Em 8 de setembro de 2026, a diretoria da ANEEL aprovou por unanimidade a abertura da Consulta Pública nº 33/2026. A proposta revisa o Módulo 3 do PRODIST e, na prática, encerra a era em que a geração distribuída injetava energia na rede sem que a distribuidora conseguisse enxergá-la ou comandá-la. Estão no alcance imediato cerca de 70 mil instalações que somam mais de 33 GW. A consulta segue aberta até 9 de novembro de 2026.
Neste artigo, consolidamos o que a ANEEL propôs, quem é atingido, os prazos, os custos em discussão, as principais críticas do setor e as 24 contribuições que a HACON enviou à consulta, baseadas na nossa experiência em campo com controladores de usina.
A versão curta
- O quê: revisão do Módulo 3 do PRODIST (regras de acesso e conexão à rede de distribuição), processo nº 48500.002211/2026-10.
- Objetivo: tornar os Recursos Energéticos Distribuídos (REDs) observáveis, operáveis e controláveis pelas distribuidoras, inclusive com limitação remota da potência injetada.
- Quem entra: todas as novas conexões e, no parque existente, ~68 mil minigerações (75 kW a 5 MW, >13 GW) e ~1,5 mil centrais geradoras Tipo III (>20 GW).
- Quem fica fora (por ora): os 4,31 milhões de microgeradores já instalados.
- Prazo para contribuir: de 10 de setembro a 9 de novembro de 2026.
Por que a ANEEL abriu esta consulta
As regras atuais do PRODIST foram escritas para uma rede com pouca geração distribuída e fluxo de potência em um só sentido. Esse cenário mudou. A geração distribuída já supera 50 GW no país e deixou de ser marginal: hoje influencia diretamente a operação e o planejamento do sistema elétrico.
O problema aparece com clareza nos domingos ensolarados de baixa demanda. Sobra energia no meio do dia, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) precisa cortar geração centralizada para manter o equilíbrio e, à noite, sem sol, a mesma energia fica cara. Um levantamento da Volt Robotics com dados do ONS indica que dois em cada três cortes de renováveis em 2026 foram causados por excesso de oferta, e não por limitação de transmissão. Projeções citadas no setor apontam que, num domingo típico de 2029 às 11h, a micro e minigeração responderia por 46,5% de toda a geração, a carga líquida do SIN cairia para cerca de 40,5 GW e, às 20h, o sistema precisaria de uma rampa de quase 39 GW.
Hoje, quando há restrição severa, as distribuidoras não têm ferramenta padronizada para atuar usina por usina. O corte acaba sendo feito de forma agregada, alimentador inteiro, sem graduação. Em 2025, o ONS alertou para esse impacto e pediu maior coordenação com as distribuidoras, inclusive para permitir cortes emergenciais de geração.
O diretor-geral da ANEEL, Sandoval Feitosa, resumiu o incômodo durante a votação: um recurso tão relevante não pode continuar “observável e literalmente descontrolável”.
A proposta foi construída a partir de um trabalho do ONS, em articulação com a ANEEL e com pesquisadores da UFSM, da UFU e da Unioeste. A base legal foi reforçada pela Lei 15.269/2025, que autoriza expressamente a ANEEL a estabelecer requisitos de controle, capacidade, flexibilidade e armazenamento nas condições de acesso às redes.
O que a proposta muda
1. Nasce o conceito de Recurso Energético Distribuído (RED)
Em vez de regular por tipo de empreendimento, a ANEEL passa a olhar como cada equipamento interage com a rede. Entra na classificação qualquer recurso capaz de injetar potência e, do lado da absorção, aqueles cujo consumo pode ser controlado. Assim, a mesma regra alcança tecnologias novas sem precisar de uma norma a cada inovação.
- Entram: geração solar, sistemas de armazenamento (baterias), veículos elétricos capazes de devolver energia à rede, cargas moduláveis, eletrolisadores de hidrogênio e microrredes.
- Não entram: cargas convencionais, carregadores privativos de veículos elétricos sem sistema de gestão de energia e nobreaks de uso exclusivamente local.
2. Requisitos técnicos definidos por função
Os requisitos se organizam em quatro frentes: monitoramento, comunicação e resposta a comandos; proteção; qualidade da energia; e controle da potência injetada. Entre as funcionalidades previstas estão:
- limitação coordenada da potência ativa injetada;
- medição e monitoramento de potência, frequência, tensão e estado dos equipamentos;
- atuação automática e telecomando;
- comunicação entre o recurso e o centro de operação da distribuidora.
A proposta prevê diferenciar as exigências conforme o porte e o impacto de cada recurso.
3. Neutralidade tecnológica
A proposta original do ONS tinha 199 itens. A área técnica da ANEEL reduziu o conjunto para 138 e trocou boa parte das especificações tecnológicas por requisitos funcionais: a regra diz o que precisa ser entregue, não com qual equipamento. A diretora Agnes da Costa defendeu uma regulação estável, flexível e adaptável, que incorpore novas tecnologias sem revisões sucessivas.
Um ponto importante para fabricantes e integradores: o protocolo RS-485/Modbus RTU, que o ONS propunha como obrigatório, saiu do texto normativo e ficou apenas como exemplo. A minuta exige modelo de informação unificado e protocolos não proprietários, baseados em normas internacionais ou especificações abertas.
4. Controle graduado como regra, desconexão como alternativa
Instalações com capacidade de interoperabilidade e comando remoto devem ser operadas preferencialmente por controle graduado de potência, preservando a operação parcial sempre que tecnicamente possível. O contraponto está no mesmo dispositivo: sem controle remoto, sem telecomando ou sem viabilidade de modulação, a distribuidora poderá limitar ou desconectar integralmente a instalação no ponto de conexão.
5. Divisão de responsabilidades
| Distribuidora | Titular da instalação |
|---|---|
| Comunicação entre o centro de operação e o ponto de conexão; definição de protocolos; segurança cibernética desse trecho; coordenação com o ONS. | Equipamentos e sistemas internos necessários para receber e executar os comandos. |
A revisão é uma das etapas da evolução das concessionárias para o modelo de DSO (Distribution System Operator), em que a distribuidora deixa de ser só operadora de fios e passa a gerir ativamente os recursos conectados à sua rede.
Quem é atingido
| Grupo | Instalações | Potência | Situação na proposta |
|---|---|---|---|
| Novas conexões (qualquer porte) | — | — | Prontidão para interoperabilidade desde o acesso à rede |
| Centrais geradoras Tipo III (conectadas diretamente à distribuição) | ~1,5 mil | >20 GW | Adequação obrigatória |
| Minigeração existente (75 kW a 5 MW) | ~68 mil | >13 GW | Adequação obrigatória |
| Microgeração existente (até 75 kW) | 4,31 milhões | — | Fora da adequação retroativa nesta fase |
O recorte é deliberado. Segundo a área técnica, ele alcança mais de 33 GW mexendo em menos de 2% das instalações de geração distribuída. As 68 mil minigerações representam 1,6% das instalações de MMGD do país, mas 27% da capacidade instalada. Considerando cerca de 54 GW de GD em operação, os 33 GW equivalem a aproximadamente 61% de toda a capacidade.
Atenção ao detalhe que pesa para quem tem projeto parado na fila: o que define uma conexão como “nova” é a data do protocolo da solicitação de orçamento de conexão, não a data de energização.
Prazos propostos
Os prazos correm em série:
- Vigência: 180 dias após a publicação da resolução.
- Notificação: a distribuidora tem até 30 dias da vigência para notificar os titulares alcançados.
- Adequação do parque existente, contada a partir da vigência: 120 dias para as centrais conectadas diretamente à rede (Tipo III) e 180 dias para a minigeração.
- Novas conexões: atendem aos requisitos desde a vigência.
Na prática, uma minigeração em operação hoje teria cerca de 360 dias contados da publicação para se adequar.
Quanto custa e quem paga
Esta é a pergunta que a própria ANEEL está fazendo. A Análise de Impacto Regulatório (AIR) submetida junto com a minuta busca dimensionar o custo de adaptar o parque existente, e a agência pediu a distribuidoras, usuários e fabricantes informações sobre custos de implementação, protocolos, equipamentos e dificuldades técnicas.
Pelo lado do investidor, há também o custo da energia que deixa de ser injetada. Allan Mesquita, diretor de Gestão de Ativos da Brasol, fez um exercício: uma usina remota de 1 MWp limitada por duas horas e meia no pico, em vinte domingos por ano, perderia cerca de 40 MWh, perto de 2,5% da geração anual. Com o crédito a R$ 600/MWh, são cerca de R$ 24 mil por MWp ao ano, ou R$ 2,4 milhões anuais num portfólio de 100 MWp, sem contar a adequação técnica.
Ele lista quatro perguntas que todo dono de usina remota deveria responder:
- Adequação técnica: quem paga o equipamento de controle, a comunicação com a distribuidora e a integração com o monitoramento?
- Contrato de assinatura: o desconto ao cliente foi calculado sobre a geração potencial ou sobre a energia efetivamente injetada?
- Contrato de O&M: um desligamento automático por comando externo pode ser confundido com atuação de proteção? O contrato diferencia comando de falha e define quem registra o evento?
- Modelo financeiro: o P50 usado na compra, no financiamento ou na venda considera alguma limitação imposta pela rede?
O ERAG: o corte automático do ONS que corre em paralelo
A CP 33 não é o único movimento. O ONS prepara o Esquema Regional de Alívio de Geração (ERAG), uma lógica parecida com o corte de carga em emergências, só que no sentido inverso: quando a frequência da rede sobe, um dispositivo desliga automaticamente blocos de minigeração remota, em até três estágios de 1 GW cada.
O ERAG é proteção de última instância, acionada depois que o operador já reduziu o possível na geração centralizada e nas usinas Tipo III. O piloto deve ocorrer até o fim do ano numa distribuidora ainda não definida, com possível expansão em 2027. É a primeira vez que a minigeração remota entra explicitamente num esquema automático de corte. Lidos juntos, ERAG (emergência) e CP 33 (rotina permanente) transformam a GD remota em geração controlável pela rede.
Críticas e pontos em aberto
A direção da proposta tem apoio amplo: uma rede com geração cada vez mais espalhada precisa de visibilidade e comando na ponta. As ressalvas estão na forma.
- Critério e rastreabilidade do corte. Controle sem critério transparente, sem registro rastreável do comando e sem definição de quem arca com a perda gera insegurança jurídica, que tende a aparecer depois como desconto no valuation dos ativos.
- Escopo que pode crescer. “Microgeração fica de fora por enquanto” é texto de consulta, não garantia. O histórico regulatório mostra que escopos iniciais restritos costumam se ampliar depois que a infraestrutura técnica está no ar.
- Custo retroativo. Se a adequação cair sobre o titular, será custo novo para minigerações que fecharam financiamento sob outra regra.
- Prazo curto. Sessenta dias é pouco para um tema desse porte técnico; textos assim frequentemente voltam para uma segunda rodada antes de virarem resolução.
- Dois planos que não se confundem. Sob a ótica jurídica, a CP 33 trata de requisitos técnicos de acesso (PRODIST), não do Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE), regido pela Lei 14.300/2022 e pela REN 1.000/2021 com redação da REN 1.059/2023. Isso não torna a proposta economicamente neutra: requisitos técnicos geram custo de adequação e podem limitar a energia injetada. Questões a avaliar incluem proporcionalidade entre requisito e risco, limites e registro dos comandos, regras de transição para instalações existentes e quem acessa os dados de monitoramento, para quais finalidades e com que salvaguardas.
- Arquiteturas descentralizadas ausentes. Há quem aponte que a AIR ficou presa a modelos tradicionais (reforço de transmissão e grandes usinas) e não considerou alternativas como o Energy Net e o Energy Protocol, padrão aberto de comunicação entre microrredes desenvolvido em Lund, na Suécia, após a crise energética europeia.
A contribuição da HACON: 24 propostas em seis eixos
A HACON enviou 24 contribuições à Consulta Pública nº 33/2026. Elas partem da experiência em campo com controladores de usina e propõem regras mais seguras, claras e viáveis para o controle dos Recursos Energéticos Distribuídos.
1. Segurança por princípio
Se algo falhar, a instalação deve ir para um estado seguro: sem injeção. Propusemos a lógica fail-safe (desenergizar para desligar) como padrão, a supervisão do estado dos dispositivos de interrupção e o religamento somente depois de identificada e corrigida a causa da falha.
2. Controle graduado em vez de desligar tudo
A distribuidora limita a potência no ponto de conexão e a instalação continua atendendo suas cargas e gerando até o limite. Na perda de comunicação, um limite padrão definido pela própria distribuidora entra em vigor automaticamente, sem necessidade de desconexão.
3. Regras claras e nacionais
Critérios objetivos de desempenho, definição precisa do prazo de atuação, limitação por fase e um protocolo de comunicação único nacional para cada tipo de instalação, evitando exigências diferentes em cada concessionária.
4. Retrofit viável
Reconhecer o controlador de usina como interface única da instalação permite adequar usinas existentes, com inversores de diferentes fabricantes, sem trocar equipamentos e sem reabrir o processo de conexão.
5. Armazenamento, híbridos e gestão de energia
Limite de importação, comandos para baterias, tratamento dos inversores híbridos e uso do excedente para carregar a bateria em vez de desperdiçar energia renovável.
6. Mais conexões na rede existente
Conexão flexível em redes com capacidade restrita: a instalação injeta mais quando a rede comporta e é limitada remotamente nos períodos de restrição, aproveitando a capacidade ociosa e ampliando a geração renovável sem esperar por obras.
O que fazer agora
Se você tem ou opera minigeração ou usina Tipo III
- Levante se os inversores da usina aceitam limitação de potência ativa por comando externo e quais interfaces de comunicação oferecem.
- Avalie se a usina tem um ponto único de controle no PCC (ponto de conexão) ou depende de comandos inversor a inversor.
- Revise contratos de O&M e de assinatura à luz das quatro perguntas acima.
- Estime o impacto de cenários de limitação no modelo financeiro.
Se você é integrador ou projetista
- Enquadre o cliente: micro ou minigeração? Projetos acima de 75 kW entram no escopo.
- Cruze a curva de consumo com a curva de geração. Maior autoconsumo reduz a exposição a restrições.
- Especifique inversores com controle de potência ativa e comunicação aberta, de fabricantes com suporte local e histórico de atualização de firmware.
- Em alimentadores saturados, considere controle de exportação zero e armazenamento como ferramentas para viabilizar a conexão.
- Troque o discurso do medo pelo técnico: projetos já preparados para a rede inteligente protegem o investimento do cliente.
Em todos os casos: contribua até 9 de novembro. Quanto mais contribuições técnicas o setor enviar, melhor será a regra final para consumidores, geradores e distribuidoras.
Perguntas frequentes
As novas regras já estão valendo?
Não. A CP 33/2026 está em fase de coleta de contribuições. A ANEEL poderá manter, alterar ou não aprovar os pontos da proposta, e não há data definida para a deliberação final.
Meu sistema solar residencial será desligado pela distribuidora?
Pela proposta atual, os 4,31 milhões de microgeradores já instalados (até 75 kW) ficam fora da adequação retroativa. Novas conexões, de qualquer porte, devem estar preparadas para interoperabilidade.
A CP 33 muda a compensação de créditos na conta de luz?
O objeto anunciado é o Módulo 3 do PRODIST (acesso e conexão), não o sistema de compensação. Mas requisitos técnicos podem ter efeitos econômicos, como custo de adequação e energia não injetada em períodos de limitação.
Vou ser obrigado a usar um protocolo ou fabricante específico?
Não, segundo a minuta. A regra exige funcionalidades e protocolos abertos, não proprietários. O RS-485/Modbus RTU aparece apenas como exemplo.
Como envio uma contribuição?
Por e-mail, até 9 de novembro de 2026. O endereço e a documentação completa (minuta, nota técnica e AIR) estão em gov.br/aneel › Participação Social › Consultas Públicas.
Precisa adequar uma usina existente?
O PPC-GD da HACON é um controlador de usina multimarca que atua no ponto de conexão: limita a injeção, opera em malha fechada, aceita comando externo e vai para estado seguro em caso de falha. É exatamente o modelo de interface única que defendemos na consulta. Conheça o controlador de exportação zero da HACON ou fale com nossa engenharia.
Este artigo tem caráter informativo e reflete o estágio da Consulta Pública nº 33/2026 em 23 de outubro de 2026. O texto final pode diferir da proposta. Para decisões sobre instalações específicas, consulte seu assessor jurídico ou regulatório.
Fontes
- ANEEL — ANEEL propõe novas regras para preparar a rede elétrica para geração solar, baterias e veículos elétricos
- MegaWhat — Com consulta, Aneel quer saber custo de controlar 33 GW de geração distribuída
- Luvik — Revisão do módulo 3 do PRODIST
- Solar Brasil — ANEEL quer controlar geração solar a distância
- Portal Solar — Corte automático de energia solar: o que muda para quem tem usina de GD remota
- Alexandre Ramos Advocacia — ANEEL e geração distribuída: CP 033/2026 e o PRODIST
- Canal Solar — CP 33 da ANEEL: oportunidade perdida para a transição energética resiliente