CP 33 da ANEEL: o controle remoto da sua usina

A Consulta Pública 33/2026 da ANEEL propõe que a distribuidora passe a enxergar, se comunicar e comandar a geração conectada à sua rede, com comando executado em até 20 segundos. Entram a minigeração, as usinas maiores na distribuição e as conexões novas. A microgeração já conectada fica de fora. Contribuições até 9 de novembro de 2026.

Nada disso está em vigor: é uma proposta em consulta, e o texto final pode mudar. Mas ela não parte do zero. Boa parte dos inversores já é obrigada a ser capaz de receber telecomando, parte das distribuidoras já exige supervisão remota em norma técnica, e o corte de geração no Brasil mudou de causa nos últimos 2 anos.

O que a CP 33 da ANEEL propõe?

A consulta revisa o Módulo 3 dos Procedimentos de Distribuição (PRODIST), a parte da regra que trata de como um gerador se conecta à rede da distribuidora. Ela cria 3 exigências para os chamados Recursos Energéticos Distribuídos: observabilidade, operabilidade e controlabilidade. Na prática, a distribuidora passa a enxergar a usina em tempo real, a se comunicar com ela e a mandar nela.

A proposta nasceu de um trabalho do ONS com a ANEEL e pesquisadores de 3 universidades, e alcança também baterias, recarga bidirecional de veículos elétricos (V2G), cargas moduláveis, eletrolisadores e microrredes.

Pelo que foi divulgado da minuta e da Análise de Impacto Regulatório, a distribuidora poderia:

• definir um limite para a potência ativa injetada na rede;
• ajustar a potência reativa;
• ligar e desligar o equipamento;
• exigir que cada comando seja executado em até 20 segundos.

A telemetria enviaria potência gerada, potência injetada, consumo, tensão, frequência, estado do equipamento e alarmes (em baterias, também o estado de carga), com atualização a cada 5 minutos no máximo.

A parte mais dura está no que acontece quando a comunicação falha. Pela proposta, se o canal com a distribuidora cair, a própria instalação reduz ou interrompe a injeção sozinha, em até 20 segundos. Não é a distribuidora que corta: é a usina que se corta quando perde o link.

A preferência declarada é pelo controle graduado, que reduz a potência sem desligar tudo. Se ele não estiver disponível ou falhar, a proposta permite interromper integralmente a injeção no ponto de conexão. Pelo que foi divulgado, os protocolos de comunicação devem ser abertos, não proprietários, e o equipamento do lado da usina fica por conta do dono.

Quem entra na CP 33 e quem fica de fora?

A microgeração que já está conectada fica fora: são 4,31 milhões de unidades, 98,4% do parque, segundo a ANEEL. A exclusão vale só para o estoque. Pelo que foi divulgado, conexão nova entra desde a entrada em vigor da regra. As faixas são as de sempre, as mesmas da Lei 14.300 e das normas da energia solar: microgeração até 75 kW, minigeração acima disso.

A conta que costuma sair errada é a da minigeração existente. Os 6 meses dela contam da entrada em vigor, e a regra só entra em vigor 6 meses depois de publicada. Na prática, a minigeração já conectada teria cerca de 12 meses a partir da publicação, não 6. Pela proposta, a distribuidora ainda notifica quem está obrigado em até 30 dias depois da entrada em vigor.

As "usinas maiores" da tabela são as conectadas na distribuição que não têm relacionamento operacional com o ONS, modalidade que os Procedimentos de Rede chamam de Tipo III. Pelos números divulgados da análise de impacto, a proposta alcança cerca de 70 mil instalações e mais de 33 GW. Esses 33 GW não são de energia solar: mais de 20 GW estão em cerca de 1,5 mil usinas desse grupo, como PCHs e térmicas a biomassa. A minigeração, onde a solar predomina, soma mais de 13 GW em cerca de 68 mil instalações.

Para quem vende minigeração hoje, o calendário pesa: usina que se conectar depois da entrada em vigor já nasce sob a regra nova, e isso passa a fazer parte do processo de homologação na distribuidora.

Por que a proposta aparece agora?

O pano de fundo é uma mudança na causa do corte de geração no país. O ONS classifica os cortes de usinas eólicas e solares em 3 razões: confiabilidade elétrica (a rede não dá conta de escoar), indisponibilidade externa (uma instalação de transmissão fora de operação) e razão energética, que é a sobreoferta: sobrou energia e não há quem consuma.

Recalculamos a participação de cada razão a partir dos microdados de restrição de geração publicados pelo ONS:

Em 2 anos, a sobreoferta passou de menos de um terço para mais de dois terços do corte. Deixou de ser um problema de fio e virou um problema de excesso. Uma ressalva de método: em agosto de 2025 o ONS passou a registrar só cortes acima de 5% ou de 5 MW, então a comparação entre anos atravessa essa mudança.

O volume cortado também subiu. Em 2025, 21% da energia que as usinas eólicas e solares centralizadas poderiam ter gerado foi cortada; nas solares, 27%. Em agosto de 2026, o corte chegou a 28%, o maior mês desde o início de 2024.

E aqui a geração distribuída entra na história. Segundo o ONS, o gatilho da sobreoferta é a carga líquida baixa: em dia de sol forte e temperatura amena, a micro e minigeração atende boa parte do consumo por dentro da rede de distribuição, a carga que chega ao sistema despenca, e sobra energia. Como a geração distribuída não recebe comando, o corte recai sobre quem recebe: as usinas grandes. É um problema de escala diferente da inversão de fluxo e do cálculo de potência liberada, que travam conexão por limite local da rede: a sobreoferta é do sistema inteiro.

O plano emergencial que corta geração na rede de distribuição, aprovado pela ANEEL no fim de 2025, foi acionado em 7 de junho e em 23 de agosto de 2026, os 2 num domingo. Em nenhum deles o alvo foi o telhado: o ONS informou que o plano não teve como alvo os sistemas de micro e minigeração, e o corte recaiu sobre usinas maiores conectadas na distribuição.

Mas o ONS já calculou o que aconteceria se a geração distribuída entrasse na divisão. Num cenário projetado para 2029, a necessidade de corte das usinas eólicas e solares centralizadas cairia na ordem de 58% se a micro e minigeração participassem do rateio comercial dos cortes (48% na outra base de cálculo do estudo). O corte total não diminui nesse cenário: muda quem arca com ele. No mesmo relatório, o ONS recomenda incluir o impacto dos cortes no cálculo de custos e benefícios da micro e minigeração previsto no art. 17 da Lei 14.300, para unidades que entrarem em operação depois de 2029.

O que a Justiça decidiu sobre o ressarcimento dos cortes?

Enquanto a proposta para a geração distribuída está em consulta, quem já é cortado há anos perdeu uma disputa importante. Em 11 de setembro de 2026, a 13ª Vara Federal Cível do Distrito Federal negou por inteiro a ação que associações de geradores eólicos e solares moviam desde 2023 contra a ANEEL, pedindo ressarcimento integral dos cortes. A juíza entendeu que a agência agiu dentro da sua competência e que a lei não obriga a ressarcir tudo. As associações foram condenadas a pagar custas e honorários, e ainda cabe recurso. Um trecho da sentença:

"a existência de previsão legal para mecanismos destinados a mitigar os efeitos das restrições não implica, automaticamente, que todo o custo dos cortes deva ser transferido aos consumidores."

Em paralelo, existe um acordo do governo, por fora da Justiça, para compensar cortes entre 1º de setembro de 2023 e 25 de novembro de 2025 (Portaria Normativa MME 140/2026). Aderiram 1.539 usinas, e quem assinou renunciou, de forma irrevogável, a discutir esses cortes em qualquer via.

O acordo tem uma exclusão que diz muito sobre o que vem pela frente: ele só cobre corte por indisponibilidade externa e por confiabilidade elétrica. Corte por razão energética, a sobreoferta, ficou expressamente de fora. Compensou-se a causa que está encolhendo e deixou-se de fora a que está crescendo, a que hoje responde por 69% do corte e é justamente a ligada à geração distribuída.

Guilherme Mello, fundador da SolarMarket, explica em 7 minutos o que a CP 33 propõe, por que ela aparece agora e o que muda na venda de minigeração.

O que é o sandbox de distribuidoras proposto pelo ONS?

Depois da abertura da consulta, o ONS propôs à ANEEL um sandbox, um teste regulatório, do modelo DSO (sigla em inglês para operador do sistema de distribuição), em que a distribuidora passa a operar ativamente os recursos conectados à sua rede. O teste envolveria 5 distribuidoras: Cemig-D, Copel, CPFL Paulista, Energisa Mato Grosso e Neoenergia Elektro.

Pelo que foi divulgado, a participação dos geradores distribuídos nas áreas selecionadas seria obrigatória, sem compensação financeira pelos cortes, com início em até 120 dias após a resolução autorizativa e duração de 12 meses. É uma proposta e depende de aprovação da ANEEL (Cenário Energia, 18/09/2026).

O inversor já está pronto para receber comando remoto?

Boa parte dos inversores já está. A Portaria INMETRO 140/2022 exige que inversores on-grid acima de 6 kW e até 75 kW de potência nominal unitária sejam capazes de limitar a potência ativa injetada por meio de telecomandos, entre 10% e 100% da potência nominal, e de desconectar e reconectar da rede também por telecomando. Os fabricantes tiveram 36 meses de adequação a partir de maio de 2022, então a exigência pegou para valer em meados de 2025. Nas usinas montadas com esses inversores, a função existe; o que faltava era uma regra dizendo quem pode acioná-la.

Entre a portaria e a proposta, há 3 descompassos:

1. O meio. A portaria exige a capacidade de receber telecomando, mas não diz por qual meio ou protocolo. É justamente o que a consulta quer padronizar.
2. O tempo. A portaria admite 1 minuto para o inversor atingir o novo valor de potência (o setpoint); a proposta pede 20 segundos.
3. A faixa. O limite da portaria é por inversor e para em 75 kW. Usina de minigeração montada com vários inversores de até 75 kW cada tem equipamentos dentro da faixa da portaria; a que usa inversor central acima de 75 kW está fora dela, justamente na faixa que a consulta quer controlar.

A exigência também não é nova para parte das distribuidoras. Há norma técnica de distribuidora em vigor que já pede, para instalações acima de 300 kW, religador com supervisão remota, capaz de seccionar a conexão a partir do centro de operação da distribuidora. A consulta propõe levar isso para a regra federal e descer o limite para 75 kW. Não é regra caindo do céu: é a padronização de algo que já está no equipamento e já está na norma de parte das concessionárias.

Outros países já controlam a geração distribuída?

Sim. O mecanismo não é invenção brasileira.

O que a CP 33 muda na venda de minigeração?

Muda a conta que o integrador entrega ao cliente. Hoje a proposta comercial dimensiona e promete geração. Com limitação remota, o que se entrega é geração sujeita a comando, e nada do que foi divulgado até aqui fala em compensar a diferença.

O que dá para fazer antes de a regra sair:

• Na proposta de minigeração, deixar escrito que a geração estimada não considera limitação por comando da distribuidora e que a regra está em consulta. O cliente precisa saber disso antes de assinar, não depois.
• Na especificação do inversor, perguntar ao fabricante se o modelo aceita limitação por telecomando, por qual interface de comunicação e em quanto tempo atinge o novo valor. Em usina com inversor central acima de 75 kW, a pergunta pesa mais, porque a portaria não cobre esse equipamento.
• Na carteira, levantar quais clientes têm minigeração conectada, com qual inversor e em qual distribuidora. Se a proposta passar como está, eles terão cerca de 12 meses a partir da publicação para se adequar, com o equipamento do lado da usina por conta deles.
• Na consulta, contribuir com caso concreto até 9 de novembro, pelo e-mail cp033_2026@aneel.gov.br. Contribuição de consulta pública não é abaixo-assinado: o que pesa é o caso real, como a usina rural que perde comunicação toda semana, o inversor de 2019 que não conversa com nada, o cliente que financiou 10 anos contando com uma geração que agora pode ser limitada. Vale procurar as associações do setor para saber como somar o seu caso.

Quando a geração pode ser limitada de fora, a pergunta que chega ao integrador é por que a usina produziu menos do que a proposta dizia. Quem acompanha a geração da carteira descobre a queda antes da ligação. Na solução de pós-venda e monitoramento da SolarMarket, a geração dos inversores e as faturas da distribuidora ficam num painel só, com o status de cada usina e um alerta que vira tarefa para a equipe antes de o cliente ligar.