O setor de energia elétrica enfrenta, atualmente, um duplo desafio. Por um lado, crescentemente modernas tecnologias se apresentam como soluções de antigos – e novos – problemas.

Por outro lado, a mãe-natureza reivindica atenção, esclarecendo sua primazia e a urgência de controlar o galopante crescimento dos eventos climáticos extremos e do aquecimento global. A substituição de combustíveis fósseis por fontes renováveis se insere bem no cardápio de alternativas no equacionamento deste problema.

Neste contexto, aparece um consumidor mais exigente e antenado, gerando sua própria energia, adquirindo veículos elétricos e buscando o mercado livre, para reduzir o custo da sua energia. A rede de distribuição passa a ser composta de múltiplos elementos, os chamados REDs (Recursos energéticos distribuídos), com fluxos de energia bidirecionais.

Este cenário oferece uma complexidade muito maior às distribuidoras, que precisam remunerar os seus investimentos, e ainda oferecer dois atributos fundamentais: a resiliência e a flexibilidade.

No Brasil, o ingrediente adicional a este contexto é o vencimento de contratos de concessão de distribuição de energia elétrica equivalentes a 60% do consumo do país, a partir de 2025. A situação ofereceu a oportunidade de incluir nos novos contratos de concessão diretrizes sobre desafios extraordinariamente contemporâneos, como a digitalização e a resiliência. Esta constatação se evidencia no Decreto 12.068/2024, de 21 de junho de 2024, que regulamenta as regras do processo de prorrogação das concessões de distribuição de energia elétrica.

A Portaria MME 111, de 18 de junho de 2025, estabelece as diretrizes gerais para estímulo à digitalização gradual das redes e do serviço de distribuição de energia elétrica de baixa tensão. Em 19 de setembro de 2025, o Ministério de Minas e Energia abre consulta pública sobre diretrizes para implantação de medidores inteligentes no Brasil e em 27 de janeiro de 2026, a Aneel publica a Consulta Pública 001/2026 (CP 001/2026) sobre modernização dos Sistemas de Medição. Na Nota Técnica 16/2025, a agência recomenda a instalação adicional de 2% de medidores inteligentes por ano, sujeita a avaliação de custo-benefício (ACB) ao final do primeiro ano.

De fato, a experiência latino-americana mostra que não há transição energética possível sem redes inteligentes. A expansão da geração distribuída, o avanço da eletromobilidade e a abertura de mercado, por exemplo, exigem visibilidade, controle e capacidade de resposta em tempo real — atributos que só são viabilizados por meio de sistemas de medição avançada (AMI, do inglês, Advanced Measurement Infraestructure) e pela digitalização das redes.

No paper: “Acelerando a medição inteligente: diretrizes regulatórias para a massificação na América Latina”, a Adelat (Associação das Distribuidoras de Energia Elétrica Latino-Americanas), consolidada e documenta a experiência acumulada por distribuidoras localizadas na América Latina, no que se refere à implementação da AMI e apresenta recomendações, que também constam da sua contribuição para a CP 001/2026.

A primeira evidência é que, via de regra, as distribuidoras da América Latina estão em estágio incipiente no que se refere à implementação da AMI, com duas exceções: o Uruguai e a Costa Rica, cujos percentuais de implantação desta tecnologia superam 80% e 54%, respectivamente.  

Este estágio inicial oferece tanto desafios quanto oportunidades. Entre os desafios, se destaca o volume de investimentos requeridos para a implementação da AMI nestes países. No paper “Sem investimento, não há transição: o futuro da distribuição de energia elétrica na américa latina”, publicado pela Adelat em 2024, em sete países latino-americanos estudados, e em um horizonte de 17 anos, o investimento necessário é estimado em US$ 51,4 bilhões para a implantação completa da AMI e US$ 25,7 bilhões, no cenário de implementação parcial.

As experiências de países latino-americanos sugerem que a falta de uma política pública nacional em muitos casos limita a implantação para o que podemos chamar de “nichos de rentabilidade”, como grandes consumidores ou áreas de maior incidência de fraude, impedido que escalem para o território nacional.

Por outro lado, os países latino-americanos, por se encontrarem em fase inicial de implantação do AMI, têm a oportunidade de pular a fase 1.0 e adotar dispositivos com capacidade de computação de borda (Edge Computing), para evitar a obsolescência precoce.  

Outro ponto crítico diz respeito à natureza dos ativos envolvidos. A infraestrutura de medição avançada não pode ser tratada como um conjunto de equipamentos isolados. Trata-se de um ecossistema integrado, que envolve medidores, sistemas de comunicação, plataformas de gestão de dados e soluções de cibersegurança. A fragmentação dessa cadeia compromete a eficiência operacional e aumenta riscos sistêmicos. 

Por isso, a experiência regional demonstra que o modelo mais eficaz é aquele em que a distribuidora detém a propriedade e a responsabilidade integral sobre esse ecossistema, garantindo coerência técnica, integração com os sistemas existentes, segurança da informação e capacidade de resposta diante de falhas ou contingências. Some-se a isso que, uma vez que os equipamentos e sistemas são considerados ativos de distribuição incorporados à base de ativos regulatória, o financiamento e a escalabilidade destes projetos são facilitados.

Esse ponto se conecta diretamente a outro grande desafio: o desenho do modelo econômico-regulatório. A digitalização exige investimentos significativos, mas com características distintas dos ativos tradicionais. Parte relevante do valor está em software, serviços e sistemas que não se enquadram na lógica convencional de remuneração baseada exclusivamente em capex. Nesse contexto, a adoção de abordagens mais flexíveis, como modelos de totex, torna-se essencial para evitar distorções que desincentivem a inovação.

Nesta mesma toada, citamos a vida útil dos ativos digitais. Diferentemente dos medidores convencionais, os componentes eletrônicos e de comunicação dos sistemas AMI estão sujeitos a ciclos tecnológicos mais curtos. Assim sendo, é importante ajustar a vida útil regulatória para horizontes mais compatíveis com a dinâmica tecnológica, da ordem de 10 anos.

Além disso, é fundamental que o reconhecimento tarifário desses investimentos ocorra de forma tempestiva. Modelos baseados exclusivamente em reconhecimento ex post — nos quais as distribuidoras precisam antecipar integralmente os investimentos até a próxima revisão tarifária — tendem a inviabilizar programas de grande escala. Experiências como a colombiana demonstram que mecanismos de reconhecimento ex ante e intraciclo são mais eficazes para viabilizar o financiamento e reduzir riscos regulatórios.

A forma de implementação também merece atenção. Em um país com as dimensões e heterogeneidades do Brasil, a imposição de metas uniformes de cobertura corre o risco de produzir ineficiências. A experiência internacional aponta que abordagens faseadas, iniciadas por projetos-piloto e com priorização de áreas de maior retorno — como regiões com perdas elevadas ou alta penetração de geração distribuída — geram melhores resultados. Isso exige conferir às distribuidoras maior discricionariedade na definição de suas estratégias, sempre ancoradas em análises custo-benefício robustas.

Do ponto de vista técnico, a regulação deve evitar prescrições excessivamente detalhadas e adotar uma postura de neutralidade tecnológica. A rápida evolução das soluções disponíveis torna arriscada a definição de padrões rígidos que podem se tornar obsoletos em poucos anos. Mais importante do que especificar tecnologias é estabelecer requisitos funcionais mínimos, como leitura remota, medição bidirecional, detecção de fraudes e capacidade de corte e reconexão à distância.

Adicionalmente, a digitalização amplia significativamente a superfície de exposição a riscos cibernéticos. A proteção da infraestrutura elétrica passa a depender de políticas robustas de segurança da informação, baseadas em padrões internacionais e em investimentos contínuos. Esses custos não podem ser tratados como acessórios: são parte integrante da infraestrutura moderna e devem ser reconhecidos no arcabouço regulatório.

Por fim, mas não menos importante, a transparência e comunicação com o consumidor é fator crítico de sucesso. O consumidor deve perceber a implantação da medição inteligente como um benefício, sendo colocado no centro deste processo. Somente desta maneira, será possível conquistar o seu engajamento e a sua confiança, necessários para uma implementação exitosa e sustentável, não só da medição inteligentes, mas da digitalização das redes de distribuição, de forma geral.

Durante el segundo y último día del evento Energyear Chile 2026, realizado en el Hotel Marriott, representantes del sector energético analizaron los desafíos que enfrenta la infraestructura eléctrica del país en el panel “Transmisión, distribución e infraestructura: operación de un sistema saturado, aprendizajes y desafíos reales de la infraestructura requerida por el mercado”.

La discusión reunió a autoridades regulatorias, empresas y gremios del sector, quienes coincidieron en que mejorar la planificación de las redes, acelerar proyectos de transmisión y actualizar el marco regulatorio serán claves para sostener el avance de las energías renovables y mejorar la confiabilidad del sistema eléctrico.

El panel fue moderado por Eduardo Andrade, secretario ejecutivo de la ACEN, quien mencionó que para que el mercado eléctrico funcione de forma eficiente es fundamental contar con una red de transmisión que actúe como facilitadora del sistema. “Para tener un mercado que opere bien y que sea lo más justo posible a lo largo del país, se requiere un sistema de transmisión que no imponga barreras ni obstrucciones”, afirmó.
Planificación de la transmisión
Uno de los temas centrales fue el proceso de planificación de la transmisión. Danilo Zurita, jefe del Departamento Eléctrico de la Comisión Nacional de Energía (CNE), explicó que las diferencias entre las propuestas del coordinador del sistema y el plan de expansión final del regulador se deben principalmente a que ambos procesos utilizan metodologías, modelos y momentos de análisis distintos.

Desde la industria, Javier Tapia, director ejecutivo de Transmisoras de Chile, planteó que el sistema de planificación se ha vuelto excesivamente complejo y con procesos superpuestos. Entre las propuestas de mejora mencionó ordenar las etapas del proceso, revisar el uso de las denominadas “obras urgentes” y actualizar la metodología de evaluación de proyectos para analizar portafolios de obras y considerar criterios como resiliencia.

El crecimiento de las energías renovables también está presionando la infraestructura existente. Carolina Zúñiga, directora de Sostenibilidad de ISA Energía Chile, dijo que la alta penetración de energías renovables variables exige redes más flexibles y resilientes, lo que implica cambios tanto técnicos como regulatorios.

Distribución
En el ámbito de la distribución, los panelistas coincidieron en la necesidad de avanzar en una reforma regulatoria. Connie Núñez, jefa de Regulación Transmisión del Grupo Empresas Chilquinta, resaltó que el actual esquema tarifario basado en una empresa modelo eficiente dificulta reconocer las inversiones reales de las compañías, lo que genera un desajuste entre las exigencias regulatorias y los recursos disponibles para fortalecer las redes.

En la misma línea, Roberto Cajamarca, director de Conocimiento y Estrategia de Adelat, advirtió que Chile requerirá alrededor de US$14.000 millones en inversiones en distribución hacia 2040 para preparar la red ante los desafíos de la transición energética.

Respecto a los retrasos en proyectos de transmisión, José Mauricio Restrepo, gerente de Ingeniería y Construcción de Conexión Energía, destacó que uno de los principales aprendizajes ha sido la importancia de una comunicación temprana con las comunidades y la disposición a ajustar los proyectos para facilitar su desarrollo.

Asimismo, durante el panel también se abordó la necesidad de fortalecer la coordinación institucional para enfrentar los desafíos del sistema eléctrico. En esa línea, Andrade advirtió que, pese a los diagnósticos existentes en el sector, aún persisten problemas estructurales en la expansión de redes y en la confiabilidad del sistema que requieren una mirada de largo plazo y mayor coordinación entre los actores.

Las siete principales economías de América Latina —entre ellas Brasil, México, Argentina, Colombia y Chile— necesitarían invertir más de US$50.000 millones en infraestructura de medición avanzada (AMI) hasta 2040 para lograr una transición energética efectiva.

Esa es una de las conclusiones de la investigación realizada por la asociación latinoamericana de empresas distribuidoras de energía eléctrica, Adelat, y la consultora GME.

AMI es un sistema integrado de medidores inteligentes, redes de comunicaciones y sistemas de gestión de datos que permite la comunicación bidireccional entre las empresas de servicios públicos y los clientes.

Aparte de Uruguay y Costa Rica, donde la cobertura de medidores inteligentes es de 100% y casi 60%, respectivamente, la región se queda rezagada frente a los mercados maduros. En la mayoría de los países latinoamericanos, la penetración es inferior a 10%. En Uruguay, la empresa estatal UTE encabezó la estrategia del país, mientras que Costa Rica cuenta con un plan de implementación obligatoria, basado en la regulación y que se está aplicando gradualmente por ubicación geográfica.

Roberto Cajamarca, director de gestión del conocimiento y estrategia de Adelat, expuso a BNamericas los objetivos de la investigación: “El estudio de ADELAT sobre AMI propone una hoja de ruta para superar la ‘paradoja de implementación’ que vive la región: aunque existe un consenso técnico sobre la necesidad de la medición inteligente, el despliegue masivo sigue frenado por marcos regulatorios diseñados para activos estáticos del siglo pasado.

“El estudio no sólo aborda el desafío financiero, sino que explora la necesidad de una regulación basada en la neutralidad tecnológica y estándares abiertos para evitar el cautiverio con proveedores y asegurar que la digitalización se traduzca en beneficios tangibles de eficiencia y confianza para el usuario final”.”

Junto con las barreras regulatorias y económicas, otras mencionadas en el informe incluyen limitaciones tecnológicas y de infraestructura, desafíos operativos y de implementación y factores sociales y culturales.

Superar estas barreras requiere marcos regulatorios que reconozcan todo el ecosistema de AMI, incluido el opex, y moneticen sus beneficios sociales, según el informe. También se considera necesario establecer normas técnicas obligatorias y mecanismos de certificación para reducir las fricciones tecnológicas.

Para la implementación universal en América Latina, se considera esencial que la regulación incorpore un análisis social de costo–beneficio que valore las externalidades, como las mejoras en la resiliencia y la calidad del servicio.

En Chile, un despliegue masivo planificado se detuvo en 2019 en medio de la oposición pública vinculada al carácter obligatorio del esquema y al hecho de que los pagadores de las facturas habrían asumido los costos.

La implementación habría resultado en un aumento neto para los usuarios de menos de 200 pesos (alrededor de US$0,22 a los tipos de cambio actuales) al mes, más barato que el pago de alquiler de los medidores tradicionales, según informes de prensa de la época. Sin embargo, habría permitido a los usuarios monitorear y gestionar el consumo e inyectar electricidad de vuelta a la red si eran autogeneradores, al mismo tiempo que contribuía a reducir los costos del sistema mediante la automatización de la lectura de medidores y la mejora de los tiempos de detección de fallas.

Una vez que se asentó el polvo, gran parte de la culpa se atribuyó a la campaña de comunicaciones y a los mensajes oficiales.

Adelat dice que una estrategia de vinculación con los usarios que “genere confianza y atienda las realidades locales, especialmente en territorios vulnerables” es indispensable.

Recientemente se presentó un proyecto de ley en el Congreso de Chile para obligar a los concesionarios de distribución a instalar medidores inteligentes sin costo para los clientes.

Las medidas podrían incorporarse potencialmente en una reforma del segmento de distribución, ampliamente considerada necesaria en el país.

Chilean-German Energy Partnership, un foro de diálogo político centrado en la energía, realizó investigaciones asociadas sobre alternativas regulatorias.

“En síntesis, la adopción masiva de [sistemas de medición, monitoreo y control] SMMC en Chile requiere de una combinación equilibrada de financiamiento adecuado, legitimidad social, reformas tarifarias que entreguen señales claras, y un rol protagónico del Estado en la conducción del proceso ,” señala un informe de la asociación. “Solo de esta manera será posible capturar plenamente los beneficios de digitalización, eficiencia y sostenibilidad que estos sistemas pueden aportar al desarrollo del sector eléctrico.”

Mientras tanto, Adelat también subraya la importancia de la tecnología para la transición energética de la región.

“Es el habilitador que permite integrar nuevas soluciones, como generación distribuida, la electromovilidad y los esquemas de respuesta a la demanda,” dice la asociación.

Añade que la penetración relativamente baja en la región representa tanto un desafío como una oportunidad.

“La baja penetración brinda una oportunidad para que la región salte la etapa de telemetría básica (AMI 1.0) y adopte directamente dispositivos de segunda generación (AMI 2.0),” dice Adelat. “Esto implica desplegar equipos con capacidad de procesamiento en el borde (edge computing), mayor granularidad de datos y ciberseguridad avanzada, evitando la obsolescencia temprana.”

El impulso de la región hacia la medición avanzada

Penetración estimada de medidores inteligentes de baja tensión por país en América Latina en 2024. Fuente: Adelat, IDB, Grupo Mercados Energéticos, ICE y comunicados de prensa.

Uruguay: 100%
Costa Rica: 57%
Honduras: 23%
Chile: 9%
México: 9%
Guatemala: 8%
Brasil: 6%
Colombia: 4%
Argentina: 3%
Ecuador: 3%
Perú: 1%
El Salvador: 1%
Paraguay: 1%
República Dominicana: 0%
Panamá: 0%
Nicaragua: 0%
Venezuela: 0%
Bolivia: 0%

Adelat tiene 31 miembros en 10 países, que en conjunto representan a más de 72 millones de clientes.

Fuente: BNAmericas

Del 14 al 16 de octubre, Buenos Aires se convertirá en el epicentro del sector eléctrico latinoamericano. CIDEL reunirá a expertos, reguladores y empresas para debatir tendencias, desafíos y soluciones innovadoras en distribución de energía.

El Congreso Latinoamericano de Distribución Eléctrica (CIDEL) regresa a la Argentina con su edición 2026, consolidándose como uno de los eventos más importantes de la región en el sector eléctrico.

Organizado por CACIER y ADEERA, y con el auspicio de CIER, CIRED y ADELAT, el encuentro se llevará a cabo del 14 al 16 de octubre en el Hotel Hilton de Buenos Aires.

Este congreso académico de alto nivel, que celebra su séptima edición, promete reunir a especialistas, investigadores, universidades, funcionarios públicos, empresas y reguladores, generando un espacio de intercambio de conocimientos y debate sobre las tendencias y los desafíos de la industria de distribución eléctrica.

Temas centrales y sesiones técnicas
CIDEL Argentina 2026 desarrollará seis sesiones técnicas que abordarán las áreas críticas del sector, incluyendo:

Aspectos técnicos: nuevas tecnologías, digitalización de redes y modernización de infraestructuras.
Regulación y políticas públicas: análisis de normativas y estrategias para una distribución eficiente y segura.
Sostenibilidad y medio ambiente: integración de energías renovables y prácticas de eficiencia energética.
Gestión y optimización de costos: soluciones innovadoras para reducir pérdidas y mejorar la operación de las redes eléctricas.
El congreso se distingue por la excelencia de los trabajos técnicos presentados y la calidad profesional de sus participantes, consolidándose como una plataforma clave para identificar soluciones a los retos actuales y futuros de la distribución eléctrica en América Latina.

Los organizadores invitan a la comunidad técnica a reservar las fechas y estar atentos a la apertura de inscripciones. Además, se espera el llamado a presentación de trabajos técnicos y la publicación de la agenda preliminar, que permitirá a los asistentes planificar su participación y aprovechar al máximo el intercambio de experiencias.

Con CIDEL Argentina 2026, la capital porteña se prepara para convertirse en el centro de innovación, debate y networking del sector eléctrico latinoamericano, ofreciendo una oportunidad única para analizar el futuro de la distribución de energía y sus servicios asociados.

El martes 10 de febrero se realizó la Asamblea General de Socios de la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT), en la que se aprobaron los representantes de las empresas asociadas y se llevó adelante la votación para la renovación de autoridades del Consejo Directivo.

En ese marco, se formalizó la designación de Ilídio Coutinho, representante de Enel Brasil, como nuevo Presidente del Consejo Directivo, en reemplazo de Aldo Pessanha.

Coutinho ejercerá la Presidencia hasta la finalización del mandato vigente. Es economista con 30 años de trayectoria y cuenta con amplia experiencia en el sector eléctrico brasileño, en el cual lideró proyectos con fuerte impacto regulatorio y económico, con foco en calidad de servicio, eficiencia operativa y sostenibilidad financiera.

Asimismo, la Asamblea confirmó la integración de los demás cargos del Consejo Directivo. Horacio Nadra (Adeera) continuará como Vicepresidente; Hugo Nunes (EDP) asumió como Secretario; y Patricio Molina (Fenacopel) fue confirmado como Tesorero. Con esta conformación, ADELAT consolida su esquema de gobernanza regional, representando a 31 empresas distribuidoras de 10 países, que en conjunto superan los 72 millones de conexiones y abastecen a más de 164 millones de personas en América Latina.

La Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT) presentó el DSO Brief “Acelerando la Medición Inteligente: Claves regulatorias para su despliegue en América Latina”, un estudio que analiza el estado actual de la medición inteligente en los sistemas de distribución eléctrica de la región, los distintos enfoques regulatorios y los principales desafíos para la expansión de la Infraestructura de Medición Avanzada (AMI).

El documento destaca el rol estratégico de la medición inteligente como habilitador del nuevo modelo de distribución eléctrica, en un contexto marcado por la electrificación de la demanda, el crecimiento de la generación distribuida y la necesidad de operar redes más eficientes, flexibles y resilientes.

A partir de información relevada entre distribuidoras de distintos países de América Latina, el estudio describe el nivel de avance del despliegue de AMI, las estrategias de implementación adoptadas y los diferentes ritmos de adopción existentes en la región.

El análisis evidencia trayectorias heterogéneas: mientras algunos países avanzan con despliegues masivos o cuentan con metas regulatorias explícitas, otros se encuentran aún en etapas piloto o desarrollan iniciativas focalizadas.

El DSO Brief presenta experiencias y casos de países como Uruguay, Costa Rica, Colombia, Brasil, Chile, Argentina, Guatemala y Perú, e identifica los factores regulatorios, económicos y operativos que condicionan el escalamiento de la medición inteligente.

Entre ellos se destacan los esquemas de incentivos, los mecanismos de recuperación de inversiones y el grado de alineación entre políticas públicas y estrategias empresariales.

Asimismo, el estudio aborda aspectos técnicos clave del sistema AMI, como sus funcionalidades, las tecnologías de comunicación utilizadas, los desafíos de interoperabilidad y la integración con los sistemas corporativos de las distribuidoras. También analiza cuestiones vinculadas a la gobernanza de datos, la ciberseguridad y la relación con los usuarios finales.

Finalmente, el documento examina los modelos económicos y de financiamiento actualmente utilizados en la región, así como las condiciones regulatorias necesarias para viabilizar inversiones sostenibles en esta infraestructura digital.

Con este nuevo DSO Brief, ADELAT busca aportar una visión integral que permita comprender el estado de la digitalización de la distribución eléctrica en América Latina y brindar insumos concretos para el diseño de políticas públicas y estrategias empresariales que impulsen una adopción sostenible de la Infraestructura de Medición Avanzada.

O setor elétrico brasileiro vive uma reconfiguração profunda. A abertura total do mercado de baixa tensão (Lei 15.269/2025), com cronograma em até 24 e 36 meses, inaugura um ambiente mais dinâmico e competitivo.

Esse movimento, combinado com a chegada de novos produtos e serviços, a difusão acelerada da micro e minigeração distribuída (MMGD), o avanço da digitalização das redes, a expansão da eletromobilidade, a integração crescente de fontes renováveis intermitentes e a necessidade de enfrentar a pobreza energética, traz desafios à agenda regulatória. Tais desafios exigem coordenação, aprimoramento de instrumentos regulatórios e adoção de práticas alinhadas às melhores experiências internacionais.

Trata-se de um novo paradigma no qual a rede deixa de ser apenas uma infraestrutura física para se tornar uma plataforma digital, descentralizada e com fluxos bidirecionais. Nessa transição, as distribuidoras passam a operar como verdadeiros operadores do sistema de distribuição (distribution system operators – DSOs).

A Associação de Distribuidoras de Energia Elétrica Latino-Americanas (Adelat) reforça, em seu DSO Brief (2025), que essa transformação não é apenas tecnológica, mas estrutural. O relatório da associação mostra que, em toda a América Latina, a expansão da geração distribuída aumentou a complexidade do sistema ao introduzir fluxos reversos, pressões de tensão, maior variabilidade locacional e demandas crescentes por automação, visibilidade da rede e gestão de dados.

Nesse novo contexto, a distribuidora deixa de ser um agente passivo que simplesmente expande e mantém ativos e passa a desempenhar funções típicas de um operador de sistema. Isso inclui coordenar recursos energéticos distribuídos, gerenciar capacidade, operar fluxo bidirecional, integrar armazenamento e contratar flexibilidade quando necessário.

No Brasil, a difusão acelerada da micro e minigeração distribuída, consolidada pelo Marco Legal da GD (Lei 14.300/2022), com inúmeros incentivos, introduziu uma nova dinâmica no setor. Ainda que esses mecanismos tenham desempenhado um papel importante na incorporação de novas tecnologias e na diversificação da matriz elétrica, a continuidade dessa expansão nem sempre esteve plenamente alinhada a critérios técnicos ou a um planejamento integrado de longo prazo.

As projeções da EPE são informativas do cenário: a capacidade instalada atual, de cerca de 40 GW, pode atingir entre 61,4 GW e 97,8 GW até 2035, com incremento de 9,5 milhões de consumidores. Esse cenário reforça a necessidade de aperfeiçoamentos regulatórios, incluindo adequada valoração dos respectivos custos e benefícios da MMGD sobre o sistema elétrico como um todo, especialmente sobre as redes de distribuição e os demais consumidores.

Há consenso, por exemplo, sobre a necessidade em aprimorar os mecanismos tradicionais de compensação, como o atual net metering brasileiro, baseado no simples balanço entre injeção e consumo. Embora importantes na fase inicial de expansão da MMGD, o sistema atual não reflete o uso real da rede e não remunera adequadamente seus custos. Além disso, o modelo vigente incorpora subsídios implícitos que se traduzem em custos adicionais para todos os consumidores, com impacto particularmente elevado sobre aqueles atendidos no mercado cativo.

Apenas em 2025, esses custos atingiram R$ 14,6 bilhões, podendo ultrapassar R$ 120 bilhões até 2030, conforme estimativas do portal Subsidiômetro da Aneel. Além do impacto financeiro direto, o modelo gera distorções nos sinais locacionais e temporais, afetando decisões de investimento e padrões de consumo, ao mesmo tempo em que compromete a modicidade tarifária e a sustentabilidade econômico-financeira das distribuidoras.

O diagnóstico reforça a necessidade de metodologias tarifárias aderentes ao uso bidirecional da infraestrutura e de marcos regulatórios que assegurem neutralidade de acesso à rede, tratamento isonômico entre os consumidores, eficiência e segurança em linha com as melhores práticas internacionais.

Por mais de duas décadas, o Brasil adotou modelos tarifários predominantemente volumétricos no ambiente de contratação regulada. Ou seja, um modelo de tarifas com base apenas na energia consumida (kWh), sem levar em consideração a capacidade utilizada da rede, o horário do consumo, o perfil de uso ou os custos reais associados ao pico de demanda.

Esse ambiente, apoiado por modelos regulatórios de incentivos impulsionou as distribuidoras em direção à eficiência (minimização de custos) e favoreceu a expansão do sistema e a estabilidade da remuneração do segmento e do custo de capital regulatório (Parcela B) baseada na expansão do mercado. Ainda assim, a remuneração de capital no segmento de distribuição permaneceu sistematicamente abaixo do nível considerado adequado pelas metodologias consagradas de avaliação econômico-financeira.

A Nota Técnica 124 do Ipea (2023), ao analisar a rentabilidade do setor numa perspectiva nacional e internacional, concluiu que, na última década, o segmento de distribuição no Brasil apresentou rentabilidade média negativa (spread de valor agregado). O retorno sobre o capital investido observado (ROIC) foi 2% inferior à rentabilidade adequada (WACC regulatório) para um modelo economicamente sustentável.

Na prática, as distribuidoras operaram, em média, com retornos econômicos insuficientes para sustentar o ciclo de investimentos, sobretudo aqueles relacionados associados à transição energética, como digitalização das redes, integração de recursos energéticos distribuídos e modernização da infraestrutura[1].

Nesse sentido, a agenda de modernização tarifária da Aneel, incluída na agenda regulatória do próximo biênio, bem como a metodologia de valoração dos custos e benefícios da MMGD, tema da Tomada de Subsídios 23/2025, consolida-se como eixo central para adequar o modelo tarifário brasileiro às transformações estruturais do setor. O objetivo é preservar a compatibilidade entre modicidade tarifária, qualidade do serviço e equilíbrio econômico-financeiro da concessão, os três vetores clássicos da boa regulação tarifária.

As iniciativas previstas incluem (i) a introdução de modalidades tarifárias com maior granularidade temporal (tarifas horárias) para baixa tensão (Tarifa Branca, tarifas flexíveis/inteligentes), inicialmente direcionadas a pequenos serviços e estabelecimentos comerciais de maior consumo,  com expansão progressiva para todo o segmento de baixa tensão; (ii) o fortalecimento do sinal de preço para induzir maior resposta da demanda e eficiência; (iii) a revisão da estrutura tarifária com ampliação da transparência; (iv) a precificação explícita de atributos como flexibilidade e (v) uso bidirecional da rede com valoração dos respectivos custos e benefícios ao sistema elétrico gerados pelas unidades com MMGD, entre outros.

Essas medidas são essenciais para alinhar incentivos corretos, aumentar a eficiência do sistema e promover maior justiça tarifária, objetivos reiterados por reguladores internacionais. Modernizar a estrutura tarifária significa aprimorar a governança do setor: custos tornam-se mais visíveis, subsídios deixam de permanecer ocultos e a sociedade passa a dispor de instrumentos mais transparentes para avaliar a qualidade das decisões regulatórias e das políticas públicas do setor elétrico.

As conclusões são do *DSO Brief: Geração Distribuída: Rumo a um Modelo Regulatório Sustentável para a Distribuição*, um documento técnico que analisa as implicações da GD para o modelo de distribuição de eletricidade na região.

Os Seis Pilares da Regulação Sustentável

1. Classificação e Limites de Potência: Segmentar a GD por escala e impacto para ajustar os requisitos de conexão.

2. Remuneração e Participação no Mercado: Definir mecanismos claros para a avaliação das injeções e a participação econômica, evitando subsídios cruzados.

3. Condições Técnicas de Conexão: Estabelecer requisitos técnicos, administrativos e contratuais para garantir que cada conexão seja compatível com a operação segura do sistema.

4. Papel e Responsabilidades das Distribuidoras: Definir as novas funções administrativas, técnicas e operacionais das DSOs na gestão da GD.

5. Restrições de Conexão: Determinar limites técnicos e de segurança para evitar saturação da rede e instabilidades operacionais.

6. Mecanismos de Alocação e Recuperação de Custos: Regular o financiamento dos custos associados à integração da GD, garantindo a viabilidade financeira do sistema.

A conclusão é clara: a viabilidade da transição energética dependerá cada vez mais da *digitalização* e da existência de estruturas regulatórias que valorizem a flexibilidade, a resiliência e os serviços de rede que os recursos distribuídos proporcionam.

Créditos e Fonte:

Esta matéria jornalística foi baseada no documento *DSO Brief: Geração Distribuída: Rumo a um Modelo Regulatório Sustentável para a Distribuição*, editado por Alessandra Amaral, Roberto Cajamarca Gómez e Joaquín Lazo Sánchez. O documento completo está disponível em [www.adelat.com](https://darkturquoise-zebra-776384.hostingersite.com).