A rede já mudou. A operação ainda precisa alcançá-la

O sistema elétrico brasileiro foi estruturado para uma realidade em que grande parte da oferta estava concentrada, supervisionada e disponível para operação coordenada. Durante décadas, a distribuição apareceu sobretudo como carga. A expansão da geração distribuída e de outros recursos conectados às redes locais mudou essa condição mais rápido do que a estrutura operacional.
A solar passou a alterar a carga líquida ao longo do dia, enquanto armazenamento, veículos elétricos e cargas flexíveis se somam a uma rede mais descentralizada. A questão não é tratar essa descentralização como problema, mas reconhecer que a operação precisa evoluir para uma composição diferente. A fronteira entre transmissão e distribuição começa a carregar decisões operativas.
O sistema se descentralizou antes da operação
O que acontece abaixo de uma subestação pode alterar fluxos e a carga líquida observada pelo sistema de transmissão. Com mais geração nas redes locais, representar essa realidade apenas como demanda agregada se torna insuficiente.
A capilaridade física já existe; a observabilidade ainda não na mesma proporção. Saber que existem dezenas de gigawatts conectados à distribuição não é o mesmo que saber onde estão, quanto produzem, quais restrições existem e quais recursos poderiam responder ao sistema.
Isso não significa supervisionar ou controlar permanentemente todo equipamento. Porte, tecnologia, localização e relevância operacional importam. A questão talvez não seja medir tudo, mas definir quais informações e pontos de observação são suficientes para tornar cada área elétrica operacionalmente observável.
Quando a operação chega à distribuição
O primeiro acionamento do Plano de Gestão de Excedentes de Energia na Rede de Distribuição, em 7 de junho de 2026, tornou essa questão concreta. Diante de uma carga mínima excepcionalmente baixa, foram realizadas reduções expressivas entre as usinas centralizadas supervisionadas pelo ONS: 48 hidrelétricas foram desligadas, inflexibilidades térmicas reduzidas e restrições adicionais aplicadas à geração eólica e fotovoltaica. Mesmo após redução estimada em cerca de 26 GW, restava uma necessidade próxima de 1.000 MW, buscada nas usinas Tipo III conectadas às redes de distribuição.
Usinas Tipo III: da capilaridade à operação – Distribuição das usinas Tipo III no Brasil, base cadastral de 07/2026.
Usinas Tipo III: da capilaridade à operação – Geração prevista e verificada das usinas Tipo III das 12 distribuidoras no acionamento de 7 de junho de 2026 e limite estabelecido pelo ONS. Fonte: ONS. Elaboração do autor.
O mapa mostra a dispersão física desses recursos; a curva, a necessidade de produzir um efeito agregado para o SIN. Entre ambos aparece uma interface operacional que ainda não funciona de maneira uniforme.
O ONS definiu limites agregados para cada distribuidora, mas a tradução em ações individuais variou, assim como critérios de elegibilidade, comunicação e acompanhamento da geração em tempo real. Isso não deve ser lido simplesmente como falha das distribuidoras: a função ganhou escala sobre infraestruturas e processos com diferentes graus de preparação.
Oito das doze distribuidoras atenderam individualmente ao limite do ONS, enquanto a redução agregada chegou perto de 2.000 MW. Quase um mês depois, a apuração ainda abrangia 92,6% das usinas Tipo III consideradas na análise. O conjunto respondeu o suficiente, mas diferenças de previsão, comunicação e acompanhamento podem ganhar outra dimensão após reduções relevantes na geração centralizada.
Em 23 de agosto, o PGEE foi acionado novamente, com solicitação de gerenciamento de cerca de 1 GW das usinas Tipo III entre 11h e 13h30. Dois acionamentos em pouco mais de dois meses ainda são pouco para definir tendência, mas mostram que essa interface já aparece na operação real.
O caso das Tipo III não significa que a mesma arquitetura deva ser aplicada a toda a geração distribuída. Uma usina de vários megawatts, uma minigeração e um sistema residencial não têm a mesma relevância operacional nem o mesmo custo de observação e eventual controle.
Onde o DSO entra nessa discussão
É nesse ponto que vejo interesse no debate sobre DSO. Não como entidade criada para cortar geração nem como resposta pronta para a distribuição. Talvez seja mais útil discutir primeiro as funções: que informações precisam estar disponíveis, quais recursos precisam ser observáveis, como deve ocorrer a comunicação e quem responde quando uma necessidade do sistema precisa virar ação na distribuição.
Observabilidade não implica controle permanente, assim como coordenação não significa que milhões de equipamentos devam receber comandos individuais. Pode haver espaço para automação local, agregadores, limites operativos, resposta da demanda ou mecanismos de mercado, cada qual com custos, responsabilidades e riscos.
O Brasil descentralizou parte relevante de sua oferta mais rapidamente do que desenvolveu a capacidade de acompanhar essa realidade. Por isso, talvez a discussão sobre DSO não devesse começar por quem terá o botão para cortar geração, mas por uma pergunta anterior: como transmissão, distribuição e agentes vão se relacionar em uma rede que já mudou fisicamente?
A operação já começou a chegar à distribuição. O que ainda está em construção é como essa relação vai funcionar, quais recursos precisarão participar dela e que papel caberá a cada agente.
Sobre o autor:
Felipe Figueiró é engenheiro eletricista, consultor e pesquisador independente de energia, com atuação em inteligência de mercado, estratégia, regulação e análise do setor elétrico.
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