A resposta da demanda (RD) pode alcançar uma contribuição efetiva de 4 GW ao sistema elétrico brasileiro até 2036, segundo estimativa da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) no Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) 2036. O volume representa um crescimento de 11 vezes em relação aos 344 MW contratados no terceiro Mecanismo Competitivo de Resposta da Demanda do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), realizado em julho de 2026.
O potencial identificado pela EPE é ainda maior, de 8,8 GW em mecanismos de resposta da demanda por incentivo, considerando os setores industrial e de cogeração. A estimativa varia de 6 GW a 13 GW conforme o cenário analisado. Para viabilizar essa capacidade, porém, o estudo aponta a necessidade de aprimorar o modelo de contratação e ampliar a participação de consumidores.
A resposta da demanda permite ajustar o consumo de eletricidade às necessidades do sistema. Na modalidade por incentivo, o operador oferece uma compensação financeira aos consumidores que reduzem a carga em momentos críticos. Na modalidade baseada em preços, o consumidor altera seus horários de consumo em resposta às diferenças tarifárias ao longo do dia.
No Brasil, os principais instrumentos de resposta por preços são as tarifas horossazonais Verde e Azul, aplicadas aos consumidores de alta tensão, e a Tarifa Branca, opcional para unidades de baixa tensão. Já os mecanismos por incentivo incluem iniciativas de redução voluntária da demanda e programas competitivos coordenados pelo ONS.
Baixa adesão e iniciativas fragmentadas
Apesar das iniciativas existentes, a adesão dos consumidores ainda é limitada. A EPE destaca que o marco regulatório da resposta da demanda está fragmentado entre diferentes instrumentos normativos, com baixo nível de integração entre as iniciativas.
Os programas de incentivo do ONS representam um avanço, mas ainda têm alcance concentrado em consumidores industriais. A ampliação para outros segmentos depende da atuação de novos agentes, como operadores dos sistemas de distribuição (DSOs) e agregadores de carga, além da criação de produtos específicos e da compatibilização dos requisitos técnicos para cada perfil de participante.
A resposta por preços também enfrenta obstáculos. A Tarifa Branca, que sinaliza diferenças de custo da energia conforme o horário, tinha taxa de adesão de apenas 0,1% entre os consumidores de baixa tensão, segundo os dados apresentados no estudo.
A Consulta Pública nº 46/2025 da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) discutiu a aplicação automática da modalidade para consumidores de baixa tensão acima de determinados limites de consumo. Outra iniciativa é a Portaria Normativa nº 137/2026 do Ministério de Minas e Energia (MME), que prevê o fracionamento do período diário de desconto para atividades de irrigação e aquicultura.
As mudanças buscam ampliar a resposta dos consumidores aos sinais horários de preço, especialmente em um sistema no qual a geração solar durante o dia contrasta com o pico de demanda no período noturno.
Medição inteligente é condição para expansão
A disseminação de medidores inteligentes é um dos principais requisitos tecnológicos para ampliar a resposta da demanda. Em 2024, menos de 5% das unidades residenciais brasileiras contavam com esse tipo de equipamento, de acordo com os dados citados pela EPE.
A infraestrutura permite registrar o consumo com maior granularidade, transmitir dados em duas vias e enviar sinais de preço ou de acionamento aos consumidores. Também viabiliza a verificação das reduções de carga e o processamento das informações necessárias à atuação de agregadores.
O estudo aponta que a combinação de sinais de preço e tecnologia pode proporcionar reduções de carga superiores a 40%, com menor variação entre eventos do que programas baseados apenas em preços. A expansão da medição inteligente, contudo, enfrenta entraves técnicos e regulatórios, além de limitações de conectividade em áreas rurais e periféricas.
As Portarias Normativas nº 111/2025 e nº 126/2026 do MME estabeleceram diretrizes para funcionalidades dos medidores, análises de custo-benefício e metas de implantação.
Além da infraestrutura, a EPE destaca a importância de estratégias para engajar os consumidores. A participação em programas de resposta da demanda não depende apenas da vantagem econômica: a comunicação dos benefícios, o acompanhamento do desempenho e a clareza sobre as recompensas também influenciam a adesão.
Recurso pode complementar geração distribuída e armazenamento
A resposta da demanda também pode atuar em conjunto com outros recursos energéticos distribuídos, como a geração solar e os sistemas de armazenamento. O deslocamento do consumo para períodos de maior disponibilidade de energia renovável pode ampliar o autoconsumo, reduzir desequilíbrios entre oferta e demanda e contribuir para mitigar cortes de geração.
A estratégia também pode aliviar a operação das redes de distribuição e transmissão, ao reduzir a demanda nos horários de pico. No caso da mobilidade elétrica, mecanismos de resposta da demanda podem viabilizar o carregamento inteligente de veículos (V1G) e, em estágios mais avançados, o fornecimento de energia das baterias dos veículos à rede (V2G).
Na modelagem do PDE 2036, a EPE considera custos variáveis entre R$ 600/MWh e R$ 900/MWh para os mecanismos de resposta por incentivo, associados a diferentes perfis industriais, além de um custo fixo anual da ordem de R$ 220/kW.
A projeção de 4 GW em 2036 depende, portanto, não apenas do potencial técnico identificado, mas também do desenvolvimento de mecanismos de contratação, infraestrutura de medição e modelos de negócio capazes de incorporar novos consumidores ao serviço.
