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Controle da geração distribuída saiu do debate e entrou no piloto: o que o integrador precisa acompanhar agora
ONS e ANEEL avançam em testes de controle da geração distribuída. Entenda o que o piloto significa — e o que ainda não mudou — para integradores e gestores.
ONS e ANEEL avançam na discussão sobre monitoramento e controle de geração solar distribuída. Cinco distribuidoras foram selecionadas para um projeto-piloto. Ainda não é uma nova obrigação nacional — mas é um sinal importante para quem administra ativos solares.
Durante anos, para boa parte do mercado de geração distribuída, conectar uma usina significava concluir praticamente toda a relação técnica com a rede.
O projeto era aprovado.
A usina entrava em operação.
O medidor era instalado.
E, dali em diante, a preocupação do integrador passava principalmente para geração, manutenção e faturamento.
Esse modelo começa a ser questionado.
Em 16 de setembro de 2026, a Folha informou que o Operador Nacional do Sistema Elétrico selecionou CPFL Paulista, Cemig, Copel, Energisa Mato Grosso e Neoenergia Elektro para um projeto que deverá testar mecanismos de maior controle sobre recursos energéticos distribuídos, incluindo geração solar. Segundo a reportagem, a informação consta de uma carta encaminhada pelo ONS à ANEEL, que analisa a criação de um sandbox regulatório para o tema.
É importante começar pelo que isso não significa.
Não existe, por causa dessa notícia, uma nova obrigação nacional mandando instalar equipamento de controle em todas as usinas solares.
A Neoenergia Cosern também não está entre as cinco distribuidoras indicadas nessa etapa.
Mas o movimento merece atenção.
O problema mudou de escala
Quando existiam poucos sistemas solares espalhados pela rede, a distribuidora precisava basicamente saber que eles estavam conectados.
Com milhões de sistemas distribuídos, a situação muda.
Painéis solares produzem mais energia justamente durante o período diurno. Em determinados momentos, a soma da geração centralizada com a geração distribuída pode produzir excesso de oferta no sistema.
O ONS precisa manter geração e consumo equilibrados praticamente o tempo inteiro.
Só que boa parte da geração distribuída está fora da supervisão direta do operador nacional.
É nesse contexto que aparecem três palavras que o setor vai ouvir cada vez mais: observabilidade, operabilidade e controlabilidade.
A própria ANEEL colocou esses conceitos no centro da Consulta Pública nº 033/2026, aberta de 10 de setembro a 9 de novembro. A proposta discute uma atualização do Módulo 3 do PRODIST para integrar de maneira mais inteligente geração distribuída, baterias, veículos elétricos e outros recursos conectados à rede.
Observar não é necessariamente desligar
Existe uma tendência de resumir esse debate na frase:
Vão desligar minha usina.
É cedo demais para dizer isso.
A discussão regulatória é mais ampla.
Observabilidade significa a rede conseguir saber melhor o que está acontecendo.
Operabilidade envolve a capacidade de interagir operacionalmente com determinados recursos.
Controlabilidade significa que, nos casos e condições que venham a ser definidos pela regulação, determinados recursos possam responder a comandos.
A ANEEL afirma que a proposta envolve requisitos de monitoramento, comunicação, proteção, qualidade da energia e controle da potência injetada, diferenciando exigências conforme porte e impacto do recurso.
As regras finais ainda estão em discussão.
Portanto, transformar a consulta pública em uma obrigação já existente seria incorreto.
Por que essas cinco distribuidoras?
Segundo a reportagem, o ONS considerou a elevada capacidade instalada de geração distribuída nas áreas dessas concessionárias e o nível de maturidade tecnológica de suas redes.
O teste poderá utilizar ferramentas como ADMS e DERMS.
Os nomes parecem complicados, mas a ideia é simples.
ADMS é uma categoria de sistema usado para gerenciar a operação da rede de distribuição.
DERMS é voltado especificamente para coordenar recursos distribuídos: painéis solares, baterias, carregadores de veículos elétricos e outros equipamentos instalados perto do consumidor.
Em vez de a distribuidora enxergar apenas uma rede cheia de pontos de consumo, ela passa a enxergar milhares de pequenos recursos que podem consumir, produzir ou armazenar energia.
O que muda hoje para o integrador?
Hoje, praticamente nada na obrigação regulatória do projeto já conectado.
Mas existe uma mudança importante na direção do mercado.
Até pouco tempo, um cadastro de usina podia ser tratado quase exclusivamente como histórico comercial.
Nome do cliente.
Potência.
Inversor.
Data da instalação.
Garantia.
A evolução regulatória aponta para uma operação em que os dados técnicos do ativo podem ganhar importância crescente.
Quem administra centenas de usinas precisará saber exatamente qual ativo está conectado a qual unidade consumidora, com qual potência, qual inversor, qual configuração e em qual distribuidora.
Não porque todos esses dados tenham virado uma exigência nova hoje.
Mas porque operar uma carteira de ativos sem conhecer tecnicamente os próprios ativos tende a ficar cada vez mais difícil.
Existe uma diferença entre vender uma usina e operar uma usina
O integrador tradicional costuma construir sua estrutura comercial em torno da venda.
Lead.
Proposta.
Financiamento.
Projeto.
Instalação.
Homologação.
Fim.
O problema é que o sistema elétrico está caminhando na direção oposta.
Quanto mais geração distribuída existe, maior se torna a importância do que acontece depois da conexão.
Mudança de titularidade.
Alteração de potência.
Troca de inversor.
Rateio.
Dados da unidade consumidora.
Chamados da distribuidora.
Atualizações regulatórias.
Intervenções técnicas.
Documentos do ativo.
Uma empresa que vendeu 500 sistemas não possui apenas 500 clientes antigos.
Ela possui potencialmente 500 ativos conectados à rede que podem precisar ser identificados, atualizados e administrados durante anos.
E a Cosern?
Até agora, a Neoenergia Cosern não aparece entre as cinco distribuidoras citadas no projeto divulgado em 16 de setembro.
A distribuidora do grupo Neoenergia escolhida foi a Neoenergia Elektro, que atua principalmente em São Paulo e Mato Grosso do Sul.
Isso não significa que as futuras regras ficarão restritas às áreas dessas distribuidoras.
O próprio caráter de um piloto é testar soluções antes de uma eventual aplicação mais ampla.
A Consulta Pública nº 033/2026 é nacional e continua aberta para contribuições até 9 de novembro de 2026.
Por isso, um integrador do Rio Grande do Norte não precisa alterar hoje seus equipamentos por causa desse projeto.
Mas deveria acompanhar o resultado.
A consequência prática para quem administra usinas
O mercado de geração distribuída passou muitos anos preocupado em conectar mais potência.
A próxima fase tende a exigir algo diferente: saber exatamente o que está conectado.
Isso parece uma diferença pequena.
Não é.
Quando uma operação possui dez usinas, alguém pode lembrar qual inversor foi instalado em cada uma.
Com cem, isso já começa a falhar.
Com mil, memória e planilha deixam de ser estratégia.
A discussão sobre controle da geração distribuída ainda está em construção, e seria precipitado afirmar qual equipamento ou obrigação chegará ao integrador.
Mas a direção regulatória já é suficientemente clara para uma decisão operacional simples: cadastro técnico, histórico e vínculo entre usina, equipamento e unidade consumidora deixaram de ser burocracia de pós-venda. São infraestrutura da operação.
Fontes
- Folha de S.Paulo / C-Level — 16 de setembro de 2026, "ONS e Aneel escolhem cinco distribuidoras para testar controle da geração distribuída no setor elétrico"
- ANEEL — 8 de setembro de 2026, "ANEEL propõe novas regras para preparar a rede elétrica para geração solar, baterias e veículos elétricos". A Consulta Pública nº 033/2026 está aberta de 10 de setembro a 9 de novembro de 2026
- ANEEL — Micro e Minigeração Distribuída, página oficial sobre o SCEE e as regras de geração distribuída
Erik Guilherme
CEO da Erlis Tecnologia