A resposta da demanda — ou a redução ou o deslocamento voluntário do consumo de energia elétrica por consumidores em resposta a sinais econômicos ou a solicitações do operador do sistema — é uma alternativa à contratação ou ao despacho de geração adicional para momentos de alta demanda e baixa oferta de energia.
Em um contexto de maior participação de fontes renováveis variáveis, expansão da geração distribuída e maior variabilidade da carga líquida, o recurso pode contribuir para atender às necessidades de potência e flexibilidade do Sistema Interligado Nacional (SIN). No entanto, o recurso ainda é usado em volume aquém do seu potencial no Brasil.
A resposta da demanda (RD) pode alcançar 8,8 GW de capacidade no país no cenário de referência de um estudo divulgado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE). O potencial varia de 5,9 GW no cenário conservador a 13,1 GW no cenário otimista, considerando consumidores industriais e cogeração. O volume de referência é cerca de 26 vezes superior aos 344 MW contratados no mais recente mecanismo competitivo de resposta da demanda.
As estimativas constam da Nota Técnica “Resposta da Demanda: Diagnóstico do Potencial e Recomendações para Desenvolvimento do Mercado”, elaborada pela EPE para atender a uma deliberação do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE). Em reunião realizada no dia 2 de setembro, o comitê decidiu pela continuidade e pelo aprimoramento dos mecanismos de resposta da demanda, com mudanças previstas já para 2027.
No cenário de referência, dos 8,79 GW estimados, 4,13 GW correspondem ao segmento industrial e 4,66 GW à cogeração. No cenário conservador, os potenciais são de 2,37 GW na indústria e 3,49 GW na cogeração; no otimista, de 6,26 GW e 6,79 GW, respectivamente.
Entre os segmentos industriais considerados estão aço, alumínio, alumina, cimento, cloro, papel, ferroligas e data centers. Na cogeração, a estimativa considera recursos associados a bagaço de cana, resíduos de madeira, biogás, gás de processo e papel e celulose. Cerca de 4,1 GW do potencial de referência estão concentrados nos segmentos eletrointensivos.
Contratação de redução aquém do potencial
A diferença entre o potencial identificado e a capacidade efetivamente contratada aparece no histórico dos mecanismos competitivos realizados no país.
O primeiro mecanismo, em 2024, contratou 93 MW, com quatro agentes vencedores, todos dos segmentos de metalurgia e produtos de metal. Em 2025, o segundo mecanismo contratou um volume maior, de 229 MW, com participação também de empresas dos setores químico e de serviços. Já o terceiro mecanismo, realizado em julho de 2026, chegou a 344 MW, ampliando a participação para metalurgia, alumínio, madeira, papel e celulose, química e serviços.
O resultado de 2026 representou crescimento de cerca de 50% em relação ao ano anterior. Foram 12 ofertas vencedoras, com deságio médio de 49,23% em relação ao preço-teto estabelecido pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). O maior deságio chegou a 57,5%.
A capacidade contratada no terceiro mecanismo correspondeu a 344 MW de redução de demanda entre setembro e dezembro de 2026. Os contratos preveem remuneração fixa pela disponibilidade e possibilidade de acionamento em até duas ocasiões por mês. As ofertas vencedoras ficaram entre R$ 23.375 e R$ 39 mil por MW para 83 dias úteis de disponibilidade.
Apesar da expansão, os 344 MW ainda representam apenas cerca de 0,3% do recorde de demanda instantânea do SIN, de 106.532 MW, registrado em fevereiro de 2025. Já o potencial de referência de 8,8 GW equivale a aproximadamente 5,6% da demanda de pico, enquanto a faixa completa estimada pela EPE corresponde a 5,6% a 12,4%.
EPE aponta espaço para ampliar contratação
Para a EPE, a diferença entre o potencial técnico e a capacidade contratada não está associada à falta de consumidores capazes de oferecer flexibilidade. O estudo aponta que o desenho atual dos mecanismos de contratação é um dos principais fatores que limitam o desenvolvimento do mercado.
Entre os pontos identificados está a necessidade de adaptar os prazos contratuais aos diferentes perfis de consumidores. Contratos de cinco anos ou mais poderiam dar segurança para investimentos de maior porte, como retrofits de equipamentos, sistemas de armazenamento térmico e silos. Por outro lado, contratos de 12 meses podem dificultar a participação de segmentos sazonais, como a cogeração a partir de biomassa de cana, que poderiam demandar períodos mais curtos, de cerca de três meses.
A EPE também identifica limitações na metodologia atual de definição da linha de base do consumo. No modelo utilizado no Sandbox Regulatório, a referência baseada no último mês completo pode gerar defasagens de até três meses, dificultando a representação das curvas de carga, sazonalidades e mudanças recentes no consumo.
O estudo propõe a adoção da metodologia “Maior 5 de 10”, baseada na média dos cinco dias de maior consumo entre os dez dias elegíveis anteriores. Também recomenda ajustes intradiários simétricos, limitados a 20% da linha de base, além de medição independente para cogeradores.
Integração ao planejamento e à operação
Outro ponto destacado pela EPE é a necessidade de tratar a resposta da demanda como um recurso estrutural do sistema, e não apenas como mecanismo acionado em situações conjunturais.
Atualmente, embora a RD seja considerada no planejamento de longo prazo, o recurso não possui um Custo Variável Unitário (CVU) próprio na operação e, portanto, não integra a curva de ordem de mérito nem a formação do Custo Marginal de Operação (CMO). O EPE recomenda sua incorporação à operação e à formação de preços.
A EPE também aponta uma assimetria entre o reconhecimento da RD no planejamento e os instrumentos disponíveis para sua contratação. Segundo o diagnóstico, o recurso é considerado nos Planos Decenais de Expansão (PDE), mas não participa dos instrumentos que efetivamente contratam capacidade, como os Leilões de Reserva de Capacidade na forma de Potência (LRCAP).
Entre as recomendações está uma estrutura de remuneração composta por parcela fixa e parcela variável associada ao CVU, combinada a diferentes prazos contratuais. A proposta busca acomodar tanto consumidores que já possuem flexibilidade operacional quanto aqueles que precisam realizar investimentos para disponibilizá-la.
O desenho técnico sugerido prevê eventos de redução com duração de uma a quatro horas, de duas a 20 ativações mensais e antecedência de acionamento entre 15 minutos e 24 horas. O tempo máximo de recuperação sem acionamento seria de 15 horas, enquanto as rampas de redução e retomada poderiam levar até três horas cada.
Flexibilidade ganha importância com renováveis
A expansão da resposta da demanda ocorre em um sistema elétrico com participação crescente de fontes variáveis, como solar e eólica, que amplia a necessidade de recursos capazes de acompanhar as oscilações entre geração e consumo. Nesse contexto, a gestão da carga passa a complementar recursos como armazenamento, geração flexível e expansão da transmissão.
Na resposta da demanda, em vez de atender a um aumento de necessidade exclusivamente pela elevação da geração, o sistema pode contar com consumidores previamente habilitados para reduzir ou deslocar parte do consumo quando houver necessidade.
O mecanismo estrutural foi estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) em 2022. Atualmente, podem participar, nas condições regulatórias estabelecidas, consumidores livres e parcialmente livres e agentes agregadores de cargas, desde que atendam requisitos de monitoramento e habilitação junto à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e ao ONS.
A experiência internacional mostra uma escala maior de utilização do recurso. Nos Estados Unidos, a resposta da demanda somou 33.272 MW nos sete mercados atacadistas em 2024, equivalente a cerca de 6,5% do pico de demanda. No MISO, a participação chegou a 10,6% da ponta, enquanto no CAISO foi de 9%. França e Reino Unido também possuem metas de expansão de recursos de flexibilidade.
No Brasil, portanto, os mecanismos competitivos vêm ampliando gradualmente a capacidade contratada — de 93 MW em 2024 para 229 MW em 2025 e 344 MW em 2026 —, mas permanecem muito abaixo do potencial identificado pela EPE. A próxima etapa, segundo o diagnóstico da empresa, passa menos pela identificação de novos consumidores e mais pela criação de condições regulatórias e econômicas para transformar a flexibilidade existente em um recurso contratado de forma estrutural.
