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CP 33/2026: o pós-venda solar pode estar prestes a mudar
A Consulta Pública 33/2026 da ANEEL propõe monitoramento e controle de recursos distribuídos. Entenda o impacto operacional para integradores solares.
A ANEEL colocou em consulta requisitos de observabilidade, operabilidade e controlabilidade para recursos conectados à distribuição. Para o integrador, a mudança mais importante talvez não esteja no inversor — mas na necessidade de conhecer e administrar tecnicamente cada ativo instalado ao longo dos anos.
Imagine um integrador que começou a instalar energia solar em 2018.
O negócio cresceu.
Primeiro foram 20 clientes.
Depois 100.
500.
1.000 sistemas instalados.
Durante anos, cada venda terminava mais ou menos da mesma forma:
projeto aprovado;
equipamento instalado;
vistoria concluída;
usina conectada.
O cliente recebia acesso ao aplicativo do inversor.
O integrador arquivava alguns documentos.
E a equipe comercial partia para a próxima venda.
Agora imagine que, alguns anos depois, uma nova regra exige saber:
qual equipamento está instalado em cada unidade?
Qual firmware?
Qual protocolo de comunicação?
Qual potência pode ser controlada?
O equipamento aceita comando remoto?
Quem possui a credencial?
A comunicação está funcionando?
Quem responde quando a distribuidora envia uma solicitação?
De repente, aquilo que parecia "pós-venda" vira infraestrutura operacional.
É por isso que a Consulta Pública nº 33/2026 da ANEEL merece atenção dos integradores.
Não é apenas uma consulta sobre inversores
A ANEEL abriu a CP 33/2026 para discutir a revisão do Módulo 3 do PRODIST.
O objetivo é criar requisitos para os chamados Recursos Energéticos Distribuídos — REDs.
Nessa categoria entram:
- geração solar distribuída;
- armazenamento por baterias;
- veículos elétricos;
- cargas controláveis;
- outros recursos conectados às redes de distribuição.
A proposta adota três conceitos centrais: observabilidade, operabilidade e controlabilidade.
O prazo para contribuições vai de 10 de setembro a 9 de novembro de 2026.
Portanto, tudo o que discutimos aqui precisa ser entendido como proposta regulatória, e não como regra definitiva.
O que significa observabilidade na prática?
Para uma distribuidora, observar um recurso significa receber informações suficientes para entender sua condição operacional.
Na proposta analisada durante a consulta, isso envolve dados como potência gerada ou injetada, consumo, tensão, frequência, energia reativa, estado de funcionamento e alarmes.
A atualização dessas informações pode chegar a intervalos de poucos minutos, conforme os requisitos submetidos à discussão.
Compare isso com boa parte da operação atual do integrador.
O monitoramento costuma responder: "o inversor está online?"
A rede do futuro poderá exigir perguntas muito mais específicas: "quanto esse recurso está injetando neste instante e como ele responderá se receber um comando?"
São níveis completamente diferentes de gestão.
Operabilidade: não basta enxergar
O segundo conceito é operabilidade.
Um recurso observável envia informações.
Um recurso operável possui mecanismos que permitem coordenar sua atuação.
Isso exige comunicação confiável.
Protocolos.
Disponibilidade.
Segurança.
Identificação do ativo.
Relacionamento correto entre equipamento e ponto de conexão.
A camada elétrica passa a depender cada vez mais da camada digital.
E então chegamos à controlabilidade
Este é o ponto mais sensível da CP.
A proposta contempla a possibilidade de recursos responderem a comandos da distribuidora.
Entre as funções discutidas estão:
- limitação de potência ativa injetada;
- ajustes relacionados à potência reativa;
- comandos de conexão e desconexão;
- atuação automática quando determinados limites forem ultrapassados.
Segundo análise da minuta publicada pelo pv magazine, os recursos abrangidos teriam de ser capazes de receber e executar determinados comandos em até 20 segundos.
Ainda é uma proposta.
Mas só essa possibilidade já muda a forma como o integrador deveria pensar seu parque instalado.
O parque existente também entrou na discussão
Se a regra atingisse apenas equipamentos vendidos a partir de uma determinada data, o problema seria relativamente simples.
Atualiza-se o projeto.
Atualiza-se a lista de equipamentos homologados.
Atualiza-se o processo de instalação.
Mas a CP 33/2026 também discute retrofit de parte das instalações existentes.
A alternativa submetida à consulta concentra essa adaptação principalmente em minigeração distribuída, acima de 75 kW nos limites regulatórios aplicáveis, e em usinas classificadas como Tipo III.
A estimativa apresentada nas análises do setor supera 33 GW de potência potencialmente alcançada pelos requisitos de monitoramento e controle.
Ao mesmo tempo, milhões de pequenos microgeradores já conectados ficariam fora dessa adaptação retroativa.
Isso é importante porque evita transformar a discussão em "todos os telhados brasileiros precisarão ser reformados".
Não é essa a proposta.
O que são usinas Tipo III?
O termo é menos conhecido pelo integrador convencional.
De forma simplificada, são centrais conectadas fora da Rede Básica que, conforme sua classificação operacional, não possuem programação ou despacho centralizado pelo ONS.
O próprio ONS aponta que existe uma quantidade relevante de potência instalada nessas usinas conectadas à distribuição sem supervisão e capacidade de controle em tempo real.
Somadas à expansão da MMGD, elas passaram a ter impacto relevante sobre a operação do Sistema Interligado Nacional.
Por que o ONS está preocupado?
Porque o tamanho da geração distribuída deixou de ser desprezível.
O PAR/PEL do ONS mostra crescimento expressivo da participação da MMGD e das usinas Tipo III no atendimento à demanda brasileira.
Em determinados momentos de baixo consumo, especialmente com forte geração solar, uma parcela muito grande da carga pode estar sendo atendida por recursos que o ONS não controla diretamente.
Isso cria um problema operacional.
Quando sobra geração, o operador consegue mandar grandes usinas reduzirem sua produção.
Mas quanto mais geração migra para recursos distribuídos não supervisionados, menor fica a parcela diretamente controlável do sistema.
A discussão da CP 33/2026 nasce nesse contexto.
O problema do integrador começa no cadastro
Imagine que você administre 700 sistemas.
A distribuidora envia uma exigência de adequação para 38 deles.
Você consegue responder imediatamente:
quais são?
Qual inversor está instalado?
Qual número de série?
Qual firmware?
Qual potência nominal?
Qual padrão de comunicação?
Quem possui acesso administrativo?
Qual prestador fez a instalação?
Existe documentação atualizada?
A usina mudou de titular?
Houve troca de inversor?
Existe modem ou gateway?
A comunicação está operacional?
Se a resposta estiver espalhada entre WhatsApp, Google Drive, planilha e memória de funcionário, a dificuldade já existe antes de qualquer nova regra entrar em vigor.
Homologar e esquecer tende a ficar cada vez menos viável
O setor fotovoltaico brasileiro foi construído com uma cultura predominantemente comercial.
O integrador vende.
Projeta.
Instala.
Homologa.
Entrega.
A CP 33 aponta para um futuro em que a usina permanece sendo um ativo operacional conectado à rede durante toda a sua vida útil.
Isso muda o conceito de pós-venda.
Não é apenas atender quando o inversor apresenta defeito.
Pode envolver manter atualizados:
dados do ativo;
configurações;
comunicação;
documentação;
histórico de intervenções;
firmware;
equipamentos substituídos;
dados da unidade consumidora;
situação de conexão.
A ANEEL não está escolhendo uma marca de equipamento
Existe um detalhe relevante na proposta oficial.
A Agência afirma que pretende estabelecer funcionalidades esperadas, sem determinar marcas, equipamentos ou soluções tecnológicas específicas.
Isso é saudável do ponto de vista tecnológico.
Mas transfere uma responsabilidade para o projeto.
Não basta perguntar: "Esse inversor é homologado?"
Pode ser necessário perguntar: "Esse conjunto atende às funcionalidades exigidas para esta classe de conexão?"
São perguntas diferentes.
O integrador precisará olhar para telecomunicações
Quando geração passa a depender de observabilidade e comandos, comunicação deixa de ser acessório.
Internet.
Rede móvel.
Protocolos.
Gateway.
APIs.
Segurança cibernética.
Disponibilidade.
Credenciais.
Todos passam a fazer parte da operação do ativo.
O inversor pode estar eletricamente perfeito e, mesmo assim, o requisito de comunicação estar indisponível.
Para uma empresa com uma usina isso é um chamado.
Para uma administradora com centenas de ativos isso é gestão de infraestrutura.
E o retrofit?
Talvez esse seja o maior ponto comercial da proposta.
Se parte das minigerações existentes tiver que se adequar, alguém terá de fazer essa adequação.
Primeiro será necessário descobrir o que existe instalado.
Depois avaliar compatibilidade.
Em alguns casos poderá bastar configuração ou comunicação.
Em outros, talvez sejam necessários novos dispositivos ou substituições.
Ainda é cedo para afirmar quais equipamentos precisarão ser alterados porque a norma definitiva não existe.
Mas existe uma conclusão operacional que independe disso: quem possui um inventário técnico confiável de sua carteira começa muito à frente.
Quem paga continua sendo uma questão importante
Uma das perguntas levantadas no debate é justamente o custo de adaptação.
Se um empreendimento foi conectado corretamente pelas regras existentes e posteriormente uma nova exigência operacional surgir, quem arcará com equipamentos, comunicação, configuração e manutenção?
A consulta pública é exatamente o momento para associações, fabricantes, integradores, investidores e consumidores discutirem esse tipo de efeito.
Não é apenas uma questão de engenharia.
É uma questão econômica.
Controle também significa registro
Existe outro ponto pouco discutido.
Se uma usina puder receber comandos externos, será necessário saber:
quando o comando foi recebido;
quem o originou;
qual era o limite anterior;
qual novo limite foi aplicado;
por quanto tempo;
quanto a usina efetivamente entregou;
quando a restrição terminou.
Isso cria uma nova dimensão de histórico operacional.
Um relatório mensal que mostra apenas geração prevista × geração realizada pode deixar de contar a história completa.
Uma redução de geração causada por falha é uma coisa.
Uma redução causada por limitação comandada pela rede é outra.
Confundir as duas produz análise errada.
Isso conversa diretamente com gestão financeira
Suponha uma usina de investimento.
Ela possui contrato de locação ou outra relação econômica ligada à quantidade de energia entregue.
Em determinado período há uma limitação externa de potência.
A geração cai.
Isso afeta:
- energia disponibilizada;
- créditos;
- economia do consumidor;
- receita;
- indicador de performance;
- fechamento mensal.
Se o sistema de gestão não diferencia indisponibilidade técnica de restrição operacional externa, alguém poderá atribuir ao equipamento uma perda que não foi causada por ele.
Ou pior: calcular financeiramente um contrato sobre uma premissa operacional errada.
Não espere a resolução final para organizar seus dados
Seria precipitado comprar equipamentos ou alterar projetos agora exclusivamente por causa da CP 33/2026.
Mas organizar dados não depende da decisão da ANEEL.
Um integrador já deveria conseguir responder para cada ativo:
Quem é o titular?
Qual é a UC?
Qual é a usina?
Qual é a potência?
Qual equipamento está instalado?
Qual número de série?
Qual firmware?
Quando foi instalado?
Quem mantém?
Qual o histórico de substituições?
Como é monitorado?
Está online?
Esse cadastro já é valioso hoje.
Se os requisitos de controlabilidade avançarem, ele ficará ainda mais importante.
A próxima geração do integrador não vende apenas sistemas
O mercado fotovoltaico brasileiro cresceu vendendo instalação.
A próxima etapa será administrar ativos.
Baterias reforçam essa tendência.
Medidores inteligentes reforçam essa tendência.
Tarifas mais dinâmicas reforçam essa tendência.
E a CP 33/2026 talvez seja um dos sinais regulatórios mais claros dessa transformação.
A pergunta deixou de ser apenas: "quantas usinas você instalou?"
A pergunta passa a ser: "você sabe exatamente o que está acontecendo em cada uma delas?"
Empresas que responderem a essa pergunta com dados terão uma vantagem.
Empresas que responderem procurando uma planilha provavelmente terão trabalho.
Fontes
- ANEEL, 8 de setembro de 2026 — "ANEEL propõe novas regras para preparar a rede elétrica para geração solar, baterias e veículos elétricos". Consulta Pública nº 33/2026, aberta de 10 de setembro a 9 de novembro de 2026
- ANEEL, Consulta Pública nº 33/2026 — proposta de revisão do Módulo 3 do PRODIST para requisitos de observabilidade, operabilidade e controlabilidade dos Recursos Energéticos Distribuídos
- ONS, PAR/PEL 2025 — análise da expansão da MMGD e das usinas Tipo III, da participação desses recursos no atendimento à demanda e dos desafios de supervisão e controlabilidade do SIN
- ONS, Projeto Interface ONS–DSO — estudos sobre integração operacional entre Operador Nacional do Sistema, distribuidoras e Recursos Energéticos Distribuídos
- pv magazine Brasil, 10 de setembro de 2026 — "Aneel propõe controle de parte da geração distribuída existente". Análise dos requisitos, instalações potencialmente alcançadas e prazos contidos na proposta
Erik Guilherme
CEO da Erlis Tecnologia