No domingo, 23 de agosto, o ONS acionou pela segunda vez no ano o plano emergencial de corte de geração na distribuição. Saíram cerca de 2 GW para compensar a alta produção da micro e minigeração num dia de carga baixa (CMSE, set/2026). Segundo o ONS, o plano não teve como alvo a micro e minigeração. O corte recaiu sobre as usinas conectadas às redes das distribuidoras sem relacionamento operacional direto com o operador, as chamadas Tipo III. Dentro da distribuição, eram as únicas que alguém conseguia mandar parar.
Esse detalhe resume o problema. O Brasil soma cerca de 54 GW de geração distribuída solar (ABSOLAR, set/2026), e quase nada disso é visto ou comandado em tempo real. No Dia dos Pais de 2025, a GD chegou a 37,6% da demanda do sistema. Para manter o equilíbrio, o ONS cortou 98,5% do potencial eólico e solar centralizado e ficou com cerca de 2 GW de margem flexível (ONS, ago/2026). O diretor de planejamento do operador, Alexandre Zucarato, descreveu a situação dizendo que falta observabilidade e controlabilidade.
A Consulta Pública 33/2026 propõe tratar disso no Módulo 3 do PRODIST. Muita gente leu a proposta como ameaça ao setor. Eu a leio como engenheiro de redes inteligentes. Sem ser observada e comandada, a GD não será tratada como recurso do sistema. Sem medição e capacidade de acionamento, também não há serviço verificável para contratar e remunerar. Quem projeta e vende usinas e entender isso cedo terá argumento comercial melhor do que o concorrente.
Observar, comunicar, comandar: o que a minuta pede
A primeira mudança é conceitual. A minuta define o Recurso Energético Distribuído (RED) pela função: todo equipamento que injeta potência na rede ou absorve potência de forma controlável. Geração, baterias, recarga gerenciada e cargas industriais despacháveis entram na mesma régua. A régua se divide em quatro categorias de potência: até 75 kW, até 500 kW, até 5 MW e acima disso (ANEEL, minuta CP 33/2026, Tabela 8).
O núcleo operacional está na cadeia observar–comunicar–comandar (Figura 1).
Observar: a instalação envia à distribuidora potência ativa e reativa, tensão, frequência, estado operacional, status de conexão, alarmes e, quando houver bateria, estado de carga, com atualização máxima de 5 minutos (itens 128 e 129).
Comunicar: a distribuidora provê o meio de comunicação até o ponto de conexão e define protocolos. O usuário integra seus equipamentos, inclusive compatibilizando protocolos quando houver mais de um RED (itens 131 e 132).
Comandar: a minuta prevê três comandos mínimos: limite de exportação de potência ativa, controle de reativos e liga/desliga. A resposta deve ocorrer em até 20 segundos (itens 126 e 127).
Há ainda uma salvaguarda local. O sistema de limitação mede a injeção, compara com o limite e reduz ou interrompe a exportação quando o limite é violado ou quando falha o controle interno ou a comunicação (itens 136 e 137). A distribuidora deve preferir o controle graduado. Se a instalação não tiver telecomando, poderá limitar ou desconectar tudo no ponto de conexão (Módulo 4, item 60-A.1).
Sobre o alcance, o Relatório de AIR comparou quatro alternativas e recomendou a intermediária. Os requisitos valem para todas as conexões novas e, no parque existente, para a minigeração e para as usinas Tipo III (Tabela 1).
Tabela 1 – Alcance e prazos da proposta da CP 33/2026
Os “33 GW controláveis” citados na imprensa somam minigeração e Tipo III, que não é MMGD. Não convém dividi-los pela capacidade de GD solar.
Por que o comando abre a porta da remuneração
O ponto que me interessa mais está na Nota Técnica 107/2026, e quase ninguém o comentou. A Lei 15.269/2025 incluiu no art. 9º, § 2º, da Lei 9.648/1998 a possibilidade de a ANEEL exigir requisitos de controle, capacidade, flexibilidade e armazenamento no acesso às redes. A partir daí, o Parecer nº 00010/2026 da Procuradoria Federal junto à ANEEL (13/02/2026) separou duas coisas. O corte físico da MMGD tem base legal por segurança operativa. Já o corte contábil, que reduziria créditos de energia, interfere em direito assegurado pela Lei 14.300. A NT acrescenta que, superada a barreira tecnológica, “não haveria óbice jurídico” a integrar a MMGD às rotinas ordinárias de operação.
Para o mercado, isso separa três questões que costumam vir misturadas: o corte físico, admitido; o tratamento dos créditos, protegido pela Lei 14.300; e o eventual ressarcimento, que segue sem definição. O telecomando é o que permite que o corte físico seja seletivo e gradual. Sem ele, a distribuidora só dispõe de instrumentos grosseiros, como abrir um alimentador ou desconectar a instalação inteira. O próprio AIR aponta como ganho da proposta a substituição do corte por alimentador por um curtailment seletivo e proporcional. Para quem tem uma usina de 2 MW, a diferença entre os dois é grande.
A base legal para remunerar já existe. O art. 23 da Lei 14.300/2022 permite que a distribuidora contrate serviços ancilares de micro e minigeradores, mediante remuneração conforme regulação da ANEEL. Essa regulação nunca saiu, em boa parte porque não havia como observar e acionar esses recursos. O item 130 da minuta, que admite comandos e funcionalidades adicionais mediante acordo entre distribuidora e usuário, é o lugar natural para operacionalizá-la. Sozinho, porém, o item 130 não cria direito a pagamento. A minuta já exige, como requisito de conexão, capacidade Volt-Watt em todas as categorias e modos automáticos de controle de reativos. Acho correto exigir a capacidade. Acionar essa capacidade além do mínimo de segurança é outro assunto, e deveria ser serviço contratado e pago.
A CP 33 não trata de remuneração, e essa é a lacuna mais séria do pacote. O sandbox DSO proposto pelo ONS envolve cinco distribuidoras, prevê participação obrigatória por 12 meses e não prevê compensação pelos cortes (Cenário Energia, set/2026). Aceito esse desenho como teste para validar a operação. Como regra permanente, não. Minha contribuição à consulta vai pedir que a ANEEL fixe um prazo para regular a contratação de serviços de flexibilidade dos REDs comandáveis.
A experiência internacional mostra diferentes formas de exigir controlabilidade e de tratar seus efeitos econômicos (Tabela 2).
Tabela 2 – Controlabilidade da GD: Brasil e referências internacionais
O que muda no projeto e no contrato
Para o integrador C&I, a proposta muda decisões de projeto que hoje passam despercebidas.
A primeira é o ponto de medição. A minuta deixa o usuário escolher medir no ponto de conexão ou junto ao RED. A escolha tem preço. Se a medição ficar no inversor, o sistema de limitação não desconta o consumo instantâneo da planta e passa a operar com limite mais conservador do que o permitido (NT 107/2026, §41). Em indústria com carga diurna relevante, isso significa energia deixada na mesa.
A segunda é não improvisar a limitação. A minuta permite usar as proteções existentes no ponto de conexão como limitador, mas avisa que, se elas atuarem, a instalação inteira é desconectada, cargas incluídas (item 138.1). Para um frigorífico ou uma fábrica, isso significa parar a produção. Em usinas com vários inversores, minha recomendação, que não é exigência expressa da minuta, é um controlador de planta capaz de distribuir o limite entre as máquinas dentro dos 20 segundos.
A terceira é a comunicação. Como a falha de link obriga a usina a reduzir ou interromper a injeção, uma minigeração rural com 4G instável perde geração por desenho. Por isso recomendo tratar redundância de canal e monitoramento do link como parte da engenharia, não do pós-venda. O orçamento de conexão também muda: será preciso declarar a categoria de cada RED, o sistema de limitação com o ponto de medição adotado e a infraestrutura de comunicação, com protocolos (minuta, alteração do art. 67 da REN 1.000/2021).
No contrato, a geração estimada passa a estar sujeita a comando. PPAs de GD e contratos de locação precisam dizer quem arca com a perda por limitação, quem responde por falha de comunicação e como se reequilibra o fluxo de caixa. Há um detalhe que o mercado deveria aproveitar: o AIR é qualitativo e não estima custo de adequação (§§ 32–33), e a NT pede expressamente dados de custo ao setor (§50). Quem tiver números reais de retrofit deve levá-los à consulta.
Tabela 3 – O que muda, por agente
Cibersegurança tem que estar na regra
Aqui a minuta tem a lacuna que mais me preocupa como engenheiro. O item 131 atribui à distribuidora a segurança cibernética do segmento sob sua atuação e a definição dos requisitos para isso. Do ponto de conexão para dentro, o texto não diz nada. Ao mesmo tempo, o item 133 exige que os REDs permitam gerenciamento remoto com leitura e escrita de funções. Estamos criando, por norma, uma porta de escrita em mais de 33 GW existentes e em todas as conexões novas.
A ANEEL acertou ao retirar o RS485/Modbus RTU como protocolo obrigatório, como o ONS havia proposto (NT 107/2026, §37), mas o manteve como exemplo (item 135). O Modbus RTU não tem autenticação nem criptografia nativas. Dentro de um painel isso é aceitável. Exposto por um gateway mal configurado, deixa de ser. Além disso, se cada distribuidora definir seus requisitos sozinha, o fabricante terá de atender dezenas de padrões e o elo mais fraco definirá o risco do conjunto. A REN 964/2021 obriga os agentes regulados, e o dono de minigeração e o fabricante de inversor ficam fora dela.
O tema não é teórico. Em 2025, a Reuters relatou dispositivos de comunicação não documentados em alguns inversores chineses. Em janeiro de 2026, o Departamento de Energia dos EUA informou não ter encontrado evidência definitiva, mas manteve o alerta sobre riscos na cadeia de suprimentos. A Lituânia aprovou lei que bloqueia o acesso remoto chinês a instalações acima de 100 kW (Reuters, mai/2025). O AIR classifica a segurança cibernética da alternativa escolhida como “administrável”, sem detalhar como.
Defendo que o Módulo 3 traga requisitos mínimos nacionais. São eles: autenticação e criptografia no canal de comando, registro auditável dos comandos recebidos, separação entre o canal de manutenção do fabricante e o canal da distribuidora, firmware assinado e comportamento seguro padronizado na perda de comunicação.
O que levar à consulta até 9 de novembro
A consulta pede, de forma explícita, dados de custo, experiência com protocolos e propostas de prazo. Integradores e fabricantes têm exatamente essas informações, e a regra final tende a refletir quem as apresentar. Eu levaria três pedidos objetivos. O primeiro é um piso nacional de cibersegurança no Módulo 3. O segundo é prazo para regular a contratação dos comandos adicionais do item 130. O terceiro é escalonar o retrofit da minigeração por categoria de potência, como o próprio AIR admite.
Para quem vende usinas, a proposta já vale a partir da entrada em vigor, para todo orçamento protocolado depois dela. A usina entregue hoje com medição no ponto de conexão, controlador de planta, canal redundante e contrato que prevê comando reduz o risco de retrofit quando a regra final sair. Ela também chega pronta para o dia em que a flexibilidade for paga. Esse é o argumento comercial que separa o integrador que vende painel do que vende ativo.
Sobre o autor
Prof. Dr. Fernando de Lima Caneppele é Professor Associado III na Universidade de São Paulo (USP), Campus de Pirassununga, Pesquisador Principal do CCD-FAPESP/CISTEM (Centro de Ciência para o Desenvolvimento – Centro de Inovação e Soluções para Transição Energética em Municípios) na Escola Politécnica da USP, Pesquisador do GEPEA/Poli/USP, Pesquisador Associado do GESEL/UFRJ e foi Pesquisador em Ano Sabático do Instituto de Estudos Avançados (IEA/USP) no período de 2024-2025. Engenheiro eletricista com mestrado, doutorado, pós-doutorado e livre-docência na área energética, atua com foco em Energia de forma nexialista e é especialista em Transição Energética, Objetivo de Desenvolvimento Sustentável 7 (ODS7) e Inteligência Artificial aplicada ao Setor Elétrico. Sua trajetória acadêmica e profissional é dedicada ao setor energético, contribuindo para pesquisas, ensino, extensão, divulgação científica, treinamentos e consultorias.
Referências
ANEEL. Nota Técnica nº 107/2026-STD/ANEEL. Processo 48500.002211/2026-10, 03/07/2026. Disponível na página da Consulta Pública 33/2026: https://antigo.aneel.gov.br/consultas-publicas
ANEEL. Relatório de Análise de Impacto Regulatório nº 002/2026-STD/ANEEL – Requisitos de observabilidade, operabilidade e controlabilidade – Revisão do Módulo 3 do PRODIST. Brasília, 03/07/2026.
ANEEL. Minuta de Resolução Normativa – Módulo 3 do PRODIST. Consulta Pública nº 33/2026.
BRASIL. Lei nº 14.300, de 6 de janeiro de 2022, arts. 1º e 23. https://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2019-2022/2022/lei/l14300.htm
BRASIL. Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, art. 9º, § 2º (incluído pela Lei nº 15.269/2025).
CNN BRASIL. ONS prepara teste de corte automático de geração solar até o fim do ano. 20/08/2026. https://www.cnnbrasil.com.br/infra/ons-prepara-teste-de-corte-automatico-de-geracao-solar-ate-o-fim-do-ano/
PV MAGAZINE BRASIL. CMSE cria grupo de trabalho para investigar MMGD fora do controle das distribuidoras. 09/09/2026. https://www.pv-magazine-brasil.com/2026/09/09/cmse-cria-grupo-de-trabalho-para-investigar-mmgd-fora-do-controle-das-distribuidoras/
SOLARMARKET. CP 33 da ANEEL: o controle remoto da sua usina. 05/10/2026. https://www.solarmarket.com.br/blog/cp-33-aneel-controle-remoto-usina
CENÁRIO ENERGIA. ONS propõe sandbox com cinco distribuidoras para testar modelo DSO no SIN. 18/09/2026. https://cenarioenergia.com.br/2026/09/18/ons-propoe-sandbox-com-cinco-distribuidoras-para-testar-modelo-dso-no-sin/
PV MAGAZINE. Australian grid operator announces curtailment drill for rooftop PV (anúncio da SA Power Networks). 20/08/2026. https://www.pv-magazine.com/2026/08/20/australian-grid-operator-announces-curtailment-drill-for-rooftop-pv/
ALEMANHA. Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG 2023), §§ 9, 51 e 51a, e Messstellenbetriebsgesetz (MsbG), § 29, conforme Solarspitzengesetz (em vigor desde 25/02/2025). https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/__51a.html
REUTERS. Ghost in the machine? Rogue communication devices found in Chinese inverters. 14/05/2025. https://www.reuters.com/sustainability/climate-energy/ghost-machine-rogue-communication-devices-found-chinese-inverters-2025-05-14/
PV MAGAZINE. U.S. authorities find no definitive evidence of hidden devices in Chinese solar inverters. 28/01/2026. https://www.pv-magazine.com/2026/01/28/u-s-authorities-find-no-definitive-evidence-of-hidden-devices-in-chinese-solar-inverters/
