REDs no centro da agenda regulatória do setor elétrico

Por Rebeka Passos

A gestão dos Recursos Energéticos Distribuídos (RED) foi incluída entre os principais temas regulatórios prioritários do ONS para 2025. O termo abrange tecnologias como geração distribuída, armazenamento de energia, eficiência energética, resposta da demanda e veículos elétricos. Na 39ª Reunião Pública Ordinária da ANEEL, realizada dia 18 de novembro de 2025, o tema recebeu um plano de ação que reforça a necessidade de avançar rapidamente nessa agenda.

Aprovado pela ANEEL, o ONS apresentou um plano emergencial para cortes de geração na rede de distribuição, voltado a limitar, quando necessário, a injeção de energia por usinas do tipo III, que não possuem relação operacional direta com o operador. O motivo está na redução da margem de segurança operativa, resultado da expansão acelerada da geração distribuída, que pode afetar a estabilidade e a confiabilidade do sistema.

O movimento ocorre em um momento em que o setor enfrenta o aumento dos cortes de geração de usinas eólicas e solares centralizadas, intensificados a partir de 2023. Esses cortes, agora discutidos também sob a perspectiva da geração distribuída, evidenciam a diferença entre as necessidades individuais e as necessidades do sistema elétrico, um ponto de tensão presente tanto na geração centralizada quanto na distribuída.

Do ponto de vista das distribuidoras, a expansão dos RED aumenta a participação dos consumidores, mas também impõe novos desafios. O crescimento desses recursos, somado à baixa digitalização das redes de distribuição, reduz a flexibilidade operativa e dificulta a visibilidade sobre os sistemas atrás do medidor (behind the meter), que são instalados para atender aos clientes e não ao sistema elétrico como um todo.

A Lei 14.300 de 2022 já apontava a importância de valorar os custos e benefícios da micro e a minigeração distribuída (MMGD). Com a perspectiva de cortes emergenciais, cresce a necessidade de compreender o impacto sistêmico da expansão da geração solar distribuída. Esse cenário aproxima o setor da discussão sobre um modelo mais integrado entre ONS e distribuidoras, alinhado ao conceito dos operadores de sistema de distribuição, os DSOs (Distribution System Operators). As distribuidoras precisarão modernizar suas redes para acomodar esses recursos, e os proprietários dos ativos distribuídos terão de se ajustar a uma operação mais articulada, em que as decisões consideram o interesse coletivo e não apenas as necessidades individuais.

As soluções adequadas dependerão do nível de inserção dos RED e das características de cada rede de distribuição. Diferentes estratégias poderão ser necessárias para manter os limites operacionais em cada situação. Apesar disso, há um ponto comum a qualquer caminho: sem digitalização, a operação perde visibilidade e capacidade de coordenação.

O desafio é grande, mas o princípio permanece o mesmo em qualquer configuração do setor elétrico: garantir uma operação confiável, eficiente e com o menor custo possível. Nesse contexto, e diante das novas práticas de planejamento e operação que começam a surgir, como o plano emergencial de cortes na distribuição, esse objetivo deveria prevalecer sem gerar conflito de interesses.