em relação aos 36,2 GW de 2024.

A geração estimada alcançou 54.483 GWh, alta de 28,9%, e respondeu por 7% da geração de eletricidade do país. A fonte solar representou 97,5% dessa geração. Mas, para a operação do sistema, a média anual conta apenas parte da história.

O PAR/PEL 2025 mostra que, em determinados momentos, a MMGD sozinha já chegou a atender 40% da carga global do SIN em 2025. Quando o ONS considera conjuntamente MMGD e usinas Tipo III conectadas à distribuição, a participação máxima chegou a aproximadamente 46% da carga global.

Nas projeções do Operador, essa geração conectada à distribuição poderá chegar, em instantes específicos, a 57% da carga em 2026, 59% em 2027, 61% em 2028 e mais de 64% em 2029.

Esses percentuais máximos precisam ser lidos como o que são: situações específicas da operação, e não participação média anual.

Mas são justamente essas horas que começam a mudar o problema. O dia 10 de agosto ajuda a entender o tamanho do desafio

Em 10 de agosto de 2025, um domingo, o SIN (Sistema Interligado Nacional) registrou a menor demanda supervisionada daquele ano: aproximadamente 31.804 MW às 13h05.

Naquele mesmo instante, a MMGD estava gerando aproximadamente 22.085 MW, enquanto as usinas Tipo III respondiam por mais 4.705 MW. Somadas, representavam 44,8% do atendimento à carga global do sistema. O que aconteceu na operação?

Segundo o próprio ONS, foi necessário comandar redução total da geração eólica e fotovoltaica centralizada naquele momento. As térmicas controladas pelo Operador já estavam em seus níveis mínimos, consideradas as inflexibilidades e restrições de unit commitment.

A geração hidráulica também precisou ser reduzida e, depois dessas ações, restava uma margem de aproximadamente 2 GW na geração hidrelétrica centralizada. É um dado importante.

Enquanto parte da geração sob comando do ONS precisava ser reduzida para fechar o balanço entre carga e geração, uma parcela expressiva da geração conectada à distribuição continuava produzindo sem a mesma capacidade de coordenação operativa. Esse é o centro da discussão.

O fluxo também já mudou de direção

No mesmo dia, Mato Grosso apresentou carga líquida de MMGD negativa entre 9h e 16h. Mato Grosso do Sul, entre 8h e 17h.

Segundo o ONS, os valores mínimos chegaram a -657 MW em Mato Grosso e -906 MW em Mato Grosso do Sul. Isso significa que, durante aquelas horas, a MMGD superou a demanda estadual e os estados passaram a fornecer potência ativa ao SIN. Em Mato Grosso, o problema já aparece também fisicamente nas fronteiras entre distribuição e transmissão.

O PAR/PEL informa que o estado supera 2,8 GW de MMGD instalada e poderá ultrapassar 3,5 GW até 2030. Esse valor projetado equivale a aproximadamente 109% da demanda máxima prevista para o estado. O ONS registra ainda inversão de fluxo nas 16 transformações de Rede Básica de Fronteira de Mato Grosso.

E existe um detalhe que merece atenção: nas subestações Nova Mutum 230/69 kV e Brasnorte 230/138 kV, o ONS já identificou possibilidade de sobrecarga em condição normal de operação. O PAR/PEL registra que existem medidas operativas que preveem corte manual da geração distribuída pela distribuidora, mediante solicitação do ONS, para controle do carregamento dessas transformações.

Portanto, a discussão sobre controlabilidade da geração conectada à distribuição deixou de ser apenas prospectiva. Em alguns pontos do sistema, ela já chegou à operação.

Por que o ONS quer chegar à distribuição

O problema institucional é relativamente claro. O ONS opera o SIN, mas a maior parte dos REDs (Recursos Energéticos Distribuídos) está fora de sua supervisão direta.

No relatório técnico do projeto Interface TSO–DSO, preparado para o Operador, o diagnóstico é explícito: a maior parte dos REDs hoje não é visível nem controlável pelo ONS, o que limita tanto o controle sistêmico quanto a possibilidade de utilização desses recursos em benefício da operação.

A solução proposta é diferente de imaginar o ONS controlando individualmente milhões de sistemas fotovoltaicos.

O desenho passa pela distribuidora. A arquitetura conceitual é:

ONS → DSO → recursos energéticos distribuídos

DSO é o Distribution System Operator, ou Operador do Sistema de Distribuição. Nesse arranjo, a distribuidora continua responsável pela segurança da própria rede, mas passa a exercer uma função adicional: ser a interface operacional entre os recursos conectados à distribuição e as necessidades sistêmicas identificadas pelo ONS. É daí que nasce a proposta do Mecanismo de Acionamento Intermediado — MAI.

Como esse mecanismo funcionaria

Aqui vale sair do conceito e entrar na engenharia do processo. O modelo estudado pelo ONS parte das barras de fronteira entre distribuição e Rede de Operação.

A distribuidora precisaria manter cadastro atualizado dos REDs conectados à sua rede, classificando esses recursos por categoria e por sua capacidade de acionamento. Esses dados seriam associados às barras de fronteira relevantes para o ONS.

Isso significa que o Operador não precisaria necessariamente conhecer e comandar cada telhado solar. Precisaria conhecer o efeito agregado desses recursos na interface com o SIN.

O estudo chega ao detalhe de prever que o DSO faça a conversão das injeções e consumos localizados dentro da rede de distribuição para seus efeitos nas respectivas barras de fronteira, considerando inclusive percentuais médios de perdas elétricas entre os recursos e esses pontos.

Essa informação permitiria ao ONS saber, por exemplo, quanto de potência está efetivamente disponível para aumento ou redução em determinada fronteira. Isso é muito diferente de simplesmente “mandar desligar a MMGD”. É construir uma camada de observabilidade e coordenação onde hoje existe uma lacuna operacional.

Programação, intradiário e tempo real

O projeto também propõe mudar a forma como essas informações entram na programação da operação. O ONS trabalharia com previsões centralizadas por barra de fronteira, considerando cadastro dos REDs, metodologias de previsão, perfis horários de geração e informações operativas. O DSO, por sua vez, avaliaria a viabilidade de cumprir determinado acionamento dentro das limitações da própria rede.

Há ainda uma discussão especialmente interessante sobre o despacho intradiário. Hoje existe programação diária e operação em tempo real, mas o estudo identifica uma lacuna entre essas duas etapas. Com a variabilidade crescente dos recursos distribuídos, o relatório propõe atualizações da carga líquida e da disponibilidade dos recursos em janelas móveis como H-6, H-4 e H-2.

A partir dessas atualizações, o ONS poderia emitir instruções para ajuste de potência ativa nas barras de fronteira antes de chegar à necessidade de uma ação emergencial em tempo real. Estamos falando, portanto, de uma arquitetura que combina:

cadastro dos REDs, previsão, informação por barra de fronteira, programação, eventual despacho intradiário, instrução operacional, medição do realizado e registro do desempenho.

Isso começa a dar outra dimensão ao sandbox. O sandbox entra exatamente aqui Nas metas do ONS para 2026, atualizadas em 28 de agosto, o projeto aparece dentro da Meta 1: “Ampliar a controlabilidade do SIN pelo ONS”.

Entre os produtos está o desenvolvimento de um modelo de relacionamento ONS–DSO para ampliar a integração operativa entre transmissão e distribuição por meio do Sandbox Regulatório ONS–DSO.

O status oficial é “em andamento” e os marcos previstos pelo ONS são a elaboração do edital e a execução do sandbox.

Essa informação é importante porque posiciona corretamente o tema. O MAI ainda é uma proposta técnica e regulatória. O sandbox é justamente o ambiente para testar parte dessa arquitetura antes de transformá-la em regra permanente.

A ANEEL está construindo a outra metade dessa equação

Ao mesmo tempo, a ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) abriu a Consulta Pública nº 33/2026, com contribuições entre 10 de setembro e 9 de novembro.

O objetivo é modernizar o Módulo 3 do PRODIST para incorporar uma abordagem integrada dos Recursos Energéticos Distribuídos, incluindo geração solar distribuída, armazenamento, veículos elétricos e cargas controláveis.

A consulta trabalha com três conceitos que merecem atenção:

observabilidade, operabilidade e controlabilidade. Na prática, a ANEEL propõe requisitos relacionados a monitoramento, comunicação, resposta a comandos, proteção, qualidade da energia e controle da potência injetada.

A CP 33/2026 e o sandbox ONS–DSO têm objetos distintos. Mas tecnicamente eles se encontram. Sem observabilidade, o operador desconhece com precisão o que está acontecendo. Sem comunicação, inexiste coordenação. Sem operabilidade, o recurso permanece passivo.

E sem alguma forma de controlabilidade, fica muito mais difícil utilizar esses ativos para atender a uma necessidade sistêmica.

E aqui começa, para mim, a discussão mais importante. Controlabilidade pode ser necessária. Mas controlabilidade não deveria ser sinônimo apenas de restrição de geração. O próprio ONS reconhece isso no PAR/PEL.

O documento afirma que os REDs também devem ser considerados parte da solução e que, quando equipados com funcionalidades de gerenciamento dinâmico, podem fornecer flexibilidade operacional e contribuir para a estabilidade do sistema.

Esse ponto muda completamente a perspectiva. Se eu tenho milhões de ativos conectados à distribuição, a questão não deveria ser apenas como reduzir sua injeção quando existe excesso de geração.

Também precisamos perguntar como aproveitar esses recursos. Baterias podem absorver excedentes. Cargas podem ser deslocadas.Veículos elétricos podem alterar seus horários de carregamento. Recursos agregados podem responder a necessidades do sistema. Inversores podem oferecer funcionalidades que vão além da simples injeção de potência ativa.

Esse conjunto começa a formar aquilo que considero a próxima fronteira dessa discussão: o mercado de flexibilidade.

O problema também será econômico

E aqui chegamos a uma questão que a engenharia sozinha não resolve. Se um recurso conectado à distribuição puder ser acionado em benefício do sistema, quem assume o custo dessa flexibilidade e quem captura seu valor?

Os estudos do próprio projeto ONS–DSO deixam essa discussão aberta.

O relatório de recomendações regulatórias prevê que o novo arcabouço terá de tratar de responsabilidades, incentivos, penalidades e critérios de participação. Para os chamados REDs legados instalados antes do novo marco o documento recomenda considerar participação voluntária.

Para novos recursos, admite que possam ser estabelecidos critérios de priorização considerando aspectos como fonte, potência instalada e nível de tensão. É importante reforçar: essas são recomendações do estudo, não regras vigentes da ANEEL.

O próprio relatório técnico também propõe, como refinamento futuro, indicadores para avaliar a precisão das previsões do DSO e sua aderência às instruções do ONS, com possibilidade futura de incentivos ou penalidades associados ao desempenho.

Ou seja, depois da controlabilidade vem a mensuração. Depois da mensuração vem a responsabilização. E, inevitavelmente, depois da responsabilização virá a discussão sobre remuneração.

O curtailment torna essa conversa ainda mais urgente

O PAR/PEL 2025 projeta que, nos cenários mais críticos entre 2026 e 2029, os cortes de geração renovável poderão superar 40 a 50 GW entre 9h e 16h, especialmente em fins de semana e feriados.

Em uma sensibilidade realizada pelo ONS, a entrada de 4 GW de novas cargas reduziu o corte em menos de 800 MW médios, indicando que o problema não será resolvido apenas pelo crescimento de algumas cargas adicionais.

O próprio Operador aponta a necessidade de um conjunto de recursos: armazenamento, resposta da demanda, maior flexibilidade operativa e melhor coordenação entre crescimento da oferta e crescimento da carga diurna.

É justamente por isso que considero limitada uma discussão centrada apenas em corte de MMGD. Se teremos momentos com excedentes estruturais de energia, a agenda precisa ser maior.

Precisamos discutir onde armazenar, quando consumir, como deslocar carga, como agregar recursos, como remunerar flexibilidade e como coordenar transmissão e distribuição.

O sandbox será importante pelo que conseguir responder

A MMGD chegou a uma dimensão em que já interfere na carga líquida, nos fluxos das fronteiras, na rampa de fim de tarde, no controle de tensão, na programação e no espaço disponível para outras fontes de geração. O sandbox ONS–DSO surge dessa realidade.

Vejo seu valor menos como um teste para descobrir se é possível cortar geração distribuída tecnicamente, já sabemos que isso pode ser feito  e muito mais como um laboratório para responder questões estruturais.

Até onde deve ir a atuação do ONS? Qual passa a ser o papel operacional da distribuidora? Quais REDs devem ser acionáveis? Como tratar os sistemas já instalados? Como medir a resposta? Como atribuir responsabilidades? E, principalmente, como transformar flexibilidade em valor econômico para o sistema?

São essas respostas que podem definir a próxima etapa da geração distribuída no Brasil. A discussão já deixou de ser apenas sobre conectar mais megawatts. Agora é sobre como operar esses megawatts dentro de um sistema cada vez mais distribuído, digital e bidirecional. E essa, para mim, é a mudança que merece ser acompanhada.

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