Opinião e Análise

Alessandra Amaral

O setor de energia elétrica enfrenta, atualmente, um duplo desafio. Por um lado, crescentemente modernas tecnologias se apresentam como soluções de antigos – e novos – problemas. 
Por outro lado, a mãe-natureza reivindica atenção, esclarecendo sua primazia e a urgência de controlar o galopante crescimento dos eventos climáticos extremos e do aquecimento global. A substituição de combustíveis fósseis por fontes renováveis se insere bem no cardápio de alternativas no equacionamento deste problema.
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Neste contexto, aparece um consumidor mais exigente e antenado, gerando sua própria energia, adquirindo veículos elétricos e buscando o mercado livre, para reduzir o custo da sua energia. A rede de distribuição passa a ser composta de múltiplos elementos, os chamados REDs (Recursos energéticos distribuídos), com fluxos de energia bidirecionais.
Este cenário oferece uma complexidade muito maior às distribuidoras, que precisam remunerar os seus investimentos, e ainda oferecer dois atributos fundamentais: a resiliência e a flexibilidade.
No Brasil, o ingrediente adicional a este contexto é o vencimento de contratos de concessão de distribuição de energia elétrica equivalentes a 60% do consumo do país, a partir de 2025. A situação ofereceu a oportunidade de incluir nos novos contratos de concessão diretrizes sobre desafios extraordinariamente contemporâneos, como a digitalização e a resiliência. Esta constatação se evidencia no <a href="https://www2.camara.leg.br/legin/fed/decret/2024/decreto-12068-20-junho-2024-795827-publicacaooriginal-172177-pe.html">Decreto 12.068/2024</a>, de 21 de junho de 2024, que regulamenta as regras do processo de prorrogação das concessões de distribuição de energia elétrica.
A Portaria MME 111, de 18 de junho de 2025, estabelece as diretrizes gerais para estímulo à digitalização gradual das redes e do serviço de distribuição de energia elétrica de baixa tensão. Em 19 de setembro de 2025, o Ministério de Minas e Energia abre consulta pública sobre diretrizes para implantação de medidores inteligentes no Brasil e em 27 de janeiro de 2026, a Aneel publica a Consulta Pública 001/2026 (<a href="https://www.gov.br/antt/pt-br/eventos/chamamento-publico-001-2026">CP 001/2026</a>) sobre modernização dos Sistemas de Medição. Na Nota Técnica 16/2025, a agência recomenda a instalação adicional de 2% de medidores inteligentes por ano, sujeita a avaliação de custo-benefício (ACB) ao final do primeiro ano.
De fato, a experiência latino-americana mostra que não há transição energética possível sem redes inteligentes. A expansão da geração distribuída, o avanço da eletromobilidade e a abertura de mercado, por exemplo, exigem visibilidade, controle e capacidade de resposta em tempo real — atributos que só são viabilizados por meio de sistemas de medição avançada (AMI, do inglês, Advanced Measurement Infraestructure) e pela digitalização das redes.
No paper: “Acelerando a medição inteligente: diretrizes regulatórias para a massificação na América Latina”, a Adelat (Associação das Distribuidoras de Energia Elétrica Latino-Americanas), consolidada e documenta a experiência acumulada por distribuidoras localizadas na América Latina, no que se refere à implementação da AMI e apresenta recomendações, que também constam da sua contribuição para a CP 001/2026.
A primeira evidência é que, via de regra, as distribuidoras da América Latina estão em estágio incipiente no que se refere à implementação da AMI, com duas exceções: o Uruguai e a Costa Rica, cujos percentuais de implantação desta tecnologia superam 80% e 54%, respectivamente.  
Este estágio inicial oferece tanto desafios quanto oportunidades. Entre os desafios, se destaca o volume de investimentos requeridos para a implementação da AMI nestes países. No paper “Sem investimento, não há transição: o futuro da distribuição de energia elétrica na américa latina”, publicado pela Adelat em 2024, em sete países latino-americanos estudados, e em um horizonte de 17 anos, o investimento necessário é estimado em US$ 51,4 bilhões para a implantação completa da AMI e US$ 25,7 bilhões, no cenário de implementação parcial.
As experiências de países latino-americanos sugerem que a falta de uma política pública nacional em muitos casos limita a implantação para o que podemos chamar de “nichos de rentabilidade”, como grandes consumidores ou áreas de maior incidência de fraude, impedido que escalem para o território nacional.
Por outro lado, os países latino-americanos, por se encontrarem em fase inicial de implantação do AMI, têm a oportunidade de pular a fase 1.0 e adotar dispositivos com capacidade de computação de borda (Edge Computing), para evitar a obsolescência precoce.  
Outro ponto crítico diz respeito à natureza dos ativos envolvidos. A infraestrutura de medição avançada não pode ser tratada como um conjunto de equipamentos isolados. Trata-se de um ecossistema integrado, que envolve medidores, sistemas de comunicação, plataformas de gestão de dados e soluções de cibersegurança. A fragmentação dessa cadeia compromete a eficiência operacional e aumenta riscos sistêmicos. 
Por isso, a experiência regional demonstra que o modelo mais eficaz é aquele em que a distribuidora detém a propriedade e a responsabilidade integral sobre esse ecossistema, garantindo coerência técnica, integração com os sistemas existentes, segurança da informação e capacidade de resposta diante de falhas ou contingências. Some-se a isso que, uma vez que os equipamentos e sistemas são considerados ativos de distribuição incorporados à base de ativos regulatória, o financiamento e a escalabilidade destes projetos são facilitados.
Esse ponto se conecta diretamente a outro grande desafio: o desenho do modelo econômico-regulatório. A digitalização exige investimentos significativos, mas com características distintas dos ativos tradicionais. Parte relevante do valor está em software, serviços e sistemas que não se enquadram na lógica convencional de remuneração baseada exclusivamente em capex. Nesse contexto, a adoção de abordagens mais flexíveis, como modelos de totex, torna-se essencial para evitar distorções que desincentivem a inovação.
Nesta mesma toada, citamos a vida útil dos ativos digitais. Diferentemente dos medidores convencionais, os componentes eletrônicos e de comunicação dos sistemas AMI estão sujeitos a ciclos tecnológicos mais curtos. Assim sendo, é importante ajustar a vida útil regulatória para horizontes mais compatíveis com a dinâmica tecnológica, da ordem de 10 anos.
Além disso, é fundamental que o reconhecimento tarifário desses investimentos ocorra de forma tempestiva. Modelos baseados exclusivamente em reconhecimento ex post — nos quais as distribuidoras precisam antecipar integralmente os investimentos até a próxima revisão tarifária — tendem a inviabilizar programas de grande escala. Experiências como a colombiana demonstram que mecanismos de reconhecimento ex ante e intraciclo são mais eficazes para viabilizar o financiamento e reduzir riscos regulatórios.
A forma de implementação também merece atenção. Em um país com as dimensões e heterogeneidades do Brasil, a imposição de metas uniformes de cobertura corre o risco de produzir ineficiências. A experiência internacional aponta que abordagens faseadas, iniciadas por projetos-piloto e com priorização de áreas de maior retorno — como regiões com perdas elevadas ou alta penetração de geração distribuída — geram melhores resultados. Isso exige conferir às distribuidoras maior discricionariedade na definição de suas estratégias, sempre ancoradas em análises custo-benefício robustas.
Do ponto de vista técnico, a regulação deve evitar prescrições excessivamente detalhadas e adotar uma postura de neutralidade tecnológica. A rápida evolução das soluções disponíveis torna arriscada a definição de padrões rígidos que podem se tornar obsoletos em poucos anos. Mais importante do que especificar tecnologias é estabelecer requisitos funcionais mínimos, como leitura remota, medição bidirecional, detecção de fraudes e capacidade de corte e reconexão à distância.
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Adicionalmente, a digitalização amplia significativamente a superfície de exposição a riscos cibernéticos. A proteção da infraestrutura elétrica passa a depender de políticas robustas de segurança da informação, baseadas em padrões internacionais e em investimentos contínuos. Esses custos não podem ser tratados como acessórios: são parte integrante da infraestrutura moderna e devem ser reconhecidos no arcabouço regulatório.
Por fim, mas não menos importante, a transparência e comunicação com o consumidor é fator crítico de sucesso. O consumidor deve perceber a implantação da medição inteligente como um benefício, sendo colocado no centro deste processo. Somente desta maneira, será possível conquistar o seu engajamento e a sua confiança, necessários para uma implementação exitosa e sustentável, não só da medição inteligentes, mas da digitalização das redes de distribuição, de forma geral.

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