MMGD: associações pedem à Aneel resposta regulatória para uma rede sob nova pressão

Quatro entidades do setor elétrico – Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa (Abragel), Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica (Apine), Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia (Abiape) e Sindicato Intermunicipal das Empresas de Geração, Transmissão e Distribuição de Energia de Minas Gerais (SINGTD) – encaminharam à Aneel Agência Nacional de Energia Elétrica uma carta pedindo celeridade na adoção de medidas regulatórias para lidar com os efeitos da expansão da micro e minigeração distribuída (MMGD). Entre os pontos levantados estão critérios de conexão que considerem os efeitos cumulativos sobre o Sistema Interligado Nacional (SIN), mecanismos de fiscalização de instalações irregulares, tratamento do curtailment e avaliação da aplicação de tarifa horária.

A dimensão do problema mudou rapidamente. Segundo dados utilizados pelas entidades, a MMGD passou de aproximadamente 1,3 MW em 2012 para 47,85 GW ao final de 2025, sendo 97,6% dessa potência de origem solar fotovoltaica. Enquanto isso, a carga média do SIN teria avançado de cerca de 58,24 GW para 81,42 GW no mesmo intervalo. O contraste é relevante para a operação: a geração distribuída solar cresce muito mais rapidamente que a demanda elétrica, alterando a curva de carga líquida e aumentando a ocorrência de períodos nos quais a geração disponível é elevada justamente quando o consumo é menor.

Dados mais recentes da EPE Empresa de Pesquisa Energética mostram a velocidade dessa mudança também pelo volume de energia efetivamente injetada na rede. A geração da MMGD cresceu 41,8% em 2025, ou 16,2 TWh adicionais, e as distribuidoras projetam crescimento de mais 18,1% em 2026. Em 2025, a energia injetada pela MMGD representou 17,8% do consumo cativo; para 2026, a expectativa é de 21,2%. A questão, portanto, já deixou de ser apenas de expansão da geração solar: tornou-se uma questão de engenharia da rede de distribuição, previsibilidade, observabilidade e coordenação entre recursos distribuídos e operação sistêmica.

É nesse ponto que o curtailment ganha importância. Em sistemas com elevada penetração de fontes variáveis, não basta possuir capacidade instalada; é necessário que geração, carga, transmissão, distribuição, armazenamento e recursos de flexibilidade possam ser coordenados temporalmente. A MMGD acrescenta uma característica particular ao problema: grande parte da geração solar está conectada em baixa ou média tensão e não está submetida ao mesmo nível de supervisão operacional da geração centralizada. Documento técnico do ONS citado pelo governo já havia apontado que a expansão da MMGD pode reduzir a demanda líquida atendida pela geração centralizada e ampliar a necessidade de cortes em períodos de sobreoferta, especialmente durante as horas de maior insolação.

A discussão regulatória envolve, portanto, uma camada essencialmente técnica: quanto da geração distribuída pode ser conectada em determinado ponto da rede sem comprometer tensão, fluxo de potência, proteção, qualidade e capacidade de operação? O problema não pode ser resolvido apenas pela soma da potência instalada. Uma mesma quantidade de megawatts distribuída em alimentadores diferentes produz impactos distintos, dependendo da topologia, da carga local, da capacidade de transformação, do fluxo reverso e das condições operativas. Por isso, as entidades defendem que os critérios de conexão passem a considerar não apenas a capacidade local da distribuição, mas também os efeitos cumulativos da expansão sobre o SIN.

Outro eixo da carta é a chamada MMGD à revelia, relacionada a instalações cuja potência ou capacidade de injeção efetiva não corresponde às informações registradas junto às distribuidoras. A questão ganhou relevância depois que estimativas do ONS apontaram uma diferença potencial de 11,8 GW a 14,6 GW associada a MMGD não registrada ou não refletida integralmente nas bases de dados. É importante, entretanto, não transformar essa estimativa em número de instalações irregulares: ela foi obtida por método indireto, a partir das diferenças entre curvas de carga esperada e observada, e não constitui identificação direta de 15 GW de instalações clandestinas.

As inspeções realizadas pelas distribuidoras oferecem uma segunda perspectiva. Em levantamento envolvendo 19 concessionárias, foram mapeadas 70.187 unidades consumidoras suspeitas e inspecionadas 22.739. Foram encontradas irregularidades em 13.402 inspeções. A potência efetivamente confirmada como geração à revelia, entretanto, foi de 87,93 MW, equivalente a 0,31% dos 28 GW de MMGD registrada nos grupos avaliados. A diferença entre a estimativa sistêmica do ONS e o que foi confirmado em campo reforça a necessidade de aprimorar tanto a metodologia de identificação quanto a qualidade dos dados cadastrais utilizados na operação.

Do ponto de vista de automação e digitalização, esse é um dos aspectos mais relevantes do debate. A expansão da geração distribuída exige uma rede progressivamente mais observável e controlável. Medidores inteligentes, telemetria, sistemas de gerenciamento de distribuição (ADMS), análise de dados, detecção de anomalias e modelos de fluxo de potência tornam-se instrumentos para identificar divergências entre o comportamento esperado e o comportamento real dos ativos conectados. A própria agenda regulatória da Aneel para 2026-2027 inclui requisitos de observabilidade, operabilidade e controlabilidade de Recursos Energéticos Distribuídos (RED) e aprimoramentos para a gestão dos excedentes de geração na distribuição.

A tarifa também entra nessa equação. As associações defendem a avaliação de uma tarifa horária para a MMGD, argumento relacionado à necessidade de aproximar sinais econômicos das condições efetivas de operação da rede. Uma geração solar concentrada no intervalo de maior irradiância tem valor operacional diferente daquele de uma geração disponível durante o período de ponta. Com armazenamento, resposta da demanda e tarifação dinâmica, o sistema pode deslocar parte do consumo para os períodos de maior disponibilidade de energia, reduzindo a necessidade de cortes e melhorando a utilização da infraestrutura.

Há ainda a dimensão econômica. As entidades afirmam que os subsídios associados ao Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE) chegaram a R$ 17,1 bilhões em 2025 e a R$ 10,7 bilhões nos primeiros sete meses de 2026. A discussão sobre custos e benefícios da MMGD, porém, não é nova: a Lei 14.300/2022 estabeleceu a necessidade de uma metodologia específica para sua valoração, e a agenda regulatória 2026-2027 da Aneel prevê a regulamentação dessa metodologia para 2027. A mesma agenda prevê, para 2026, aprimoramentos relacionados à gestão dos excedentes de geração na distribuição.

A discussão revela uma transição importante no desenho do sistema elétrico brasileiro. A MMGD foi concebida para aproximar geração e consumo e permitir que consumidores produzam sua própria energia, mas sua escala atual transforma milhares — e potencialmente milhões — de instalações individuais em um recurso energético distribuído de dimensão sistêmica. A rede passa a lidar não apenas com consumidores que demandam energia, mas com consumidores-prosumidores capazes de inverter o fluxo de potência, injetar excedentes e alterar rapidamente a carga líquida de seus alimentadores.

O desafio regulatório, portanto, não é simplesmente restringir o crescimento da MMGD. É transformar sua expansão em um recurso operacionalmente administrável. Isso exige dados confiáveis, critérios locacionais de conexão, inversores com funções avançadas de controle, capacidade de monitoramento, armazenamento, resposta da demanda, coordenação entre distribuidoras, ONS, CCEE e Aneel e sinais econômicos compatíveis com os horários de produção e consumo. A própria Aneel mantém painel atualizado de acompanhamento da MMGD e, em sua agenda regulatória, já posiciona observabilidade e controlabilidade dos recursos distribuídos como temas estruturantes. O caso brasileiro passa, assim, de uma lógica de “conectar geração” para uma lógica de “operar recursos distribuídos”. Para a engenharia elétrica e para a automação, essa mudança é decisiva: quanto maior a participação de recursos distribuídos e variáveis, maior a necessidade de transformar milhões de pontos da rede em fontes de informação operacional — e, progressivamente, em ativos que possam responder aos sinais técnicos e econômicos do sistema.