Nota-Tecnica-0076-2021-SRD-ANEEL

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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
48554.001039/2021-00 
Nota Técnica nº 0076/2021-SRD/ANEEL 
 
Em 17 de junho de 2021. 
 
 
 
 
 
Processo: 48500.002655/2021-41. 
 
Assunto: Abertura de Tomada de Subsídios para o 
recebimento de contribuições sobre propostas de 
modelos regulatórios para a inserção de recursos 
energéticos distribuídos, incluindo resposta da 
demanda, usinas virtuais e microrredes. 
 
 
 
I - DO OBJETIVO 
 
1. Investigar modelos regulatórios aplicáveis ao contexto brasileiro para a inserção de 
Recursos Energéticos Distribuídos - RED (geração distribuída, armazenamento de energia, resposta da 
demanda e veículos elétricos), microrredes e usinas virtuais com base nas melhores práticas 
internacionais e considerando seus potenciais impactos no setor elétrico. 
 
II - DOS FATOS 
 
2. A Agenda Regulatória da ANEEL para o biênio 2021/2022, aprovada por meio da Portaria 
nº 6.606/2020, prevê a Atividade nº 125 “Preparar a regulação para a expansão dos recursos energéticos 
distribuídos, incluindo resposta da demanda, usinas virtuais e microrredes”, com a previsão de Tomada 
de Subsídios no primeiro semestre de 2021. 
 
3. No âmbito da Cooperação Técnica ANEEL/GIZ1, foi contratado2 o consórcio formado pelas 
empresas Siglasul e PSR para elaborar estudos sobre a integração de microrredes, de usinas virtuais e de 
demais Recursos Energéticos Distribuídos – RED. 
 
4. Em setembro de 2020, a SRG abriu a Tomada de Subsídios nº 11/2020 com objetivo de 
fomentar o debate e receber contribuições da sociedade a respeito das adequações regulatórias 
necessárias à inserção de sistemas de armazenamento no Sistema Interligado Nacional – SIN3. 
 
 
1 Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit. 
2 Projeto GIZ - Sistemas Energéticos do Futuro II. 
3 Documentos disponíveis em https://www.aneel.gov.br/tomadas-de-subsidios. 
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5. Tendo em vista o caráter abrangente dos tópicos a serem abordados nesta Nota Técnica, 
cabe ressaltar que a conclusão da presente Tomada de Subsídios inicialmente prevista para essa atividade 
pode implicar o desdobramento em diferentes atividades posteriores, cada qual tendo foco específico em 
determinado tópico. 
 
III - DA ANÁLISE 
 
6. O setor elétrico passa por transformações em diversos países, cada um seguindo o próprio 
ritmo, com a perspectiva de aceleração deste processo em função da adoção de tecnologias disruptivas 
que tornam o consumidor cada vez mais engajado. 
 
7. Os Recursos Energéticos Distribuídos – RED, tais como geração distribuída, sistemas de 
armazenamento de energia, veículos elétricos e programas de resposta da demanda, assim como as 
microrredes e usinas virtuais têm o potencial de alterar a tradicional lógica de planejamento centralizado 
da expansão e operação das redes de distribuição, trazendo o consumidor para o centro da questão e 
inserindo novas camadas de complexidade para a gestão do setor elétrico. 
 
8. Diante desse cenário, o papel das distribuidoras também passa por mudanças profundas e 
há necessidade de avaliar a pertinência de ajustes no modelo regulatório vigente ou eventual transição 
para algo novo, visando garantir a sustentabilidade da inserção de RED nas redes de distribuição e sem 
criação de novos subsídios cruzados ou outros mecanismos que impactem negativamente os 
consumidores. 
 
9. Essa revolução também já chegou ao Brasil, inicialmente por meio da geração distribuída, 
por meio da Resolução Normativa - REN nº 482, de 17 de abril de 2012, com destaque para a geração 
solar fotovoltaica, que ultrapassou a marca de 5,8 GW de potência instalada em junho de 20214. 
 
10. Tendo em vista o dinamismo das transformações que o setor elétrico está enfrentando nos 
últimos anos e a perspectiva de aceleração deste processo, identificou-se a necessidade de a Agência 
estudar os modelos regulatórios adotados em diversos países para recepcionar tais inovações e avaliar a 
pertinência de propor novos regulamentos. 
 
11. Dessa forma, por meio da Cooperação Técnica ANEEL/GIZ, o consórcio formado pelas 
empresas Siglasul e PSR elaborou, ao longo de 2020, estudos sobre a integração de Recursos Energéticos 
Distribuídos - RED (geração distribuída, armazenamento de energia, resposta da demanda e veículos 
elétricos), microrredes e usinas virtuais, com foco na experiência internacional. Este projeto foi 
coordenado pela SRD, com a participação das seguintes áreas: SRM, SGT, SRG, SCG, SFE e AID. 
 
 
 
 
4 http://www2.aneel.gov.br/scg/gd/gd.asp. 
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12. A Figura 1 resume a abrangência do trabalho realizado pelo consórcio em parceria com a 
GIZ e a ANEEL. 
 
 
Figura 1: Abrangência dos estudos realizados junto à GIZ. 
 
13. Como resultados, foram entregues três relatórios, anexos, contendo: 
 
i) O estado da arte sobre RED, impactos no sistema elétrico e principais modelos de 
negócio; 
ii) Experiências internacionais na regulação técnica e econômica dos seguintes países: 
Alemanha, Austrália, Reino Unido, Espanha, Itália, Estado Unidos (Califórnia e Nova 
Iorque), Índia, Colômbia, Chile e México; e 
iii) Proposta de modelos regulatórios aplicáveis ao Brasil. 
 
14. Adicionalmente, foram realizados três workshops online para a apresentação dos principais 
resultados alcançados nos dois primeiros produtos, capacitação dos servidores da Agência e uma reunião 
técnica com as áreas envolvidas para discussão das propostas elaboradas pelo consórcio para alterações 
do modelo regulatório brasileiro. 
 
III.1 Digitalização do setor elétrico 
 
15. Os seguimentos de geração e transmissão foram pioneiros no processo de automação do 
despacho e operação de ativos, iniciado há décadas. Por outro lado, o acelerado processo de digitalização 
da sociedade é refletido principalmente na área de distribuição, com transformações em curso e 
participação dos consumidores, que demandam novos serviços e protagonismo no mercado de energia. 
 
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16. Para viabilizar essa revolução, novas ferramentas e dispositivos que utilizam inteligência 
artificial, internet das coisas e blockchain foram adaptados ou desenvolvidos para processar o grande 
volume de dados envolvidos no setor elétrico, visando aproximar os consumidores do mercado de energia 
por meio de produtos customizados de RED, e facilitar sua integração com as redes de distribuição. 
 
17. Contudo, aumenta-se consideravelmente a complexidade para a operação e gestão dos 
dados trafegados pelas redes inteligentes, conforme ilustrado nas Figuras 2 e 3. 
 
 
Figura 2: Novas ferramentas para operação5. 
 
Figura 3: Redes inteligentes5. 
 
 
5 Fonte: IRENA (2019), Innovation landscape brief: Internet of Things, International Renewable Energy Agency, Abu Dhabi.a conexão de geração distribuída, baterias, microrredes e 
programas de resposta à demanda como alternativas a obras de reforço ou expansão da rede destinadas 
ao atendimento de novas cargas, melhorias do perfil de tensão ou de indicadores de continuidade e 
confiabilidade, como recondutoramento de alimentadores, substituição de transformadores, instalação 
de banco de capacitores, ampliação ou construção de subestações, entre outras. 
 
127. Para tanto, as distribuidoras devem demonstrar ao regulador australiano que tais 
alternativas são mais vantajosas que os investimentos tradicionais, por meio de análises de custo-
benefício. A Figura 24 ilustra os procedimentos e requisitos que devem ser seguidos pelas distribuidoras 
na avaliação dos projetos. 
 
69 Australian Energy Regulator – AER. Application guidelines - Regulatory Investment Test for Distribution (RIT-D), dezembro de 
2018. 
70 Smart Electric Power Alliance. Non-Wires Alternatives: Case Studies from Leading U.S. Projects, novembro de 2018. 
71 Anexo II, Experiência Internacional Sobre Recursos Energéticos Distribuídos. 
72 Fonte: Smart Power Alliance (2019), Non-Wires Alternatives – Incorporating NWAs into your Grid Modernization Program. 
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Figura 24: Procedimento utilizado pela distribuidora Ausgrid/Australia73. 
 
128. Conforme ilustrado na Figura 24, uma vez identificadas oportunidades de utilização de 
baterias, geração local, gerenciamento da demanda, ou outras formas de mitigar ou postergar 
investimentos em ativos de rede, abre-se uma chamada pública de projetos com os estudos técnicos para 
subsidiar os possíveis interessados em prestar tais serviços. 
 
129. Por fim, a distribuidora publica um relatório final com as contribuições e propostas 
eventualmente recebidas e, se não houver interessados, a empresa executa a obra tradicional 
previamente dimensionada. 
 
130. Dessa forma, a regulação australiana inseriu a avaliação de alternativas a investimentos em 
rede no planejamento do sistema de distribuição, permitindo a análise técnica e econômica de todas as 
opções disponíveis e a participação da sociedade. 
 
131. No Brasil, há o exemplo da Chamada Pública da Copel, destacado no item III.1.5, para 
contratar energia elétrica74 proveniente de geração distribuída para formar microrredes em até 32 
conjuntos elétricos pré-determinados visando à redução do DEC nos casos de faltas na rede de 
distribuição. 
 
73 Disponível em: https://www.ausgrid.com.au/Industry/Regulation/Network-planning/Regulatory-investment-test-
projects/Regulatory-investment-test-process 
74 Até 50 MW médios (aproximadamente 2% da energia anual requerida) pelo prazo máximo de 5 anos. 
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132. Para tanto, conforme estabelecido na REA nº 9.224/2020, a Copel deverá demonstrar à 
ANEEL que tais alternativas são mais vantajosas que os investimentos tradicionais, por meio de análise de 
custo-benefício. O resultado dessa chamada pública deverá ser submetido para avaliação da Agência75 e, 
caso homologado, os montantes contratados e os respectivos custos serão considerados nos próximos 
reajustes e revisões tarifárias da distribuidora, subsequentes ao início do suprimento. 
 
133. Em outra frente, a Agenda Regulatória 2021/2022 prevê a Atividade nº 75: 
“Aprimoramento do modelo para Contrato de Geração Distribuída – CGD”76, que além de padronizar os 
contratos resultantes de chamada pública, seguindo o Decreto nº 5.163/2004, também pretende 
estabelecer os parâmetros técnicos e econômicos que devem guiar a análise de menor custo global 
realizado pelas distribuidoras, comparando-se às tradicionais ações de operação e manutenção ou à 
execução de obras para reforço ou expansão da rede com a alternativa de contratação de energia de 
geração distribuída para fins de postergação de investimentos, melhorias da confiabilidade e 
continuidade do suprimento, redução de perdas, entre outros. 
 
III.6 Experiência internacional 
 
134. O Anexo II desta Nota Técnica traz o estudo realizado pelas consultorias Siglasul e PSR, 
dentro da cooperação técnica ANEEL/GIZ, sobre a experiência internacional na regulação de recursos 
energéticos distribuídos, com foco nos aspectos técnicos e econômicos dos seguintes países: Alemanha, 
Austrália, Reino Unido, Espanha, Itália, Estado Unidos (Califórnia e Nova Iorque), Índia, Colômbia, Chile e 
México. 
 
135. Neste item serão apresentadas as principais constatações obtidas no referido estudo, 
análises comparativas entre os países avaliados e as melhores práticas identificadas. As informações 
detalhadas de cada país podem ser consultadas no Anexo II. 
 
III.6.1 Análises comparativas 
 
136. A Tabela 5 sintetiza o grau de maturidade regulatória e adoção de serviços prestados por 
geração distribuída, armazenamento, veículos elétricos, resposta da demanda, usinas virtuais e 
microrredes nos países estudados. 
 
 
 
 
 
 
75 Conforme disposto na Resolução Normativa nº 783, de 26 de setembro de 2017. 
76 Processo nº 48500.004107/2005-55, com previsão de abertura de Consulta Pública em 2021. 
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Tabela 5: Serviços de RED em cada país77. 
 
 
137. Com relação à geração distribuída, o autoconsumo e a injeção na rede são adotados em 
todos os países estudados. Para o armazenamento, destacam-se o autoconsumo (exceto no México com 
estágio inicial) e a injeção na rede (exceto na Colômbia em estágio inicial e não permitido no México). Por 
outro lado, a prestação de serviços ancilares é praticada apenas na Alemanha, Reino Unido, Califórnia, 
Nova Iorque e Austrália. 
 
138. A recarga residencial de veículos elétricos com medidores exclusivos ocorre em cinco 
países, enquanto a injeção de energia na rede (V2G) está em estágio inicial (projetos pilotos) na Alemanha, 
Reino Unido, Califórnia, Nova Iorque, Espanha e Itália. 
 
139. A regulação define o escopo de atuação dos agregadores em programas de resposta da 
demanda e/ou usinas virtuais na Alemanha, Reino Unido, Califórnia, Nova Iorque e Colômbia. Por fim, as 
microrredes apresentam baixa participação nos mercados avaliados, mas com diversos projetos pilotos, 
que podem evoluir para uma regulação. 
 
140. Conforme destacado no item III.3, os RED podem provocar impactos no sistema elétrico 
dependendo da localização, grau de penetração e capacidade de absorção da rede. A Tabela 6 apresenta, 
de forma resumida e agregada, os principais impactos positivos e negativos do ponto de vista elétrico. 
 
77 Fonte: Anexo II, item 3. 
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141. Nesse caso, não são detalhados os efeitos de cada RED, sendo que nos países onde o 
armazenamento está mais desenvolvido e há mecanismos eficientes para incentivar o uso da rede em 
horários adequados do ponto de vista elétrico observam-se os melhores resultados. 
 
Tabela 6: Impactos dos RED na rede77. 
 
 
142. Pode-se citar os exemplos da Austrália e da California, onde as novas instalações de geração 
solar fotovoltaica devem possuir inversores com a capacidade de suportar distúrbios na rede, permitir a 
operação remota da distribuidora e oferecer as funções volt-watt78 e volt-var79, visando reduzir as 
restrições de exportação para rede. Já as baterias instaladas em unidades consumidoras na Califórnia só 
podem injetar a energia armazenada oriunda da geração distribuída. 
 
143. Adicionalmente, sistemas de armazenamento, microrredes e programas de resposta da 
demanda permitiram que as redes da Austrália, Colômbia, Califórnia e Nova Iorque ficassem mais 
resilientes a eventos climáticos adversos nesses países. 
 
144. Sob outro prisma, sabe-se que há impactos financeiros tanto nas tarifas dos consumidores 
sem RED quanto na sustentabilidade financeira das distribuidoras, em função da redução do consumo, da 
estrutura tarifária e da forma de cálculo da receita regulatória. A Tabela 7 ilustra, de forma qualitativa, os 
resultados em cada país. 
 
78 Método de controle de tensão no ponto de conexão em função da potência ativa injetada pelo inversor. 
79 Métodos de controle de tensão no ponto de conexão em função da potência reativa injetada pelo inversor. 
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145. Os resultados positivos apresentados na Tabela 7 estão diretamente relacionados com a 
regulação econômica adotada em cada país e a respectiva estrutura tarifária, as quais reduzem os riscos 
das distribuidoras ao garantir, por exemplo, uma receita fixa independentemente da redução do mercado 
consumidor devido à maior inserção de geração distribuída e armazenamento de energia. 
 
Tabela 7: Impactos financeiros dos RED77. 
 
 
146. Por outro lado, observa-se que Alemanha, Califórnia, Austrália, Itália e Colômbia tiveram, 
simultaneamente, aumentos tarifários relacionados ao aumento de RED e melhoria da sustentabilidade 
financeira das distribuidoras. Os destaques ficam por conta do Reino Unido e Nova Iorque, que 
conseguiram obter resultados positivos para consumidores e empresas de energia, em função de ações 
que incentivam o uso de non-wires alternatives, sinais locacionais para conexão de RED e redução de 
riscos para a distribuidora, entre outros pontos. 
 
147. A Tabela 8 apresenta os regimes regulatórios e a forma de tratamento da receita 
regulatórias em cada país. O Anexo I detalha os modelos de regulação econômica citados na referida 
tabela. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Tabela 8: Modelos de regulação econômica77. 
 
 
148. A estrutura tarifária é uma ferramenta fundamental para criar os incentivos aos 
consumidores para utilizar a rede de forma otimizada, reduzindo o consumo e estimulando a injeção de 
energia nos horários de pico, além do carregamento de veículos elétricos e sistemas de armazenamento 
nos horários de carga leve, o que melhora o fator de carga da rede e reduz a necessidade de investimentos 
na expansão. 
 
149. A Tabela 9 compara as estruturas tarifárias de cada país analisado, divididas por níveis de 
tensão. Chama a atenção a existência de tarifas binômias em todos os países, sendo que na maioria dos 
casos aplica-se a cobrança de tarifa fixa e de demanda. Apenas Mexico e Colômbia não possuem alguma 
forma de tarifa com granularidade temporal. 
Tabela 9: Comparação da estrutura tarifária77. 
 
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III.6.2 Melhores práticas 
 
150. Com objetivo de identificar as melhores práticas de regulação técnica e econômica 
implantadas para cada RED nos países estudados, o terceiro relatório preparado pelas consultorias 
Siglasul e PSR80 selecionou os países ou jurisdições com maior difusão dos RED, arcabouços regulatórios 
mais avançados e melhores impactos no sistema elétrico. 
 
151. Para a regulação técnica, foram listados os países com as melhores práticas avaliadas para 
cada RED, com destaque para a Alemanha e Califórnia. A Tabela 10 apresenta os principais aspectos 
considerados e os países selecionados. 
 
Tabela 10: Melhores práticas - regulação técnica81. 
 
 
152. Com respeito à regulação econômica, foram selecionados os modelos implantados na 
Austrália, Reino Unido, Nova Iorque, Espanha e Chile, em função da grande difusão dos RED nesses países, 
sua relevância na definição dos custos de rede e alcance dos melhores resultados na avaliação qualitativa 
de impactos nas tarifas dos consumidores e sustentabilidade financeira das distribuidoras. A Tabela 11 
apresenta as principais características dos modelos de cada país escolhido. 
 
80 Propostas de Modelos Regulatórios, Anexo III. 
81 Fonte: Anexo III, item 2.1. 
Alemanha Reino Unido Califórnia Nova Iorque Austrália Itália
Geração distribuída
inversores inteligentes > 100 kW sim sim
restrição injeção na rede sim não sim
Armazenamento
conexão à rede sim sim sim sim
uso com GD sim sim sim sim
restrição injeção na rede sim não não sim
serviços ancilares sim sim sim sim
Veículo elétrico
medição individual - - sim
limite recarga residencial 7 kW 7 kW 7 kW
limites capacidade e tensão recarga sim sim sim
injeção na rede (V2G) projeto piloto sim projeto piloto
Resposta da demanda
agregadores independentes sim, com restrições sim, com restrições sim
capacidade mínima agregação - 1 MW 100 kW
consumidores residenciais sim sim sim
serviços ancilares sim sim sim
Microrredes
atividade permitida sim sim sim sim
operada pela distribuidora sim - - piloto
regulação sim em construção em construção em construção
Usinas virtuais
agregadores independentes sim sim sim
capacidade mínima agregação - 500 kW 1 MW
consumidores residenciais sim sim limitada
serviços ancilares sim sim sim
venda de energia sim sim não
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Tabela 11: Melhores práticas – regulação econômica82. 
 
 
153. O modelo australiano se destaca pela evolução do planejamento da distribuidora, 
considerandoo uso de alternativas a investimentos em ativos de rede83 em determinados casos84. 
Também são adotadas tarifas com parcelas fixas, componente de demanda para consumidores de média 
e alta tensão e sinalização horária, inclusive para consumidores com geração distribuída de baixa tensão, 
para incentivar o uso eficiente da rede e o armazenamento de energia nos horários fora de ponta. 
 
154. O Reino Unido se destaca pela adoção de mecanismos para mitigar os efeitos dos RED na 
sustentabilidade financeira das distribuidoras, incentivar a inovação, eficiência, melhoria da qualidade dos 
serviços e redução dos custos para os acessantes85. 
 
155. Dentre eles, pode-se citar a abordagem TOTEX86, o Revenue-Cap87, mecanismos de 
incerteza para ajustes nas projeções de mercado, e o reconhecimento de custos associados a projetos de 
 
82 Fonte: Anexo III, item 2.2. 
83 Non-network options ou non-wires alternatives. 
84 Investimentos superiores a 6 milhões de dólares australianos, conforme destacado na seção III.5.1. 
85 RIIO (Revenue = Incentives + Innovation + Outputs). 
86 Ver explicação no item 2.2.4 do Anexo II. 
87 Ver explicação no item 5.3.2 do Anexo I. 
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inovação na rede e medidores inteligentes. Além disso, a aplicação de tarifas multipartes com 
granularidade temporal incentiva o uso eficiente da rede. 
 
156. Por seu turno, o modelo de Nova Iorque foi revisto dentro do Reforming the Energy Vision 
(REV), com objetivo de acelerar a transição energética no estado, incentivando o uso de non-wires 
alternatives pelas distribuidoras, o decoupling88, e a valoração da energia injetada89 por RED considerando 
sua localização, horário e benefícios ambientais. 
 
157. A Espanha e o Chile adotam o modelo de rede de referência com a abordagem forward 
looking90, sendo que na Espanha há o reconhecimento de investimentos em digitalização da rede e no 
Chile são consideradas as projeções de crescimento da geração distribuída na construção da rede de 
referência. A estrutura tarifária nos dois países apresenta granularidade temporal, com tarifas multipartes 
para o caso do Chile. 
 
III.7 Propostas para aprimoramentos na regulação no Brasil 
 
158. O terceiro relatório das consultorias Siglasul e PSR, disponível no Anexo III, trouxe 
propostas de alterações no modelo regulatório brasileiro para possibilitar maior inserção de RED, 
considerando as melhores práticas adotadas de regulação técnica e econômica dentre os países e 
jurisdições avaliadas, destacadas no item III.6. 
 
159. Para tanto, foram elaboradas sugestões para os horizontes de curto, médio e longo prazo, 
com intervalo de cinco anos entre cada um, considerando o nível de complexidade e nível de 
profundidade de cada proposta. É importante ressaltar que a numeração utilizada não reflete o grau de 
importância ou priorização de uma proposta sobre a outra. 
 
III.7.1 Propostas para o curto prazo 
 
160. A Figura 25 apresenta as cinco propostas formuladas para o horizonte de curto prazo (até 
cinco anos). 
 
 
88 Ver explicação no item 2.4.5 do Anexo II. 
89 Value of Distributed Energy Resource tariffs (VDER). 
90 A tarifa média é obtida por um fluxo de caixa que corresponde à tarifa de equilíbrio para todos os anos do ciclo tarifário. 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
Figura 25: Propostas de modificações no curto prazo91. 
 
161. A proposta 1 consiste na implantação de medidores inteligentes no mercado de baixa 
tensão, o que pode ser considerado o primeiro passo para viabilizar a expansão dos RED de forma racional 
e com menor impacto para o sistema elétrico e consumidores. 
 
162. O conhecimento dos dados de injeção de energia na rede, carregamento de veículos 
elétricos e baterias residenciais, consumo e demanda de instalações de baixa tensão são requisitos básicos 
para a construção de tarifas adequadas para otimizar o uso da rede e fornecer insumos para a 
distribuidora operar os ativos com maior segurança, eficiência e menor custo92. 
 
163. Além disso, implantar a comunicação entre o medidor e a distribuidora permite a oferta de 
novos serviços, tais como a resposta da demanda, o controle de tensão e o ilhamento de cargas no caso 
de faltas na rede. 
 
 
91 Fonte: Anexo III, item 5. 
92 Lamin, Hugo (2013). Análise de Impacto Regulatório da implantação de redes inteligentes no Brasil. Tese de Doutorado em 
Engenharia Elétrica, Publicação PPGENE.TD-076/13, Departamento de Engenharia Elétrica, Universidade de Brasília – UnB 
(disponível em: https://repositorio.unb.br/handle/10482/13962). 
 
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Fl. 44 da Nota Técnica nº 0076/2021 – SRD/ANEEL, de 17/06/2021 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
164. A qualidade dos serviços prestados pela distribuidora também será melhorada93, em 
função da rápida identificação das unidades consumidoras sem energia ou de alimentadores com níveis 
de tensão abaixo dos limites regulatórios, permitindo ações corretivas em menor tempo91. 
 
165. Apesar de parecer clara a necessidade de modernizar o parque de medição no país, esta 
não é uma tarefa simples e nem de execução rápida, pois envolve questões regulatórias de 
reconhecimento dos custos associados, com reflexos diretos na modicidade tarifária91. Por isso, deve-se 
discutir o público-alvo, a velocidade de substituição, as alternativas de financiamento, requisitos técnicos 
dos equipamentos, sistemas de comunicação, entre outros pontos. 
 
166. A proposta 2 trata da construção de tarifas não volumétricas94 para os consumidores de 
baixa tensão, com tratamento diferente entre aqueles com medidores inteligentes e medidores 
tradicionais (eletromecânicos ou eletrônicos com funções similares). 
 
167. Sobre esse tema, a literatura e os exemplos internacionais apresentam diversas 
alternativas para a definição de tarifas mais eficientes que a utilizada no mercado de baixa tensão no 
Brasil, cada uma com prós e contras. 
 
168. Dentre elas, o estudo95 indicou a aplicação de tarifas trinômias com diferenciação horária 
para os consumidores com medidores inteligentes e tarifas binômias (componentes fixa e volumétrica96) 
para aqueles com medidores tradicionais, tendo em vista as grandezas e funcionalidades disponíveis em 
cada equipamento (consumo, potência, tempo, reativos, energia injetada na rede, memória de massa, 
sistema de comunicação, entre outros). 
 
169. A proposta 3 aborda a criação de regulação específica para o armazenamento de energia 
no mercado de distribuição (sigla AD na figura 25), considerando os seguintes aspectos: 
 
• Associar o sistema de armazenamento à geração distribuída; 
• Permitir a limitação de energia injetada em determinadas circunstâncias; 
• Definir as tecnologias de armazenamento elegíveis;e 
• Estabelecer os serviços e atividades que poderiam ser prestados. 
 
 
 
93 Redução dos indicadores DEC (Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora) e FEC (Frequência Equivalente 
de Interrupção por Unidade Consumidora). 
94 Tarifas com componentes que não dependam exclusivamente do consumo. 
95 Propostas de Modelos Regulatórios, Anexo III. 
96 Valor atrelado ao consumo faturado. 
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Fl. 45 da Nota Técnica nº 0076/2021 – SRD/ANEEL, de 17/06/2021 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
170. Na proposta 4, foi sugerido aplicar às microrredes de propriedade da distribuidora os 
mesmos procedimentos técnicos (PRODIST) e tarifários (PRORET) utilizados aos demais ativos da 
concessão. Para as microrredes pertencentes a terceiros, haveria regras menos rigorosas quanto aos 
padrões técnicos. 
 
171. A proposta 5 visa permitir o uso de alternativas a investimentos em ativos da rede (non-
wires alternatives - NWA)97 pelas distribuidoras e incorporar esse procedimento ao Plano de 
Desenvolvimento da Distribuição - PDD, definido no Módulo 2 do PRODIST 98. 
 
III.7.2 Propostas de médio prazo 
 
172. A Figura 26 ilustra as propostas elaboradas pelo estudo84 para o horizonte de médio prazo 
(5 a 10 anos), as quais exigiriam maior esforço regulatório, com mudanças mais profundas na regulação 
econômica. Novamente, destaca-se que a ordem apresentada não representa uma lista de prioridades ou 
indica grau de relevância. 
 
173. A proposta 1 visa ampliar a atuação das distribuidoras em atividades consideras acessórias 
complementares99, permitindo a oferta de serviços de RED para os consumidores, como resposta da 
demanda, gestão energética, venda e instalação de equipamentos, assim como prestar serviços para 
empresas de RED, instalar ativos como baterias em subestações ou próximo de locais com grande 
concentração de geração distribuída e implantar microrredes, entre outros. 
 
174. A proposta 2 trata de alterações na receita regulatória das distribuidoras, abordando 
quatro aspectos: (i) regime regulatório, (ii) modelo de remuneração, (iii) mecanismos de ajustes de 
incerteza nas projeções e (iv) como incentivar o uso de alternativas a investimentos em rede (non-wires 
alternatives). 
 
175. A proposta 3 versa sobre alterações na forma de remuneração do sistema de compensação, 
estabelecido na REN nº 482/2012. O estudo84 sugere remunerar os consumidores com geração distribuída 
pela venda de excedente de energia, incorporando componentes locacionais, temporais e benefícios 
ambientais. 
 
176. Esse tema está sendo tratado no âmbito da Consulta Pública n° 25/2019 e é objeto de 
diversos projetos de lei no Congresso Nacional. Portanto, qualquer reestruturação no Sistema de 
Compensação, posterior ao exaustivo debate travado pela ANEEL desde 2015 junto à sociedade, 
dependerá do arcabouço legal a ser definido e das competências atribuídas à Agência para propor 
 
97 Ver item III.5.1. 
98 Planejamento da Expansão do Sistema de Distribuição. 
99 Caracterizada como atividade não-regulada, cuja prestação está relacionada com a fruição do serviço público de distribuição 
de energia elétrica e que pode ser prestada tanto pela distribuidora como por terceiros, observando-se a legislação de defesa 
do consumidor e a legislação de defesa da concorrência. Definição constante da REN nº 581/2013. 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
aprimoramentos nesse tema. 
177. Dessa forma, apesar de meritória e inspirada em locais com resultados positivos (Nova 
Iorque e Austrália), essa proposta não será avaliada nesta Tomada de Subsídios. 
Figura 26: Propostas de modificações no médio prazo90. 
178. A proposta 4 visa criar o ambiente regulatório para que agregadores independentes 
possam atuar em programas de resposta da demanda e usinas virtuais, com foco inicial em grandes 
consumidores. 
179. Por seu turno, a proposta 5 aborda a extensão do conceito de agregadores para os 
consumidores de baixa tensão, viabilizando sua participação em ações de resposta da demanda e 
integrando usinas virtuais. 
180. Apesar de serem similares, neste caso, a ordem de implantação das propostas é importante 
para obter melhores resultados. Assim, sugere-se começar com os grandes consumidores e 
posteriormente incluir os demais, a exemplo do ocorrido na Califórnia, Nova Iorque, Alemanha, Austrália 
e Itália. 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
181. A proposta 6 traz o uso obrigatório de inversores inteligentes nas instalações com geração 
distribuída. Nesse caso, por se tratar de horizonte de 5 a 10 anos, devem-se incluir as baterias e os veículos 
elétricos nesse escopo, que também provocarão impactos no sistema elétrico, e essa sugestão visa mitigar 
parte dos problemas elencados no item III.2. 
182. A proposta 7 visa a elaboração de regras de conexão para estações de recarga de veículos 
elétricos com a definição de limites de capacidade e tensão para instalações residenciais e públicas, assim 
como os tipos de carregadores permitidos. 
183. Por fim, a proposta 8 versa sobre a criação de regulação específica para microrredes, 
aplicável tanto para a infraestrutura de propriedade da distribuidora, quanto de terceiros, estabelecendo 
parâmetros operacionais e de segurança, direitos e deveres dos usuários e delimitando a área de atuação. 
III.7.3 Propostas de longo prazo 
184. Para encerrar o rol de propostas elencadas pelo estudo84, a Figura 27 apresenta o horizonte 
de longo prazo (entre 10 e 15 anos), com duas sugestões relacionadas a veículos elétricos. 
Figura 27: Propostas de modificações no longo prazo90. 
185. A primeira proposta aborda o estabelecimento de uma tarifa horária específica para os 
usuários de veículos elétricos, objetivando sinalizar os períodos mais vantajosos para os consumidores e 
para a rede ao realizar o carregamento em estações comerciais e residenciais. 
186. A proposta 2 visa inserir a tecnologia vehicle to grid (V2G) no ambiente regulatório, 
definindo procedimentos de conexão e a forma de remuneração pelos serviços prestados à rede. 
III.8 Barreiras identificadas 
III.8.1 Medição 
187. O Módulo 5 do PRODIST estabelece os requisitos técnicos mínimos para sistemas de 
medição utilizados para o faturamento de usuários do sistema de distribuição, apuração de parâmetros 
de qualidade de energia elétrica, planejamento e operação do sistema elétrico. 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
188. Segundo as regras vigentes, o sistema de medição utilizado para consumidores do GrupoB 
deve ser capaz de apurar, no mínimo, a energia ativa em kWh e, para aqueles enquadrados na modalidade 
tarifária branca, o medidor deve apurar o consumo em pelo menos quatro postos tarifários. A instalação 
de tais medidores não tem custos para o consumidor. 
 
189. Por outro lado, caso o consumidor solicite um medidor com funcionalidades adicionais100 
visando apurar os indicadores de qualidade da tensão e interrupções de curta e longa duração na unidade 
consumidora, pagará a diferença de custo entre esse sistema de medição e aquele que atende aos 
requisitos mínimos estabelecidos para o faturamento da tarifa branca. 
 
190. Dessa forma, não há um comando para as distribuidoras instalarem medidores inteligentes 
para consumidores de baixa tensão, com sistemas de comunicação e apuração de grandezas como 
demanda, energia reativa e maior granularidade horária. 
 
191. Ainda que não exista atualmente um comando regulatório que imponha a instalação de 
medidores inteligentes, essa decisão está aberta às distribuidoras, que possuem liberdade na direção de 
seus negócios, investimentos, pessoal, material e tecnologia. 
 
192. Alternativamente, as distribuidoras já utilizaram recursos de programas de Pesquisa e 
Desenvolvimento para implantar projetos pilotos de redes inteligentes, com substituição de medidores. 
Dentre esses, destaca-se o projeto da Copel no município de Ipiranga/PR iniciado em 2018 com 5 mil 
consumidores e posteriormente expandido101 para 151 municípios, tendo como meta a instalação de 
aproximadamente 1,5 milhão de medidores eletrônicos com comunicação direta com o Centro Integrado 
de Operação da Distribuição, além de maior automação da rede. 
 
193. Caso seja dado um comando da Agência para substituição em larga escala dos medidores 
atuais102 por equipamentos com funcionalidades mais avançadas, em um curto espaço de tempo e antes 
que a vida útil dos medidores atuais seja atingida, haveria impactos na tarifa dos consumidores cuja 
magnitude não foi estimada neste trabalho. 
 
III.8.2 Tarifas do grupo B 
 
194. O Decreto nº 62.724, de 17 de maio de 1968, estabeleceu as normas gerais de tarifação 
para as empresas concessionárias de serviços públicos de energia elétrica. Até a publicação do Decreto 
nº 8.828, de 2 de agosto de 2016, que revogou o art. 13 do Decreto nº 62.724/68, havia o comando para 
as tarifas do grupo B serem calculadas sob a forma binômia, com uma componente de demanda de 
potência e outra de consumo de energia, e fixadas, após conversão, para a forma monômia equivalente, 
 
100 Estabelecido no item 3.3.2, seção 5.1, Módulo 5 do PRODIST. 
101 https://www.copel.com/hpcweb/rede-eletrica-inteligente-comeca-a-chegar-aos-paranaenses/ 
102 Aproximadamente 80 milhões de consumidores de baixa tensão. Fonte: https://www.aneel.gov.br/relatorios-de-consumo-
e-receita. 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
obtendo-se uma tarifa média. 
 
195. Com a retirada desse comando, abriu-se a possibilidade de aplicar tarifas multipartes para 
tais consumidores, a exemplo do que já ocorre para os consumidores do Grupo A. 
 
196. Nesse sentido, a ANEEL abriu a Audiência Pública nº 59/2018103 com objetivo de obter 
subsídios relativos à necessidade de aperfeiçoamentos na estrutura tarifária aplicada às unidades 
consumidoras do Grupo B e aos impactos associados à sua aplicação. Até o momento, não houve uma 
deliberação da Diretoria da Agência nesse processo. 
 
197. É importante destacar que na tarifa monômia volumétrica aplicada aos consumidores de 
baixa tensão, o valor da fatura depende apenas da quantidade de energia consumida. Contudo, no setor 
elétrico existem diversos custos que não dependem da quantidade de energia elétrica consumida e 
produzida, como a construção de subestações e ampliação de redes, cujo retorno financeiro ocorre no 
longo prazo. 
 
198. Com isso, ações de eficiência energética e instalação de geração distribuída em unidades 
consumidoras de baixa tensão implicam não apenas a redução da fatura, mas também da receita das 
distribuidoras em um primeiro momento e, posteriormente, aumento da fatura dos demais 
consumidores, de forma a manter o equilíbrio econômico-financeiro estabelecido nos contratos de 
concessão. 
 
199. Com o crescimento exponencial da geração distribuída e advento dos demais RED, há 
necessidade de evolução da estrutura tarifária e da regulação econômica para garantir a sustentabilidade 
financeira das empresas e a modicidade tarifária dos consumidores. 
 
III.8.3 Armazenamento de energia 
 
200. Conforme apontado no item III.2.2, não existe regulação específica no Brasil para o uso de 
sistemas de armazenamento de energia, tais como baterias, limitando-se sua aplicação a sistemas de 
emergência em instalações consumidoras com cargas críticas, sem injeção de energia na rede. 
 
201. O Inmetro abriu a Consulta Pública nº 16/2021 propondo, entre outros aspectos, os 
procedimentos para ensaios de baterias acopladas a inversores de sistemas solar fotovoltaicos. É 
importante que sejam estabelecidos também em norma da Associação Brasileira de Normas Técnicas - 
ABNT os requisitos técnicos mínimos de segurança, proteção, conexão à rede, e padronização dos 
parâmetros de eficiência e desempenho que permitam a comparação entre modelos de diferentes 
fabricantes, assim como existência de laboratórios credenciados no país. 
 
 
 
103 Processo nº 48500.000858/2018-05. 
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202. A Resolução Normativa nº 697, de 16 de dezembro de 2015, que estabelece os 
procedimentos e remuneração de centrais geradoras por serviços ancilares fornecidos ao SIN, 
previamente recomendados pelo ONS, não trata de RED conectados na rede de distribuição. Não há 
previsão de quais serviços poderiam ser prestados para a rede de distribuição e, consequentemente, 
qualquer forma de pagamento. 
 
203. Adicionalmente, não há mercado de serviços ancilares no Brasil, onde os proprietários de 
RED poderiam ofertar serviços e preços para o operador do sistema de transmissão, tais como suporte de 
tensão e frequência104. 
 
III.8.4 Resposta da demanda 
 
204. A REN nº 792/2017 estabeleceu os critérios e as condições do programa piloto de Resposta 
da Demanda, com vigência inicial até 30 de junho de 2019 e posteriormente prorrogado até 27 de junho 
de 2021. 
 
205. Inicialmente, o público-alvo eram os consumidores livres, consumidores parcialmente 
livres e consumidores cujos contratos de compra de energia seguem os preceitos estabelecidos no artigo 
5º da Lei n° 13.182, de 3 de novembro de 2015, conectados na rede de supervisão do ONS e localizados 
nos subsistemas nordeste e norte, que estejam adimplentes no âmbito da CCEE. 
 
206. Tendo em vista a baixa adesão105 ao programa, houve sucessivas prorrogações de prazo e 
a retirada106 da limitação de localização das cargas nos subsistemas nordeste e norte. Assim, os 
consumidores de todo o país elencados no art. 4º da REN n º 792/2017 podem participar desse projeto 
piloto. 
 
207. Contudo, a abrangência desse projeto é limitada a grandes consumidores que possam 
provocar impactos na redede transmissão. Não há instrumentos regulatórios107 que motivem as 
distribuidoras a elaborar projetos de resposta da demanda baseados em incentivos, tais como os listados 
na tabela 2, ou regras para atuação de agregadores independentes. 
 
 
104 AEMO (Austrália): Frequency Control Ancillary Services (FCAS), Network Support Control Ancillary Services (NSCAS) and 
System Restart Ancillary Services (SRAS). 
105 Segundo a NT CCEE 0045/2019 e NT ONS 0061/2019, apenas o consumidor (BRASKEM UNIB BA) foi despachado pelo ONS 
durante 4h e redução de aproximadamente 14 MWh nesse período, considerando os descontos realizados. Documento 
disponível em: https://www.ccee.org.br/portal/faces/pages_publico/o-que-fazemos/resposta_demanda?_adf.ctrl-
state=mj7u4vg1g_1&_afrLoop=205366446294221#!%40%40%3F_afrLoop%3D205366446294221%26_adf.ctrl-
state%3Dmj7u4vg1g_5 . 
106 Resolução Normativa nº 911, de 21 de dezembro de 2020. 
107 A evolução da estrutura tarifária e da regulação econômica poderia criar os incentivos necessários para as distribuidoras 
utilizasse a resposta da demanda como ferramenta de gerenciamento da sua rede. 
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III.8.5 Veículos elétricos 
 
208. Apesar de haver baixa inserção de veículos elétricos no mercado brasileiro até o momento, 
é inegável o seu crescimento no mundo nos últimos anos, com redução de custos, lançamento de novos 
modelos e perspectiva de adesão de novos clientes no Brasil. 
 
209. Diante disso, dois aspectos chamam a atenção, pois podem se tornar barreiras a uma maior 
difusão de veículos elétricos. O primeiro é a ausência de padronização técnica de estações de recarga e o 
segundo é a vedação existente no art. 10 da REN nº 819/2018 para a injeção de energia por veículos 
elétricos na rede de distribuição (V2G), com a prestação de serviços ancilares. 
 
III.8.6 Microrredes 
 
210. Apesar dos potenciais benefícios proporcionados pelas microrredes urbanas, há desafios 
técnicos, regulatórios e econômicos em diversos países, incluindo o Brasil, que impedem o pleno 
desenvolvimento de projetos sem a utilização de subsídios ou recursos a fundo perdido. 
 
211. Do ponto de vista técnico, a falta de padrões nacionais e internacionais para microrredes 
podem levar a problemas de interconexão com as redes de distribuição, assim como dificuldades para 
manter o equilíbrio entre carga e geração durante a operação ilhada, afetando a estabilidade da rede 
local. 
 
212. Por outro lado, não existe regulação específica para microrredes, o que cria barreiras para 
modelos de negócio inovadores no Brasil (ex: Multi-user e Energy as a Service – EaaS), elevando as 
incertezas sobre a viabilidade econômica de tais projetos em face aos altos custos iniciais. 
 
213. Sob o prisma econômico, o ambiente regulatório no Brasil limita à obtenção de receitas 
adicionais pelos integrantes da microrrede, tais como a participação em programas de resposta da 
demanda e fornecimento de serviços ancilares à rede de distribuição, além dos riscos e custos associados 
às linhas de financiamento do mercado financeiro108. 
 
III.8.7 Usinas virtuais 
 
214. A ausência de regulação específica para agregadores independentes, somado ao fato de o 
armazenamento distribuído ainda depender de redução de preços dos equipamentos e evolução 
regulatória para sua inserção no setor elétrico brasileiro, apontam a existência de fortes barreiras no curto 
e médio prazo para a formação de usinas virtuais no país. 
 
 
 
108 M. A. L. Castro, P. C. Martinez, Y. Zhazylbek, N. J. Prova and I. H. Vargas, "Assessing Microgrid Feasibility in Australia and 
Brazil," 2020 International Conference on Smart Grids and Energy Systems (SGES), 2020, pp. 18-23, disponível em: 
https://ieeexplore.ieee.org/document/9364511 
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III.8.8 Impactos no sistema elétrico 
215. O item III.3 abordou os principais impactos elétricos que os RED podem provocar 
inicialmente na rede de distribuição e, dependendo do grau de difusão, atingindo também o sistema de 
transmissão. 
216. Como forma de mitigar tais efeitos, diversas estratégias estão sendo adotadas em países 
com maior inserção de RED, tais como a restrição de injeção de energia em determinados alimentadores, 
ajustes nas proteções109e a adoção compulsória de inversores com recursos de comunicação e 
possibilidade de operação remota pela distribuidora. 
217. No Brasil, deve-se aprimorar as normas técnicas nacionais emitidas pela ABNT, avaliar os 
impactos nas normas técnicas das distribuidoras e no PRODIST. 
III.8.9 Alternativas a investimentos em ativos de rede ou a gastos de operação e manutenção 
218. O uso de alternativas a investimentos em ativos de rede (non-wires alternatives) pela 
distribuidora não está regulado. O Módulo 2 do PRODIST estabelece os procedimentos para a elaboração 
do Plano de Desenvolvimento da Distribuição – PDD, que precisaria ser alterado para permitir a 
incorporação dessas ações no planejamento anual das empresas, assim como a definição de metodologia 
para comparação com as alternativas tradicionais de execução de obras para reforço ou expansão da rede. 
219. Outro ponto que merece avaliação e eventual revisão do PRORET é a forma de 
reconhecimento desses investimentos na formação da tarifa da distribuidora, pois haveria a substituição 
de gastos com novos ativos (CAPEX) pela contratação de serviços de RED (OPEX) prestados por terceiros, 
inclusive de consumidores. 
III.8.10 Regulação econômica 
220. A REN nº 581/2013 e o submódulo 2.7110 do PRORET estabelecem o rol de atividades 
complementares (não reguladas) que podem ser exercidas pelas distribuidoras e os percentuais de 
compartilhamento da receita bruta111 auferida em cada serviço prestado com os consumidores em prol 
da modicidade tarifária, de forma a atender ao comando do contrato de concessão. 
221. Como forma de maximizar os ganhos com atividades não reguladas, as distribuidoras 
decidiram prestar tais serviços por meio de subsidiárias, as quais não estão sob o controle da Agência. 
Portanto, dentro do ambiente regulado, o percentual de compartilhamento de receita pode ser uma 
109 Para evitar a desconexão em cascata no caso de perturbações na rede de transmissão. 
110 Outras Receitas. 
111 Entre 30% e 60%. 
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Fl. 53 da Nota Técnica nº 0076/2021 – SRD/ANEEL, de 17/06/2021 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
barreira para as distribuidoras prestarem diretamente os novos serviços de RED aos consumidores e às 
empresas especializadas nesse ramo. 
222. Em outra linha, a eventual mudança do atual regime regulatório Price-Cap para outro, 
como o Revenue-Cap, TOTEX, Rate of Return ouHíbrido implicaria mudanças profundas nos contratos de 
concessão e no PRORET, constituindo-se uma barreira regulatória no curto prazo e demandaria um 
período de transição entre o modelo atual e o novo. 
223. A utilização de novas abordagens metodológicas para reduzir os riscos de variações no 
mercado das distribuidoras, em função da inserção de RED e redução da energia comercializada, tais como 
forward looking e decoupling, demandariam alterações no PRORET e ações da ANEEL para evitar impactos 
tarifários devido à transferência de tais riscos aos consumidores. 
III.8.11 Digitalização do mercado de energia 
224. Conforme abordado no item III.1, já existem iniciativas e projetos pilotos em diversos 
países para tornar o consumidor um participante ativo do mercado de energia elétrica, por meio de 
ferramentais digitais agregadas à geração distribuída, armazenamento, veículos elétricos, microrredes e 
usinas virtuais. 
225. Para tanto, os consumidores precisam ter a liberdade de escolher livremente o seu 
fornecedor de energia elétrica, incluindo outros consumidores com RED, e as tarifas aplicadas pela 
distribuidora devem permitir que os custos fixos de operação, manutenção e substituição de 
equipamentos sejam recuperados. 
226. Os medidores instalados nas unidades consumidoras devem ser inteligentes112 e as 
questões de privacidade dos dados trafegados na rede devem ser rigorosamente tratadas pela regulação. 
III.9 O “problema regulatório”113 e a atuação da ANEEL 
227. Conforme debate realizado por meio da Consulta Pública nº 03/2019114, a atuação da 
ANEEL é pautada por um conjunto de Objetivos Regulatórios para o segmento de distribuição, 
112 Lamin, Hugo (2013). Análise de Impacto Regulatório da implantação de redes inteligentes no Brasil. Tese de Doutorado em 
Engenharia Elétrica, Publicação PPGENE.TD-076/13, Departamento de Engenharia Elétrica, Universidade de Brasília – UnB 
(disponível em: https://repositorio.unb.br/handle/10482/13962). 
113 O termo “problema regulatório” é aqui utilizado como a situação que se pretende solucionar e os objetivos que se pretende 
alcançar com a atuação regulatória, conforme preceitos estabelecidos pelo Decreto nº 10.411/2020, que regulamenta a Análise 
de Impacto Regulatório. 
114 Nota Técnica n° 27/2019/SRM-SGT-SPE-SRD/ANEEL (Documento SIC nº 48580.000328/2019-00, parte do Processo 
48500.000018/2019-15). Documentos da Consulta Pública nº 03/2019 estão disponíveis em 
https://www.aneel.gov.br/consultas-publicas-antigas. 
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Fl. 54 da Nota Técnica nº 0076/2021 – SRD/ANEEL, de 17/06/2021 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
conceituados como: 
 
• Universalização do acesso à energia; 
• Qualidade técnica (continuidade do serviço e conformidade da tensão); 
• Qualidade do atendimento comercial; 
• Redução de perdas; 
• Eficiência de custos; 
• Eficiência energética; e 
• Sustentabilidade econômico-financeira. 
 
228. Assim, apesar da importância para o setor elétrico, a adoção de novas tecnologias e de 
novos modelos de negócio no segmento de distribuição não deve ser entendida como uma finalidade em 
si, mas como uma alternativa para se atingir esses Objetivos Regulatórios115. O principal desafio que se 
apresenta à ANEEL é o de desenvolver mecanismos que visem equilíbrio entre dois pilares fundamentais: 
 
 (1) O ambiente regulatório não se deve constituir como barreira à introdução de novas 
tecnologias e novos modelos, de modo que o setor elétrico possa se beneficiar das 
possibilidades viabilizadas por inovações; 
 
 (2) Ao mesmo tempo, a inserção desses novos mecanismos não pode ocorrer a qualquer 
custo, devendo acontecer de tal maneira que os custos e benefícios sejam compartilhados 
de forma equilibrada entre distribuidoras, consumidores e demais partes envolvidas. 
 
229. Diante da busca do equilíbrio entre esses dois pilares, o cerne da discussão acerca da 
inserção de novos modelos e novas tecnologias recai, de um modo geral, sobre as responsabilidades de 
cada agente. 
 
230. A ANEEL deve se concentrar no objetivo final pretendido pelos regulamentos e, assim, cabe 
ao regulador a definição no sentido de estabelecer “o que deve ser feito”. Às distribuidoras, cabe a decisão 
de “como deve ser feito”, tendo liberdade para atuar116, uma vez que é a própria empresa quem tem mais 
 
115 No mesmo sentido, do ponto de vista jurídico, o princípio da atualidade, insculpido no Art. 6º da Lei Geral de Serviços 
Públicos (Lei nº 8.987, de 1995), é compreendido pela melhor literatura jurídica como um corolário do princípio da eficiência. 
Como exemplo, tem-se o Manual de Direito Administrativo de Matheus Carvalho, que ensina sobre o princípio da atualidade: 
“trata-se de princípio diretamente ligado ao dever de eficiência imposto ao Estado na execução de suas atividades, haja vista 
o entendimento de que a evolução técnica visa à garantia de um serviço mais seguro e com melhores resultados”. 
116 Como exemplo para o segmento de distribuição, a questão da liberdade operacional está expressamente disposta nos 
contratos de concessão, conforme cláusula a seguir: 
 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
conhecimento do mercado e da área de concessão onde opera, é quem atua no dia a dia com a prestação 
do serviço e quem tem responsabilidade e a outorga para tal. 
 
231. Como exemplo dessa abordagem, destaca-se a qualidade do serviço prestado pelas 
distribuidoras. À ANEEL, cabe a definição de patamares considerados razoáveis e o estabelecimento de 
limites regulatórios (“o que deve ser feito”). Já as concessionárias devem gerir todos os recursos para 
alcançar o objetivo da melhor forma, escolhendo entre vários mecanismos disponíveis (“como deve ser 
feito”). 
 
232. Ainda com relação à qualidade do serviço, entre esses recursos estão diversas novas 
tecnologias relacionadas à automação das redes, possibilitando atuações remotas, restauração 
automática, remanejamento de cargas e reconfiguração de circuitos sem a necessidade de atuação 
humana, eliminando falhas e avançando na qualidade. 
 
233. Mas o investimento em equipamentos não é a única solução. Os deslocamentos e as 
atividades operacionais de equipes de campo também podem ser aperfeiçoados e otimizados. Ademais, 
as empresas podem se utilizar de métodos alternativos de gestão de processos e de pessoas, além de 
ações de operação e manutenção (que também são influenciados positivamente pelo avanço tecnológico, 
ainda que não sejam necessariamente relacionados à implantação de equipamentos de rede). 
 
234. Havendo o alinhamento dos incentivos empresariais aos Objetivos Regulatórios, novos 
modelos e investimentos em novas tecnologias ocorrem naturalmente quando geram os melhores 
resultados no caso concreto. Essa visão encontra respaldo em publicações sobre o tema, tal como o 
estudo “The Utility of the Future” do MIT117, a partir do qual são transcritos a seguir alguns trechos (em 
tradução livre): 
 
 “[...] Nós não partimos da premissa que os sistemas do futuro serão dominados por recursos 
distribuídos ou centralizados. Diferentemente, nossas recomendações tentam criar um 
‘campo nivelado’ no qual eles possam competir de maneira justa e eficiente paraproporcionar serviços de eletricidade. 
 
 [...] O objetivo é remover barreiras ineficientes à integração de novas fontes de serviços 
de eletricidade, repensar incentivos mal desenhados para certos recursos e apresentar 
um sistema de preços e cobranças que encorajem decisões eficientes. A partir desse 
framework, todos consumidores e fornecedores de serviços de eletricidade podem fazer 
 
“Na prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica referido neste Contrato, a DISTRIBUIDORA se 
compromete com a prestação do serviço adequado, tendo ampla liberdade na direção de seus negócios, investimentos, 
pessoal, material e tecnologia, observadas as prescrições deste Contrato e das normas legais e regulamentares, assim 
como as instruções e determinações do PODER CONCEDENTE e da ANEEL.” 
117 The Utility of the Future”, publicação de 2016 do MIT Energy Initiative em colaboração com IIT Comillas. Disponível em: 
http://energy.mit.edu/research/utility-future-study. 
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Fl. 56 da Nota Técnica nº 0076/2021 – SRD/ANEEL, de 17/06/2021 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
escolhas eficientes baseadas em incentivos precisos que reflitam o valor econômico desses 
serviços e suas próprias preferências pessoais. 
 
 […] Seja qual for o mecanismo perseguido, o objetivo é importante: as distribuidoras devem 
ser livres para encontrar a combinação de custo mais econômica entre investimentos 
convencionais e novas despesas operacionais (incluindo pagamento a Recursos 
Energéticos Distribuídos - RED) para atender a demanda por serviços de rede ao nível de 
qualidade desejado.” (grifos nossos) 
 
235. Portanto, a regulação não deve estar pautada em simplesmente estimular a inovação e 
novos recursos de forma geral e irrestrita, mas sim em oferecer os incentivos corretos que permitam à 
distribuidora tomar a decisão mais efetiva para atingimento de suas metas e mais eficiente em relação 
aos seus custos (operacionais ou de capital) e ao tipo de tecnologia (convencional ou nova). Além da 
atuação das distribuidoras, o mesmo raciocínio vale para iniciativas de consumidores (ou outros agentes), 
de modo que a regulação deve buscar o equilíbrio e não deve se constituir como obstáculo. 
 
III.10 Questões 
 
236. Com base nos tópicos apresentados nesta Nota Técnica, foram elaboradas questões 
objetivando coletar informações e impressões de consumidores e agentes do mercado de energia para 
subsidiar os próximos passos da ANEEL sobre os temas tratados neste estudo. Essas questões são o objeto 
principal da Tomada de Subsídios e são destinadas ao direcionamento das contribuições que serão 
enviadas à Agência. 
 
1. Como transformar o consumidor de energia em protagonista do setor elétrico? Quais 
iniciativas regulatórias poderiam ser realizadas para pavimentar esse caminho e qual 
o prazo para implementação de cada iniciativa? 
 
2. Quais ações poderiam ser tomadas pela Agência para viabilizar a adoção de novas 
ferramentas digitais e modelos de negócios inovadores de RED na rede de 
distribuição? 
 
3. Quais experiências internacionais, além dos países citados no item III.6, poderiam 
ser consideradas referências de sucesso na regulação de RED? 
 
4. Quais alternativas regulatórias poderiam ser implementadas para promover a 
inserção sustentável dos RED, permitindo a evolução do mercado de energia sem 
causar impactos na tarifa dos consumidores? 
 
5. Além das barreiras identificadas no item III.8, quais outras poderiam ser listadas? 
 
 
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Fl. 57 da Nota Técnica nº 0076/2021 – SRD/ANEEL, de 17/06/2021 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
6. Considerando as propostas de aprimoramentos na regulação apresentadas no item 
III.7, qual deveria ser a ordem de prioridade? Por quê? 
 
7. Além das propostas apresentadas no item III.7, quais intervenções regulatórias 
poderiam ser adotadas? Por quê? 
8. Além dos impactos no sistema elétrico relacionados no item III.3, quais outros 
deveriam ser considerados? Por quê? 
 
9. Quais alternativas técnicas e regulatórias poderiam ser aplicadas para mitigar os 
impactos negativos no sistema elétrico? 
 
10. Quais alterações na regulação econômica deveriam ser realizadas para mitigar os 
riscos de mercado e permitir a evolução do papel das distribuidoras? 
 
11. Como remunerar adequadamente os serviços prestados por RED para o sistema de 
distribuição? Via tarifa regulada, valor de mercado ou outra forma de remuneração? 
Quais parâmetros técnicos deveriam ser considerados e monetizados? 
 
12. Quais alterações na regulação seriam necessárias para aumentar a visibilidade dos 
RED para as distribuidoras, de forma a melhorar o planejamento, operação e 
manutenção das redes? Quais informações deveriam ser fornecidas pelos usuários 
de RED? 
 
13. Há necessidade de criar a figura do agregador independente para atuar em 
programas de resposta da demanda e usinas virtuais? Quais alternativas poderiam 
ser adotadas? 
 
14. Quais ferramentas regulatórias poderiam ser utilizadas para incentivar programas de 
resposta da demanda em consumidores industriais, comerciais e residenciais? 
 
15. Qual a melhor estratégia para a substituição dos medidores convencionais por 
equipamentos inteligentes? Qual seria o público-alvo? Quais seriam as fontes de 
financiamento? Como deve ser alocado o custo envolvendo a troca dos medidores 
entre as distribuidoras e os usuários da rede? 
 
16. Quais seriam os requisitos técnicos mínimos necessários e os desejáveis para os 
medidores inteligentes? 
 
17. Quais parâmetros deveriam ser considerados na análise de custo-benefício pelas 
distribuidoras e pela Agência para avaliar a viabilidade econômica da substituição 
dos medidores? 
 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
18. O uso de alternativas a despesas de operação e manutenção ou a investimentos em 
ativos de rede pela distribuidora (non-wires alternatives) deveria ser incentivado? 
Caso afirmativo, deveria constar do Plano de Desenvolvimento da Distribuição? 
 
19. Quais parâmetros poderiam ser utilizados para comparar a viabilidade econômica 
entre projetos tradicionais de reforços e expansão da rede com alternativas que 
utilizem RED, considerando o atendimento dos mesmos requisitos técnicos, tais 
como confiabilidade e segurança? Como considerar os RED na análise de menor custo 
global dos investimentos das distribuidoras? 
 
20. Quais requisitos técnicos para o uso de sistemas de armazenamento deveriam ser 
regulados pela Agência? Quais deveriam constar apenas de normas da ABNT e/ou 
INMETRO? 
 
21. A regulação da ANEEL sobre o uso de sistemas de armazenamento conectados na 
rede de distribuição deveria aguardar a definição dos respectivos requisitos técnicos 
e de segurança por normas da ABNT e/ou INMETRO? 
 
22. O uso de baterias em unidades consumidoras com geração distribuída deve ter 
certificação específica para atestar a segurança e qualidade da energia injetada na 
rede? 
 
23. Deve ser permitida a injeção de energia por sistemasde armazenamento carregados 
exclusivamente com energia da rede ou de fontes não renováveis (ex: gerador de 
emergência)? Ou apenas com energia produzida por fontes renováveis? Como 
identificar a fonte utilizada do carregamento? 
 
24. A regulação deveria definir quais tecnologias de armazenamento são elegíveis para 
cada tipo de serviço ancilar ou a regra deve ser neutra, estabelecendo apenas os 
requisitos técnicos que devem ser atendidos? 
 
25. A distribuidora poderia limitar a injeção de energia por RED em determinados 
alimentadores para evitar ou postergar investimentos em rede para atender 
exclusivamente a exportação de energia? Caso afirmativo, essa limitação seria 
estática (no parecer de acesso) ou dinâmica (dependendo do horário e do 
carregamento do alimentador)? 
 
26. O uso de inversores inteligentes em sistemas de geração distribuída, 
armazenamento de energia e estações de recarga de veículos elétricos deve ser 
compulsório? 
 
 
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Fl. 59 da Nota Técnica nº 0076/2021 – SRD/ANEEL, de 17/06/2021 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
27. Há necessidade de revisar a REN nº 819/2019 (procedimentos e as condições para a 
realização de atividades de recarga de veículos elétricos)? Caso afirmativo, favor 
indicar os itens e justificar os motivos. 
 
28. A ANEEL deveria estabelecer a padronização técnica das estações de recarga de 
veículos elétricos (ex: tipologias de carregadores, tipo de carregadores, entre 
outros)? Ou cada distribuidora deve adotar padrão próprio? 
 
29. Considerando o estágio atual da inserção de veículos elétricos no país e as 
perspectivas de crescimento para os próximos anos, a regulação deveria permitir a 
injeção de energia (V2G)? Caso afirmativo, em qual horizonte de tempo esse tema 
deveria ser tratado (curto, médio ou longo prazo)? Por quê? 
 
30. Quais deveriam ser os limites de atuação de microrredes conectadas na rede sem 
afetar o monopólio natural das distribuidoras (estabelecidos nos contratos de 
concessão)? Como deveriam ser tratados os consumidores atendidos por 
microrredes (mesmos direitos e deveres dos demais consumidores ou com regras 
próprias)? 
 
31. Poderia haver a compra e venda de energia entre os participantes da microrrede? 
 
32. Como os integrantes da microrrede poderiam ser remunerados pela prestação de 
serviços para a rede da distribuidora (redução de carga no horário de ponta, injeção 
de energia, controle de tensão, etc.)? 
 
33. Quais parâmetros técnicos e econômicos sobre microrredes a Agência deveria 
regular? 
 
 
IV - DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
237. A presente Nota Técnica tem amparo nos seguintes dispositivos: 
 
• Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
• Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997; 
• Lei nº 13.848, 25 de junho de 2019; e 
• Decreto nº 10.411, de 30 de junho de 2020. 
 
 
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Fl. 60 da Nota Técnica nº 0076/2021 – SRD/ANEEL, de 17/06/2021 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
V - DA CONCLUSÃO 
 
238. As transformações no setor elétrico já estão em curso, em especial com relação à maior 
participação do consumidor e o uso de recursos energéticos distribuídos, e cabe à ANEEL investigar e 
debater com a sociedade os possíveis caminhos para a regulação. 
 
239. Nesse sentido, as respostas às questões elencadas no item III.10 serão utilizadas como 
parâmetros para balizar o ritmo, a direção e o grau de profundidade de eventuais intervenções 
regulatórias da Agência. 
 
VI - DA RECOMENDAÇÃO 
 
240. Recomenda-se a instauração de Tomada de Subsídios, por meio de intercâmbio 
documental, com prazo de contribuição no período aproximado de 90 dias, com vistas a obter subsídios 
para a elaboração de propostas de modelos regulatórios para a inserção de recursos energéticos 
distribuídos, incluindo resposta da demanda, usinas virtuais e microrredes. 
 
 
(Assinado digitalmente) 
MARCO AURÉLIO LENZI CASTRO 
Especialista em Regulação 
(Assinado digitalmente) 
HUGO LAMIN 
Superintendente Adjunto 
 
 
De acordo: 
 
 
(Assinado digitalmente) 
CARLOS ALBERTO CALIXTO MATTAR 
Superintendente de Regulação dos Serviços de 
Distribuição 
 
 
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Fl. 5 da Nota Técnica nº 0076/2021 – SRD/ANEEL, de 17/06/2021 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
18. Além de otimizar a inserção de RED, contribuindo para maior estabilidade e resiliência na 
rede (por meio de controle e automação), com melhores previsões de geração e gestão da carga, as 
ferramentas digitais disponíveis permitem que o consumidor seja alçado à merecida posição de destaque, 
como potencial beneficiário desse processo, conforme ilustrado na Figura 4. 
 
Figura 4: Foco no consumidor6. 
 
19. Para a nova posição de destaque, existem inovações que permitem aos consumidores 
decidir o destino e a remuneração desejada para a energia injetada pelo RED, dentre as quais pode-se 
citar o mecanismo de peer-to-peer energy trading (P2P), que utiliza a tecnologia blockchain para garantir 
transações seguras e sem intermediários entre vendedores e compradores de energia, representado na 
Figura 5. 
 
20. Dentre as contribuições que P2P pode proporcionar ao mercado de energia, destacam-se: 
 
• O protagonismo do consumidor; 
• A maior inserção de RED; 
• A operação otimizada dos RED, equilibrando geração e consumo; 
• os serviços ancilares à rede de distribuição, quando agregado em usinas virtuais; e 
• O suprimento a consumidores dentro de microrredes. 
 
6 Council of European Energy Regulators (2019), Consultation on Dynamic Regulation to Enable Digitalisation of the Energy 
System – Conclusions Paper. 
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Fl. 6 da Nota Técnica nº 0076/2021 – SRD/ANEEL, de 17/06/2021 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
Figura 5: Estrutura do modelo P2P7. 
 
21. Existem diversos projetos-piloto em países como Austrália, Alemanha, Colômbia e Holanda 
que utilizam blockchain para criar plataformas virtuais de comercialização de energia entre consumidores, 
mas todos em escala reduzida. 
 
22. Por fim, o uso massivo de dados de consumidores para operar a rede e realizar transações 
comerciais no setor elétrico levanta diversas questões sobre a segurança e privacidade das informações 
que devem ser debatidas com a sociedade, conforme resumido na Figura 6. 
 
 
Figura 6: Questões sobre a privacidade dos dados5. 
 
 
7 IRENA (2020), Innovation landscape brief: Peer-to-peer electricity trading, International Renewable Energy Agency, Abu Dhabi. 
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Fl. 7 da Nota Técnica nº 0076/2021 – SRD/ANEEL, de 17/06/2021 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
23. Além dos questionamentos gerais elencados na Figura 6 relacionados à aplicação da 
internet das coisas, inclusive no setor elétrico brasileiro, a segurança cibernética também é um tema 
relevante e objeto da Consulta Pública nº 7/20218, que visa receber subsídios para elaboração de Análise 
de Impacto Regulatório (AIR). 
 
24. A medida está alinhada com a Resolução nº 1/2021 do Conselho Nacional de Política 
Energética - CNPE, a qual instituiu um grupo de trabalho com a participação da ANEEL, do Ministério de 
Minas e Energia - MME, do Gabinete de Segurança Institucional - GSI, da Empresa de Pesquisa Energética 
- EPE, da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE e do Operador Nacional do Sistema Elétrico 
- ONS para estabelecer diretrizes sobre segurança cibernética no setor elétrico, com medidas de 
prevenção, tratamento, resposta a incidentes e resiliência sistêmica. 
 
III.2 Caracterização dos RED e a regulação no Brasil 
 
III.2.1 Geração distribuída 
 
25. Com o objetivo de proporcionar alternativas de contratação de energia para as 
distribuidoras e incentivar a produção de energia de fontes renováveis ou fósseis com elevada eficiência 
energética, a Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, e o Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, 
permitem que as distribuidoras comprem energia de centrais geradoras classificadas como geração 
distribuída por meio de chamada pública até o limite de 10% do seu mercado. 
 
26. Para os fins dessa modalidade de contratação de energia, o art. 14 do Decreto nº 
5.163/2004, conceitua geração distribuída da seguinte forma: 
 
“Art. 14. Para os fins deste Decreto, considera-se geração distribuída a produção de 
energia elétrica proveniente de empreendimentos de agentes concessionários, 
permissionários ou autorizados, incluindo aqueles tratados pelo art. 8o da Lei no 9.074, de 
1995, conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do comprador, exceto 
aquela proveniente de empreendimento: 
I - hidrelétrico com capacidade instalada superior a 30 MW; e 
II - termelétrico, inclusive de cogeração, com eficiência energética inferior a setenta e cinco 
por cento, conforme regulação da ANEEL, a ser estabelecida até dezembro de 2004. 
Parágrafo único. Os empreendimentos termelétricos que utilizem biomassa ou resíduos de 
processo como combustível não estarão limitados ao percentual de eficiência energética 
prevista no inciso II do caput.” 
 
27. Até a publicação da Lei nº 13.203, de 8 de dezembro de 2015, e a definição do Valor Anual 
de Referência Específico – VRES pelo art. 2º da Portaria MME nº 65, de 27 de fevereiro de 2018, para as 
 
8 Documentos disponíveis em https://www.aneel.gov.br/consultas-publicas. 
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Fl. 8 da Nota Técnica nº 0076/2021 – SRD/ANEEL, de 17/06/2021 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
fontes renováveis (biogás, biomassa, eólica, hídrica e resíduos sólidos urbanos) e cogeração a gás natural, 
não havia incentivo econômico suficiente para viabilizar tais empreendimentos, pois o teto anterior era a 
média ponderada dos leilões de energia elétrica, conhecido como Valor de Referência – VR. 
 
28. Adicionalmente, o caráter intermitente de algumas fontes de energia (solar e eólica), 
associado com a maior complexidade para operação da rede (coordenação e sensibilidade das proteções, 
regulação e controle de tensão) também não motivaram as distribuidoras a contratar energia via chamada 
pública. 
 
29. Tendo em vista que o VRES é superior ao valor médio de compra de energia da distribuidora 
(Pmix), caso não existam benefícios esperados para a rede, como a postergação de investimentos, 
melhorias no DEC e FEC, redução de carregamento no horário de ponta e controle de tensão, o valor final 
da tarifa seria majorado. Além disso, desde a redefinição do VRES, nota-se uma sobrecontratação das 
distribuidoras, de modo que a contratação de energia acabaria por elevar a sobra de energia. 
 
30. Por outro lado, pode-se considerar a REN nº 482/2012 como o marco regulatório sobre 
micro e minigeração distribuída no país, permitindo que os consumidores reduzam suas faturas de energia 
por meio do Sistema de Compensação de Energia Elétrica 9. 
 
31. Segundo a REN nº 482/2012, podem participar desse sistema centrais geradoras 
conectadas na rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras que utilizem fontes 
renováveis ou cogeraçãoqualificada10, observadas as modalidades e limites de potência de potência 
instalada para de microgeração (até 75 kW) e minigeração (entre 75 kW e 5 MW). 
 
32. A figura 7 ilustra a evolução da potência instalada, demonstrando o crescimento acelerado 
desde 2017. O montante de 2021 corresponde ao valor acumulado até o dia 11 de junho. 
 
33. Segundo os dados disponíveis até a referida data, a geração distribuída está presente em 
5322 municípios (95% dos municípios do país). A fonte solar fotovoltaica representa 97,5% da potência 
total instalada (5,9 GW) e 99,9% do número de conexões (507.848). Mais de 648 mil consumidores se 
beneficiam do Sistema de Compensação, com destaque para consumidores residenciais (69,7%) e 
comerciais (19,6%). 
 
 
9 Conhecido internacionalmente com net metering. 
10 Conforme critérios da Resolução Normativa nº 235, de 14 de novembro de 2006. 
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Fl. 9 da Nota Técnica nº 0076/2021 – SRD/ANEEL, de 17/06/2021 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
Figura 7: Potência instalada acumulada11. 
 
34. Em 17 de outubro de 2019, foi aberta a Consulta Pública nº 25/201912 com objetivo de 
rever o sistema de compensação e assegurar que o mercado de microgeração e minigeração distribuída 
se desenvolva de forma sustentada e saudável, sem alocação ineficiente de recursos e em benefício de 
toda a sociedade. 
 
III.2.2 Armazenamento de energia 
 
35. O armazenamento de energia é uma peça-chave para a integração de fontes renováveis 
intermitentes na matriz elétrica de qualquer país, agregando confiabilidade ao sistema elétrico por reduzir 
ou mitigar variações abruptas na geração em função da disponibilidade dos recursos energéticos em 
tempo real. 
 
36. No Brasil, o armazenamento de energia é realizado majoritariamente por usinas 
hidrelétricas com reservatórios e despachadas centralizadamente pelo ONS. Outra forma comum é o uso 
de baterias de chumbo-ácido como fonte de alimentação em casos de emergência em instalações 
elétricas com cargas críticas, tais como hospitais, subestações, data centers e estações de comunicação. 
 
37. A Figura 8 ilustra possíveis aplicações do armazenamento nos setores de geração, 
transmissão e distribuição de energia. 
 
11 http://www2.aneel.gov.br/scg/gd/gd.asp. 
12 Processo nº 48500.004924/2010-51. Para todos os processos citados nesta Nota Técncia, a consulta é possível em 
https://www.aneel.gov.br/processo-eletronico. 
 
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Fl. 10 da Nota Técnica nº 0076/2021 – SRD/ANEEL, de 17/06/2021 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
Figura 8: Aplicações em sistema conectados à rede13. 
 
38. A figura 9 detalha os principais serviços que podem ser prestados por sistemas de 
armazenamento conectados à rede. 
 
 
Figura 9: Leque de serviços possíveis13
. 
 
39. Com respeito à regulação, não existe uma norma específica no Brasil sobre o uso de 
sistemas armazenamento em sistemas de geração, transmissão e distribuição, novos agentes ou 
consumidores. 
 
13 Fonte: IRENA (2020), Electricity Storage Valuation Framework: Assessing system value and ensuring project viability, 
International Renewable Energy Agency, Abu Dhabi. 
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Fl. 11 da Nota Técnica nº 0076/2021 – SRD/ANEEL, de 17/06/2021 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
40. Os requisitos técnicos para ensaios de baterias acopladas a inversores de sistemas solar 
fotovoltaicos constam da Consulta Pública14 Inmetro nº 16, de 11 de abril de 2021. Contudo, a REN nº 
482/2012 não inclui os sistemas de armazenamento como fontes de energia aplicáveis aos 
microgeradores e minigeradores distribuídos. 
 
41. No processo de revisão da Norma, esse tema não foi tratado, pois haveria o risco de 
permitir o carregamento de baterias com energia produzida por fontes não renováveis ou com baixa 
eficiência energética, ou mesmo a utilização de energia originária da rede com objetivo de maximizar o 
retorno financeiro com a compensação de energia em horários com preços mais elevados, no caso de 
consumidores do Grupo A. 
 
42. Em diversos países (e estados norte-americanos) as regras para o uso de sistemas de 
armazenamento no modelo de compensação são limitadas, justamente para evitar que fontes não 
renováveis sejam objeto desse tipo de incentivo, bem como para evitar arbitragens indesejáveis 
praticadas por consumidores em contexto de tarifação horária. Além disso, a Análise de Impacto 
Regulatório - AIR15 elaborada pela ANEEL não avaliou os impactos do uso de sistemas de armazenamento 
associados à geração distribuída em um contexto de tarifa volumétrica. 
 
43. No entanto, a Seção 3.7 do Módulo 3 dos Procedimentos de Distribuição - PRODIST prevê 
a possibilidade de microgeradores e minigeradores operarem no modo ilha16, desde que desconectadas 
fisicamente da rede de distribuição. Os sistemas de armazenamento também podem ser utilizados em 
substituição a geradores de emergência (diesel) no caso de faltas na rede ou para operação ilhada nos 
horários de ponta em consumidores do Grupo A com tarifas horárias, caso haja viabilidade econômica. 
 
44. Por outro lado, o armazenamento de energia já foi objeto de diversos projetos de pesquisa 
e desenvolvimento (P&D) conduzidos por distribuidoras, universidades e centros de pesquisa, com 
destaque para a Chamada de Projeto de P&D Estratégico nº 021/2016 – “Arranjos Técnicos e Comerciais 
para a Inserção de Sistemas de Armazenamento de Energia no Setor Elétrico Brasileiro”, com 21 projetos 
em execução ou já concluídos17, totalizando investimentos de aproximadamente R$ 370,6 milhões. 
 
 
 
14 Disponível em https://www.in.gov.br/en/web/dou/-/consulta-publica-n-16-de-11-de-abril-de-2021-314039658. 
15 Consulta Pública nº 25/2019. 
16 A proteção de anti-ilhamento deve garantir a desconexão física entre a rede de distribuição e as instalações elétricas internas 
à unidade consumidora, incluindo a parcela de carga e de geração, sendo vedada a conexão ao sistema da distribuidora durante 
a interrupção do fornecimento. 
17 Conforme catálogo de resumo dos projetos, disponível em: 
https://www.aneel.gov.br/documents/656831/15136291/Cat%C3%A1logo+de+Resumo+dos+Projetos+PeDE+21+v_2019.pdf
/c5876ecc-8490-adfc-db20-07bacd3c09d2. 
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Fl. 12 da Nota Técnica nº 0076/2021 – SRD/ANEEL, de 17/06/2021 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
45. Em outra frente, a SRG abriu a Tomada de Subsídios nº 11/202018 para obter contribuições 
para as adequações regulatórias necessárias à inserção de sistemas de armazenamento, incluindo usinas 
reversíveis, no Sistema Interligado Nacional – SIN. O foco dessa atividade está na utilização do 
armazenamento em sistemas de geração e transmissão. 
 
46. Nesse contexto, a Nota Técnica nº 094/2020-SRG/ANEEL19 explorou, entre outros pontos, 
as alternativas tecnológicas existentes (mecânica, térmica, química,eletroquímica e elétrica), aplicações 
e grau de maturidade de cada uma, reproduzidas na Tabela 1. 
 
Tabela 1: Tecnologias de armazenamento e aplicações ao setor elétrico20. 
 
 
47. Conforme ilustrado na Tabela 1 e nas Figuras 8 e 9, há diversas possibilidades e tipos de 
serviços que podem ser prestados por sistemas de armazenamento de energia conectados à rede de 
distribuição antes ou depois do medidor, em subestações ou dentro da unidade consumidora, 
respectivamente. 
 
48. A Empresa de Pesquisa Energética - EPE realizou simulações para avaliar a atratividade 
econômica de baterias de íons de lítio21 instaladas em unidades consumidoras dos Grupos A e B, cujos 
resultados constam do Plano Decenal de Expansão de Energia - PDE 2030. 
 
18 Documentos disponíveis em: https://www.aneel.gov.br/tomadas-de-subsidios. 
19 Processo: 48500.004885/2020-63. Integrante da Tomada de Subsídios nº 11/2020. 
20 Fonte: Nota Técnica nº 094/2020-SRG/ANEEL. 
21 Premissas utilizadas: State of Charge (SOC) de 15% e máximo de 100%; eficiência do ciclo de 90%; vida útil de 10 anos e OPEX 
de R$ 50/kW ano + R$ 15/MWh. 
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Fl. 13 da Nota Técnica nº 0076/2021 – SRD/ANEEL, de 17/06/2021 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
49. O estudo analisou as seguintes alternativas para as baterias: 
 
• Aplicação I: aumento do autoconsumo da microgeração distribuída; 
• Aplicação II: deslocamento de consumo com tarifa branca; e 
• Aplicação III: deslocamento de consumo na alta tensão. 
 
50. Considerando os custos estimados pelo PDE 2030 para sistemas de 4kW/8kWh (aplicação 
I) e 2 kW/8kWh (aplicação II) em R$ 4500/kWh (referência para 2020) e a expectativa de redução de preço 
em 8,3% aa, os resultados obtidos pela EPE indicam que não haveria viabilidade econômica até 2030 para 
tais alternativas. 
 
51. Já para a aplicação III, foram considerados sistemas de 300 kW/1.080 kWh, tarifa verde 
para consumidores do subgrupo A4 e fator de carga variando de 0,2 a 1. Com isso, o VPL seria positivo 
apenas nos casos de unidade consumidoras com fator de carga superior a 0,6 e redução do preço das 
baterias para R$ 2.000/kWh no horizonte do plano decenal. No entanto, ao fazer a comparação com 
geradores à diesel, as simulações indicam que as baterias seriam menos atrativas economicamente. 
 
III.2.3 Resposta da demanda 
 
52. Segundo a EPE22, “a resposta da demanda é um mecanismo que permite aos consumidores 
maior gerenciamento do uso da energia elétrica, respondendo às variações no preço e aos comandos do 
operador do sistema mediante pagamentos.” 
 
53. Os programas de resposta da demanda incentivam os consumidores a reduzir 
momentaneamente suas cargas. Para tanto, pode-se agrupar as iniciativas em dois grandes grupos 
ilustrados na Tabela 2: incentivos e preços. 
 
Tabela 2: Programas de resposta da demanda. 
 
 
 
 
22 EPE - Empresa de Pesquisa Energética. Nota Técnica Resposta da Demanda: Conceitos, Aspectos Regulatórios e Planejamento 
Energético. Julho, 2019. Disponível em: https://www.epe.gov.br/sites-pt/publicacoes-dados-
abertos/publicacoes/PublicacoesArquivos/publicacao-389/NT_EPE_DEE-NT-022_2019-r0.pdf. 
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Fl. 14 da Nota Técnica nº 0076/2021 – SRD/ANEEL, de 17/06/2021 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
54. Nos programas baseados em incentivos23, o consumidor é um participante ativo que 
atende aos comandos do operador da rede, sendo considerado um recurso despachável. Por outro lado, 
o consumidor inserido em programas que utilizam sinais de preços24 não tem o mesmo comportamento 
e, por isso, é tratado como recurso não despachável25. 
 
55. É importante esclarecer que programas de resposta da demanda são diferentes de ações 
de eficiência energética. A diferença principal está na duração dos impactos na curva de carga, que são 
temporários no primeiro caso (ex: redução da demanda no horário de ponta) e permanentes no segundo 
(ex: substituição de cargas antigas por modelos mais eficientes). 
 
56. Além disso, os programas de incentivos relacionados na Tabela 2 propiciam o 
gerenciamento dos RED pela distribuidora (despacháveis), enquanto as ações de eficiência energética 
produzem resultados contínuos e não despacháveis. 
 
57. Com respeito à regulação no Brasil, são exemplos de programas de resposta da demanda 
baseados em preços a aplicação de tarifas horárias azul26 e verde27 aos consumidores do Grupo A e tarifa 
branca28 ao Grupo B, que visam deslocar a carga do horário de ponta de cada distribuidora. 
 
58. Como exemplo de programa que utiliza incentivos, destaca-se a Resolução Normativa - REN 
nº 792, de 28 de novembro de 2017, que estabeleceu os critérios e as condições do programa piloto de 
Resposta da Demanda para consumidores de grande porte conectados na rede de supervisão do ONS. 
 
III.2.4 Veículos elétricos 
 
59. O setor de transportes representava em 2017 aproximadamente 32% do consumo mundial 
de energia, sendo que a participação de fontes renováveis ainda é extremamente restrita, com 3% para 
biocombustíveis e 0,3% para veículos elétricos29. Com isso, no contexto de transição energética, a 
definição de políticas públicas e metas para a eletrificação da frota de transporte tornou-se uma medida 
recorrente em diversos países. 
 
23 Aplicação de descontos ou penalidades visando a redução da demanda dos consumidores quando solicitado pelo operador 
do sistema ou distribuidora. 
24 Uso de tarifas variantes no tempo para induzir mudanças no perfil de carga do consumidor. 
25 A descrição de cada tipo de programa listado na Tabela 2 consta no Anexo I (item 2.4). 
26 Obrigatória para cargas atendidas em tensão igual ou superior a 69 kV. Optativa para tensão inferior a 69 kV e demanda 
contratada maior ou igual a 300 kW. 
27 Optativa para tensão inferior a 69 kV e demanda contratada maior ou igual a 300 kW. 
28 Opcional aos consumidores do Grupo B, não se aplicando àqueles classificados como baixa renda, iluminação pública ou 
adeptos da modalidade pré-pagamento. 
29 REN 21. Renewables 2021 – Global Status Report, disponível em: https://www.ren21.net/wp-
content/uploads/2019/05/gsr_2020_full_report_en.pdf 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
60. No Brasil, a participação de veículos elétricos no mercado automotivo ainda é incipiente, 
mas os dados de vendas e emplacamentos de veículos indicam uma demanda crescente desde 2019, 
atingindo 19.745 unidades em 202030, considerando automóveis e comerciais leves elétricos híbridos não 
plug-in31 e plug-in32 e elétricos à bateria33. 
 
61. Contudo, cabe destacar as ações do Conselho de Ministros da Câmara de Comércio Exterior 
– CAMEX, vinculado ao Ministério da Economia, com objetivo de fomentar novas tecnologias de propulsão 
com reduções tarifárias para importação de veículos híbridos e elétricos34. 
 
62. Em outra frente, o PROMOB-e35, projeto de cooperação técnica executado pelo Ministério 
da Economia em parceria com o Ministério Alemão de Cooperação Econômica e para Desenvolvimento 
por meio da GIZ, atua desde 2017 em prol da mobilidadeelétrica e propulsão eficiente no país. 
 
63. O processo de recarga de veículos elétricos pode ser dividido em dois tipos de conexões: 
carregamento inteligente (Smart Charging - V1G) e veículo para a rede (Vehicle to Grid - V2G). O V1G é 
mais utilizado no mundo e consiste em realizar o carregamento das baterias de forma controlável, com 
quatro velocidades distintas: recarga lenta, recarga semirrápida, recarga rápida ou recarga ultrarrápida36. 
 
64. Por seu turno, a tecnologia V2G permite a injeção da energia acumulada nas baterias dos 
veículos diretamente na rede, possibilitando um leque de novos serviços, conforme ilustrado na Tabela 3. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
30 Segundo a Associação Brasileira de Veículos Elétricos – ABVE, a quantidade de veículos eletrificados (híbridos e elétricos a 
bateria) em circulação no Brasil alcançou 42.269 unidades em 2020, ou 1% do mercado total de veículos. Esses dados não 
consideram ônibus, caminhões, motos, bicicletas e patinetes elétricos. Informação disponível em 
http://www.abve.org.br/2020-o-melhor-ano-da-eletromobilidade-no-brasil/ 
31 Hybrid electric vehicles- HEV. 
32 Plug-in hybrid electric vehicles – PHEV. 
33 Battery electric vehicles – BEV. 
34 Resoluções Camex no 86/2014 e no 97/2015. 
35 Informações disponíveis em http://www.promobe.com.br/. 
36 A Tabela 4, item 3.3 do Anexo I, apresenta os atributos técnicos para cada tipo de recarga e exemplos de aplicação. 
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Fl. 16 da Nota Técnica nº 0076/2021 – SRD/ANEEL, de 17/06/2021 
 
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Tabela 3: Potenciais serviços de flexibilidade prestados por veículos elétricos37. 
 
 
65. As Figuras 10 e 11 ilustram possíveis aplicações da combinação de veículos elétricos com 
geração solar fotovoltaica sobre a curva de carga de um alimentador de distribuição, podendo atuar em 
momentos de falha na rede e na redução de picos de demanda, dentre outras aplicações. 
 
Figura 1033: Uso da bateria do veículo elétrico como backup. 
 
Figura 1133: Uso da bateria do veículo elétrico no horário de ponta. 
 
37 Fonte: IRENA (2019), Innovation outlook: Smart charging for electric vehicles, International Renewable Energy Agency, Abu 
Dhabi. 
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Fl. 17 da Nota Técnica nº 0076/2021 – SRD/ANEEL, de 17/06/2021 
 
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66. Com respeito à regulação, a Resolução Normativa - REN nº 819, de 19 de junho de 2018, 
estabeleceu os procedimentos e as condições para a realização de atividades de recarga de veículos 
elétricos. 
 
67. Segundo a REN nº 819/2018, a distribuidora pode instalar estações de recarga pública 
dentro de sua área de concessão e cobrar valores livremente negociados pelo serviço prestado, sendo 
que parte da receita auferida será compartilhada com os seus consumidores, nos termos da Resolução 
Normativa - REN nº 581, de 11 de outubro de 2013 e do submódulo 2.7 do PRORET38. 
 
68. Além disso, os consumidores podem instalar estações de recarga em suas unidades 
consumidoras. Também é permitida a exploração comercial por terceiros (não proprietários de veículos 
elétricos). Em ambos os casos, a distribuidora deve ser avisada previamente se houver necessidade de: 
 
• Solicitação de fornecimento inicial; 
• Aumento ou redução de carga; ou 
• Alteração do nível de tensão. 
 
69. Em relação à cobrança pela atividade de recarga quando realizada por demais interessados, 
o art. 9º da Resolução Normativa nº 819/2018 estabelece que “É permitida a recarga de veículos elétricos 
de propriedade distinta do titular da unidade consumidora, inclusive para fins de exploração comercial a 
preços livremente negociados”. Nesse contexto, por se tratar de atividade empresarial competitiva, cabe 
ao interessado escolher a métrica comercial de cobrança pelo serviço que entender mais apropriada para 
o seu modelo de negócio, observado os limites da regulamentação vigente. 
 
70. Assim, para o desempenho da atividade de recarga de veículos elétricos pela distribuidora 
e por demais interessados, a regra vigente estabelece que o serviço de recarga é uma atividade 
competitiva, dissociada e distinta de atividades reguladas como a comercialização ou a distribuição de 
energia elétrica. 
 
71. A Figura 12 apresenta a distribuição espacial dos recarregadores mapeados pela 
plataforma PlugShare39 e, segundo o 1º Anuário Brasileiro da Mobilidade Elétrica40 há cerca de 500 pontos 
de recarga públicos ou privados no país. 
 
 
38 Procedimentos de Regulação Tarifária, disponíveis em: https://www.aneel.gov.br/procedimentos-de-regulacao-tarifaria-
proret. 
39 https://www.plugshare.com/br. 
40 Disponível em https://www.pnme.org.br/biblioteca/1o-anuario-brasileiro-da-mobilidade-eletrica/. 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
Figura 12: Mapa de pontos de recarga. 
 
72. É importante destacar que o art.10 da REN nº 819/2018 veda expressamente a injeção de 
energia pelos veículos elétricos na rede de distribuição (V2G)41 e a participação no Sistema de 
Compensação de Energia Elétrica estabelecido pela REN nº 482/2012. 
 
73. Em outra ação, a ANEEL aprovou42 a Chamada nº 22/2018 de Projeto de P&D Estratégico - 
“Desenvolvimento de Soluções em Mobilidade Elétrica Eficiente”, resultando em 30 projetos em 
execução, 3 ainda não iniciados, com expectativa de investimentos da ordem de R$ 417,5 milhões, dos 
quais R$ 59 milhões referem-se à contrapartida de recursos externos ao programa de P&D. A previsão é 
que todos os projetos sejam finalizados até 2023. 
 
74. A Chamada nº 22/2018 representou um marco importante para a mobilidade elétrica no 
Brasil, não apenas pelos investimentos empregados, mas pelo seu modelo de desenvolvimento em redes 
de inovação integrando a indústria de bens e serviços aos projetos voltados a produtos e soluções com 
inserção no mercado. 
 
 
41 A ANEEL optou por vedar temporariamente o V2G, tendo em vista o estágio embrionário do mercado de veículos elétricos 
no país, o fato de a REN nº 482/2012 não incluir sistemas de armazenamento dentre as fontes de energia elegíveis ao Sistema 
de Compensação e, também, a falta de demanda por este serviço na época da aprovação da norma. 
42 11ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria de 2019, realizada em 9 de abril de 2019. 
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Fl. 19 da Nota Técnica nº 0076/2021 – SRD/ANEEL, de 17/06/2021 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
75. Adicionalmente, o Despacho nº 756, de 19 de março de 202143, autorizou a CPFL Paulista a 
implantar e testar equipamento para recarga de veículo elétrico habilitado para operação V2G durante o 
período de execução do Projeto CS3060, aprovado no âmbito da Chamada nº 22/2018. 
 
76. O referido Despacho determinou que a energia injetada pelo veículo elétrico na rede da 
CPFL Paulistanão seja utilizada para abater o consumo de unidades consumidoras participantes do 
Sistema de Compensação de Energia Elétrica e a distribuidora envie relatórios semestrais à Agência, a 
partir da implantação da estação de recarga habilitada para operação V2G, contendo os principais 
resultados obtidos, incluindo: 
 
• Os horários e montantes de carregamento e injeção na rede realizados pelo veículo 
elétrico; 
• Eventuais ajustes realizados no sistema de proteção da unidade consumidora e da 
distribuidora; 
• Análises de impactos na rede, incluindo as perdas técnicas, níveis de tensão, qualidade 
da energia nos regimes transitório e permanente; e 
• Sugestões de aperfeiçoamentos na REN nº 819/2018. 
 
III.2.5 Microrredes 
 
77. Uma microrrede é um sistema elétrico inteligente de pequeno porte com cargas e RED, 
com capacidade de operar ilhado ou conectado à rede de distribuição. A Figura 13 ilustra uma microrrede 
instalada em área urbana com diferentes fontes de energia e armazenamento local para mitigar a 
intermitência da geração e prover flexibilidade de operação. 
 
78. O componente principal da microrrede é o controlador, sistema eletrônico responsável por 
monitorar os parâmetros técnicos (tensão, corrente, frequência, harmônicos) tanto da microrrede quanto 
da distribuidora, gerenciar o balanço energético entre consumo, geração e armazenamento interno, de 
forma a prover energia confiável, ao menor custo para seus usuários e garantir a segurança de pessoas e 
equipamentos elétricos. 
 
79. A microrrede pode operar conectada ou isolada da rede principal. Essa decisão é tomada 
pelo controlador, de acordo com os objetivos para os quais ela foi projetada e considerando diferentes 
aspectos, como o custo da energia durante o horário de ponta, a disponibilidade da rede principal, a 
qualidade, confiabilidade e resiliência da energia suprida. 
 
 
43 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/dsp2021756.pdf (Documento SIC 48554.000563/2021-00). 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
 
Figura 13: Diagrama esquemático de uma microrrede urbana44. 
 
80. O aumento da confiabilidade e a resiliência do suprimento de energia podem ser 
considerados os principais vetores para a adoção de microrredes urbanas conectadas à rede da 
distribuidora, além dos demais benefícios45 esperados. As microrredes permitem que consumidores como 
hospitais, corpo de bombeiros, centros administrativos e industriais possam dispor de energia mesmo 
durante interrupções prolongadas na rede de distribuição devido a ocorrências de origem elétrica ou 
climática, sem prejudicar suas atividades. 
 
81. Outra vertente para investir em microrredes é a busca por redução do custo da energia 
com o uso de RED, que podem suprir a demanda no horário de ponta do sistema, evitando a exposição 
do consumidor às tarifas mais elevadas, e fornecendo energia mais barata ao longo do dia em 
determinados casos. 
 
82. Existem diversos modelos de negócios aplicáveis a microrredes urbanas e pequenas 
variações na definição de cada um. A Figura 14 ilustra os principais modelos utilizados. 
 
 
44 Fonte: https://microgridknowledge.com/microgrid-defined/. 
45 Postergação de investimentos na rede de distribuição, redução da demanda na ponta, redução de perdas, melhoria da 
qualidade da energia, prestação de serviços ancilares, redução de custos de energia e uso de fontes renováveis. 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
Figura 14: Modelos de negócio para microrredes urbanas46. 
 
83. O Single user é o modelo mais simples e mais adotado no mundo, onde o consumidor é o 
proprietário dos ativos e opera a microrrede. No DSO47, a distribuidora opera a microrrede e detém os 
RED. No modelo híbrido, a distribuidora opera a microrrede e o consumidor tem duas opções: deter ou 
contratar um terceiro para fornecer serviços de RED. 
 
84. À medida que se caminha para a direita na Figura 14, os modelos de negócio se tornam 
mais inovadores e complexos para gerenciar. No Multi-user, uma empresa contratada pelos participantes 
projeta, constrói, opera e detém a microrrede, cobrando um preço pelos serviços prestados. 
 
85. Por fim, no modelo Energy as a service, em adição aos serviços executados no Multi-user, 
a empresa terceirizada oferece o gerenciamento da energia para seus clientes, incluindo ações de 
eficiência energética, atuação no mercado atacadista e financiamento do projeto. 
 
86. Os Módulos 3 e 4 do PRODIST preveem a possibilidade de operação ilhada de centrais 
geradoras, dependendo de avaliação técnica e aprovação pela distribuidora local, conforme itens 
transcritos a seguir. 
 
“MÓDULO 3 - ACESSO AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO 
... 
SEÇÃO 3.0 – INTRODUÇÃO 
... 
4 CRITÉRIOS GERAIS E RESPONSABILIDADES 
... 
4.19 As distribuidoras, de comum acordo com as centrais geradoras de energia e o Operador Nacional 
do Sistema Elétrico – ONS, quando couber, podem estabelecer a operação ilhada de parte do sistema 
de distribuição, observando os procedimentos operativos constantes do Módulo 4 – Procedimentos 
Operativos. 
 
46 Castro, Marco Aurelio Lenzi. Urban microgrids: benefits, challenges, and business models. In: Guimarães, Lucas Noura 
(Editor). The Regulation and Policy of Latin American Energy Transitions, Elsevier,2020, Pages 153-172. 
47 Distribution system operator. 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
SEÇÃO 3.3 – REQUISITOS DE PROJETO 
... 
5 SISTEMAS DE PROTEÇÃO E CONTROLE PARA CONEXÃO DE CENTRAIS GERADORAS 
... 
5.3 Toda central geradora com potência instalada acima de 300 kW deve possuir sistemas de controle 
de tensão e de frequência. 
5.3.1 Para centrais geradoras com potências inferiores, estes sistemas devem ser instalados quando 
em operação ilhada. 
... 
5.7 Para as centrais geradoras com potência instalada acima de 300 kW, deve ser feita uma avaliação 
técnica da possibilidade de operação ilhada envolvendo as unidades consumidoras atendíveis. 
5.7.1 A decisão pela operação ilhada deve ser precedida de estudos que avaliem a qualidade da energia 
na micro rede associada. 
5.7.2 Quando a operação ilhada não for permitida, deve ser utilizado sistema automático de abertura 
do disjuntor de paralelismo 
 
SEÇÃO 3.5 – REQUISITOS PARA OPERAÇÃO, MANUTENÇÃO E SEGURANÇA DA CONEXÃO 
3 SEGURANÇA DA CONEXÃO 
... 
3.3 Quando for permitida a operação ilhada de central geradora de energia, as normas de segurança 
devem conter instruções específicas para esta situação.” 
 
“MÓDULO 4 - PROCEDIMENTOS OPERATIVOS DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO 
... 
SEÇÃO 4.5 – COORDENAÇÃO OPERACIONAL 
... 
3 OPERAÇÃO ILHADA 
3.1 A operação de central geradora alimentando uma parcela eletricamente isolada do sistema de 
distribuição, e as condições em que esta é permitida pela distribuidora, devem constar de Acordo 
Operativo estabelecido com a central geradora, e/ou transmissora envolvida, quando for o caso. 
3.2 A central geradora, responsávelpelo controle de frequência da parcela eletricamente isolada do 
sistema de distribuição, deve ser dotada de controle automático de geração (CAG), ou qualquer outra 
tecnologia que seja capaz de desempenhar a mesma função, caso a operação ilhada seja utilizada de 
forma permanente. 
3.3 A distribuidora deve realizar estudos e instruções operativas e de segurança específicos para a 
operação ilhada. 
3.4 A central geradora deverá fornecer as informações necessárias para a elaboração dos estudos de 
regime permanente e dinâmico e, quando solicitado pela distribuidora, adequar os parâmetros dos 
sistemas de controle de forma a garantir o desempenho adequado do sistema.” 
 
87. A Copel inovou ao ser a primeira distribuidora a solicitar autorização48 da ANEEL para 
realizar uma chamada pública49, nos termos dos arts 14 e 15 do Decreto nº 5.163/2004, com objetivo de 
implantar microrredes para melhorar os indicadores de continuidade e confiabilidade em determinados 
conjuntos elétricos no caso de falhas na rede de distribuição, além de postergar investimentos em 
reforços e expansões de rede. 
 
48 Resolução Autorizativa - REA nº 9.224, de 15 de setembro de 2020 (http://www2.aneel.gov.br/cedoc/rea20209224ti.pdf). 
49 Edital disponível em: https://www.copel.com/hpcweb/microrredes/. 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
III.2.6 Usinas virtuais 
 
88. As usinas virtuais são um conjunto de RED despachados remotamente por centros de 
controle, de forma a oferecer serviços de resposta da demanda, injeção de energia em horários de pico, 
controle de tensão, entre outros, ao operador da rede e maximizar a receita auferida pelos participantes. 
A Figura 15 apresenta o funcionamento de uma usina virtual. 
 
 
Figura 15: Diagrama esquemático de usinas virtuais50. 
 
89. Para tanto, são utilizados modelos de previsão de disponibilidade de recursos energéticos 
(eólica, solar, hidrelétrica, biomassa, biogás, cogeração), assim como dados da operação em tempo real 
da rede e das usinas, monitorando as ocorrências nos sistemas de distribuição e transmissão, otimizando 
o carregamento das baterias, o consumo e a demanda dos consumidores participantes da usina virtual. 
 
90. A principal diferença entre a usina virtual e a microrrede é fato de os consumidores, 
geradores e baterias estarem dispersos fisicamente ao longo da rede no primeiro caso e agrupados no 
segundo. Com isso, no caso de uma falha na rede principal, a microrrede opera de forma ilhada (isolada) 
para atender a demanda das cargas (aumenta a confiabilidade do suprimento de energia), o que não 
acontece com integrantes da usina virtual, pois estão conectados a diferentes subestações e muitas vezes 
em municípios distintos. 
 
 
 
50 Fonte: https://www.energymeteo.com/products/virtual_power_plant/technology.php. 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
91. A Figura 16 ilustra potenciais serviços que podem ser prestados por usinas virtuais a 
proprietários de RED, consumidores e operadores de rede. 
 
 
Figura 16: Modelos de negócio para usinas virtuais51. 
 
92. No Brasil, não há projetos-piloto e nem regulação sobre usinas virtuais. Contudo, tendo em 
vista o avanço dos RED e a possibilidade de prestação de serviços tanto para a rede quanto aos 
consumidores, o tema tende a ganhar importância à medida que o mercado de energia no país evolui, 
com exemplos de sucesso de usinas virtuais na Alemanha e Austrália. 
 
III.3 Impactos no sistema elétrico 
 
93. A despeito dos benefícios e oportunidades que os RED podem proporcionar, a inserção 
massiva, não planejada e sem sinais adequados de preço podem causar impactos negativos tanto na rede 
de distribuição (em maior escala) quanto na transmissão (em menor nível), dependendo da potência, 
ponto de conexão na rede, horário de injeção ou redução de carga, grau de intermitência, entre outros 
aspectos. 
 
94. De forma geral, os potenciais impactos elétricos negativos52 que a geração distribuída pode 
causar, caso não sejam adotadas ações para mitigá-los, são elencados a seguir. 
 
• Sobrecarga em alimentadores ou ramais e transformadores em períodos de baixo 
consumo e alta injeção de energia na rede, devido ao elevado fluxo reverso; 
 
51 Fonte: Anexo I, item 5.1.5. 
52 Bollen, Math H.J. & Hassan, Fainan. Integration of Distributed Generation in the Power System, IEEE Press, 2011. 
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• Sobretensão no final dos alimentadores ou ramais devido a conexão de geradores com 
fator de potência unitário (inversores com geração fotovoltaica) em pontos distantes 
da subestação; 
• Subtensão no início dos alimentadores ou ramais em função da elevada inserção de 
geração com fator de potência unitário em pontos distantes da subestação; 
• Aumento das distorções harmônicas devido ao uso de fontes chaveadas (inversores); 
• Aumento das perdas elétricas quando a geração está longe da carga; e 
• Operação incorreta das proteções dos alimentadores. 
 
95. A Tabela 4 resume os principais problemas enfrentados pelas distribuidoras na Austrália 
devido à elevada inserção de geração solar fotovoltaica no país53, dividida por estado e localização da 
geração. Observa-se que a maior incidência de eventos ocorre nos casos de geração conectada em 
alimentadores de baixa tensão e dentro de unidades consumidoras (atrás do medidor). 
 
Tabela 4: Problemas técnicos em distribuidoras da Austrália54. 
 
 
 
53 13,4 GW em sistemas fotovoltaicos até 100 kW, sendo 3 GW apenas em 2020. Fonte: Clean Energy Australia Report 2021. 
54 Fonte: Australian Energy Market Operator (AEMO). Renewable Integration Study: Stage 1 report. Abril de 2020. 
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96. Adicionalmente, a acelerada inserção de fontes intermitentes e não despacháveis na rede 
de distribuição também impacta a operação do sistema de transmissão e a confiabilidade do sistema 
elétrico. 
 
97. A redução de demanda operativa (demanda real menos a potência injetada) dificulta o 
planejamento e despacho da geração centralizada, trazendo incertezas quanto ao atendimento da carga 
no caso de variações momentâneas e imprevisíveis na geração solar fotovoltaica, por exemplo, em função 
da passagem de nuvens, afetando instantaneamente a injeção de energia na rede e provocando uma 
rampa de carga a ser suprida pelas demais fontes. A Figura 17 ilustra o efeito da geração solar fotovoltaica 
numa curva de carga típica. 
 
 
Figura 17: Redução da demanda operativa55. 
 
98. Segundo estudo54 do operador do sistema de transmissãoda Austrália (AEMO), à medida 
que ocorre maior penetração de RED intermitentes e não controláveis na rede de distribuição, como a 
geração solar fotovoltaica e eólica, aumentam-se os impactos em diferentes níveis de tensão, podendo 
causar sérios problemas para todo o sistema interligado, conforme ilustrado na Figura 18. 
 
99. Para mitigar ou reduzir tais efeitos, diversas ações estão sendo tomadas pelo regulador 
(AEMC56), operador de transmissão (AEMO) e distribuidoras na Austrália, dentre as quais destacam-se: 
 
• Os inversores instalados a partir de dezembro de 2021 devem atender aos novos 
requisitos técnicos estabelecidos na Australian Standard AS 4777.2:2020, de forma a 
evitar a desconexão de microgeradores devido a distúrbios de tensão na rede e dar 
maior visibilidade da usina aos operadores das redes de distribuição e transmissão; 
• Introdução de sinais de preço para energia solar exportada para rede, em função do 
 
55 Australian Energy Market Operator (AEMO). Distributed PV - An overview of the RIS Technical Appendix A. Abril 2020. 
56 Australian Energy Market Commission. 
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seu carregamento, de forma a reduzir as restrições existentes para injeção de novos 
geradores, reduzir os custos com ampliações de rede e incentivar a instalação de 
baterias e o autoconsumo; 
• Redução da tensão nas subestações de média tensão e ajustes no tap dos 
transformadores; 
• Instalação de reguladores de tensão e bancos de capacitores automáticos; 
• Substituições e ajustes nas proteções; 
• Aumento da capacidade da rede (ex: recondutoramento e substituição de 
transformadores); e 
• Limitação da injeção de energia na rede pela geração distribuída. 
 
Figura 18: Impactos na operação do sistema elétrico em função da penetração de RED57. 
 
100. A Austrália é um bom exemplo do que pode acontecer no sistema elétrico brasileiro num 
futuro próximo, tanto em termos de problemas como de soluções encontradas para viabilizar a conexão 
de novos RED, com destaque para as baterias. 
 
101. Nesse sentido, o ONS demonstrou sua preocupação quanto ao risco de desconexão em 
cascata de geradores distribuídos em ocorrências no sistema de transmissão que causam variações de 
tensão e/ou frequência nas redes de distribuição. 
 
 
57Fonte: Australian Energy Market Operator (AEMO). Renewable Integration Study: Stage 1 report. Appendix A: High 
Penetrations of Distributed Solar PV. April 2020. 
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102. Foram apresentadas simulações à ANEEL, por meio da CARTA ONS – 0016/DPL/202158, 
sobre os potenciais impactos no Sistema Interligado Nacional – SIN e os requisitos que o ONS entende 
serem necessários para prevenir impactos adversos à estabilidade do sistema em razão da inserção de 
geração distribuída. 
 
103. Dessa forma, entende-se que esse tema dever ser discutido com os diversos agentes 
relacionados, uma vez que envolve alterações na filosofia de proteção das distribuidoras e em 
equipamentos dos geradores, cujos impactos não foram mapeados pela Agência no processo de revisão 
da REN nº 482/2012 e da seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST. 
 
104. Em outra frente, semelhante à situação descrita na Austrália, o ONS também manifestou 
os desafios para realizar os estudos de planejamento da carga do SIN para os horizontes de curto e médio 
prazo no cenário atual de crescimento exponencial de geração distribuída e baixa visibilidade da operação 
dos inversores. 
 
105. Tais estudos são insumos diretos para o planejamento da operação do sistema, com 
discretizações mensais, semanais, diárias e culminando na operação em tempo real. Por isso, é importante 
para os operadores de distribuição e transmissão ter acesso aos dados dos RED, sua localização geográfica, 
vinculação do alimentador e subestação de suprimento, dinâmica de injeção de energia e potência e/ou 
redução de carga, carregamento de baterias, dentre outras informações. 
 
106. Com relação a sistemas de armazenamento de energia, o item III.2.2 listou diversos serviços 
que podem ser prestados à rede, resultando em benefícios ao sistema elétrico, tais como melhoria na 
confiabilidade e redução de congestionamento, entre outros. 
 
107. Contudo, cabe ressaltar que para alcançar tais benefícios deve-se utilizar tarifas horárias 
que sinalizem claramente os custos de operação da rede e de compra de energia pela distribuidora, de 
forma a induzir o carregamento das baterias nos horários fora da ponta, preferencialmente coincidente 
com o período de maior injeção de energia solar fotovoltaica, e descarga na ponta. 
 
108. Além disso, os requisitos de proteção e segurança das instalações devem ser 
criteriosamente definidos e rigorosamente seguidos para evitar a injeção de energia nos casos de 
ilhamentos não intencionais, ou seja, faltas na rede, para não ocorrer a energização de alimentadores, 
supostamente desligados, durante a execução de serviços pela equipe de manutenção da distribuidora, o 
que colocaria em risco a vida dessas pessoas. 
 
109. Com respeito aos veículos elétricos, a utilização de vários carregadores rápidos de forma 
simultânea pode causar impactos na rede de distribuição e implicar a execução de obras tais como 
recondutoramento de alimentadores e substituição de transformadores. Em circuitos com cargas 
predominantemente residenciais, a alta concentração de veículos elétricos pode alterar a característica 
 
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da tradicional curva de carga, afetando o planejamento e operação das redes. 
 
110. No caso das microrredes, a operação ilhada requer procedimentos técnicos específicos 
durante a transição entre os modos conectado e ilhado, assim como na reconexão à rede principal, para 
evitar ou reduzir variações na tensão e frequência dentro e fora da microrrede, que poderiam provocar 
danos aos equipamentos elétricos de consumidores e operação incorreta de proteções da rede de 
distribuição. 
 
111. Outro desafio é equilibrar a carga com a geração local durante a operação ilhada, 
mantendo a estabilidade da rede, e ajustar corretamente os parâmetros das proteções internas da 
microrrede frente aos novos valores de curto-circuito59. 
 
III.4 Agregadores 
 
112. O agregador pode ser definido como um grupo de agentes do setor elétrico (consumidores, 
geradores, proprietários de RED) que atua como uma entidade junto a mercados de energia (atacadista e 
varejista) ou vendendo serviços ao operador da rede. Em outra visão, o agregador pode ser uma empresa 
que atua como um intermediário entre os consumidores, proprietários de RED e operadores de rede, 
prestando serviços a todas as partes60. A Figura 19 exemplifica o papel do agregador. 
 
Figura 19: Papel do agregador61. 
 
59 Quando a microrrede opera de forma ilhada, seus equipamentos de proteção ficam sujeitos a correntesde curto-circuito 
inferiores aos valores alcançados durante a operação conectada à rede da distribuidora. 
60 MIT (2016), The value of Aggregators in Electricity Systems, MIT Center for energy and Environmental Policy Research. 
61 Fonte: IRENA (2019), Innovation landscape brief: Aggregators, International Renewable Energy Agency, Abu Dhabi. 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
113. O agregador pode atuar em programas de resposta da demanda, armazenamento de 
energia, veículos elétricos e usinas virtuais, oferecendo serviços ancilares, flexibilidade em horários de 
ponta (redução de demanda, injeção de energia por baterias ou geradores distribuídos), recarga de 
veículos elétricos e/ou injeção na rede (V2G) e gerenciar a operação de RED na rede. 
 
114. No Brasil, o comercializador varejista62 se aproxima do conceito de agregador, podendo 
representar junto à CCEE os consumidores livres e geradores de capacidade instalada inferior a 50 MW 
não comprometidos com Contrato de Comercialização de Energia em Ambiente Regulado – CCEAR, 
Contrato de Energia de Reserva – CER ou Cotas. 
 
115. O projeto piloto de resposta da demanda criado pela REN nº 792/2017 e mencionado no 
item III.2.3, permite que agentes participantes da CCEE atuem na função de agregadores das cargas dos 
consumidores que aderirem ao referido projeto. 
 
III.5 Novo papel das distribuidoras 
 
116. O processo de mudança nas matrizes elétrica e energética mundial, com a inserção dos RED 
e maior participação dos consumidores, impôs a necessidade de evolução do papel das distribuidoras, 
rompendo uma cultura estabelecida há décadas de planejamento, operação e manutenção das redes. A 
Figura 20 resume o acréscimo de responsabilidades enfrentada pelos operadores de rede. 
 
 
Figura 20: Novas atribuições dos operadores de rede de distribuição63. 
 
 
 
 
62 Resolução Normativa nº 570, de 23 de julho de 2013 (http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2013570.pdf). 
63 IRENA (2019), Innovation landscape brief: Future role of distribution system operators. 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
117. Nesse cenário apresentado, a atuação das distribuidoras já passa por mudanças em 
diversos países64, saindo de um perfil passivo, com baixa penetração de RED e fornecendo apenas os 
requisitos técnicos para a conexão, evoluindo para facilitadora, com a oferta de serviços extras aos 
usuários e redução de barreiras para novos modelos de negócio, até chegar ao estágio de integradora, 
por meio de plataformas de serviços distribuídos que permitam a participação de agregadores de carga e 
geração ofertando serviços de resposta à demanda e usinas virtuais. A Figura 21 ilustra a evolução da 
forma de atuação da distribuidora. 
 
 
Figura 21: Atuação da distribuidora conforme nível de penetração de RED65. 
 
118. Com isso, abrem-se oportunidades de utilização de novos serviços que podem ser 
prestados por geração distribuída, sistemas de armazenamento, resposta da demanda, veículos elétricos, 
microrredes e usinas virtuais, proporcionando maior flexibilidade para operação da rede, postergação de 
investimentos e melhor atendimento ao consumidor. 
 
119. Por outro lado, aumentam-se os desafios quanto ao carregamento das redes em tempo 
real e impactos do fluxo reverso, que podem causar congestionamentos, falhas em equipamentos e 
interrupções no fornecimento de energia. 
 
120. Por isso, há necessidade de adequar os procedimentos de planejamento, operação e 
manutenção da rede para considerar as novas variáveis, minimizar os riscos adicionados e otimizar os 
benefícios proporcionados pelos RED e possíveis novos agentes do mercado, como os agregadores. 
 
 
 
64 As distribuidoras da Espanha podem ser classificadas como facilitadoras e do estado de Nova Iorque como integradoras. No 
Brasil, as empresas têm perfil passivo. 
65 Anexo I, item 5.2 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
121. A relação das distribuidoras com os operadores das redes de transmissão66 também deve 
ser aprimorada, uma vez que eventos em sistemas com tensão igual ou superior a 230 kV67 podem gerar 
o acionamento indesejável de proteções nos conversores de potência de sistemas fotovoltaicos instalados 
em unidades consumidoras e desconectar grande parte dessa potência da rede, o que agravaria os efeitos 
da perturbação original, com potencial de impactar a estabilidade do SIN e provocar blecautes. 
 
122. Adicionalmente, no caso de participação em mercados de serviços ancilares e atacadista 
de energia, a distribuidora será o elo entre o operador de transmissão e o proprietário de RED ou seu 
representante (agregador de demanda e/ou geração). 
 
123. O fluxo de informações e dados também aumentará, proporcionando maior visibilidade 
dos RED aos operadores das redes de transmissão e distribuição para aprimorar os estudos técnicos 
necessários para garantir maior confiabilidade do sistema elétrico. A figura 22 ilustra essa nova relação. 
 
 
Figura 22: Interação entre DSO, TSO e RED/agregadores68. 
 
III.5.1 Alternativas a investimentos em ativos de rede 
 
124. Em função das transformações em curso, a distribuidora passará a usar os RED como 
ferramenta de operação da rede, alternativamente às soluções de fio. Como exemplo, pode-se citar o 
despacho de baterias ou geração distribuída para o controle dos níveis de tensão nos momentos de carga 
crítica. Como resultado, investimentos em rede são postergados em benefício das tarifas de eletricidade. 
 
 
66 No Brasil, o ONS é responsável por operar as principais linhas de transmissão. 
67 Por exemplo: a perda de uma linha de transmissão ou um gerador de grande porte pode provocar a variação da frequência 
e tensão na rede de distribuição. 
68 Fonte: IRENA (2020), Innovation landscape brief: Co-operation between transmission and distribution system operators, 
International Renewable Energy Agency, Abu Dhabi. 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
125. Na Austrália69 e nos estados americanos de Nova Iorque70 e da Califórnia71, as 
distribuidoras já incorporaram o conceito de non-network options ou non-wires alternatives (NWA), 
respectivamente, ao tradicional planejamento das obras no sistema de distribuição. A Figura 23 ilustra a 
inserção da avaliação de tais alternativas no ciclo de planejamento das empresas. 
 
 
Figura 23: Incorporação de NWA no processo de planejamento da distribuição72 
 
126. Com isso, para investimentos superiores a 6 milhões de dólares australianos, as 
distribuidoras na Austrália devem considerar