O Brasil formaliza um caso raro no planejamento decenal. O próximo passo é desenhar regulação e mercado para remunerar flexibilidade — armazenamento e serviços — e reduzir custo sistêmico
O PDE 2035, cuja consulta pública foi publicada no dia 12 de fevereiro, sinaliza uma inflexão relevante: a geração distribuída (energia solar nos telhados e pequenos sistemas conectados à rede de distribuição) passa a ser tratada como variável estrutural do sistema, com projeções expressivas para a próxima década e sensibilidade explícita ao desenho regulatório. Ao internalizar essa geração próxima do consumo como componente central do planejamento, o documento reconhece que a expansão do SIN não pode ser calculada como se os recursos conectados à distribuição fossem um “efeito externo”. Trata-se de um avanço técnico-institucional.
No padrão internacional, predominam arranjos em que a expansão é majoritariamente centralizada. Mecanismos de contratação, financiamento, governança de rede e sinal econômico foram historicamente moldados para utility-scale. Há exceções com alta penetração de recursos distribuídos (Austrália e determinados mercados norte-americanos), mas são casos em que o aumento de geração na distribuição exigiu requalificação regulatória e técnica para preservar confiabilidade e eficiência. O Brasil, ao incorporar a geração distribuída como componente relevante do Caso Base do PDE, sinaliza uma rota distinta e potencialmente pioneira em escala continental.
O trajeto até aqui foi construído por estabilidade jurídica e debate público. O marco legal da geração distribuída, sancionado no governo Bolsonaro, estabeleceu parâmetros para um mercado já em expansão, reduzindo incerteza e permitindo planejamento empresarial e regulatório. A partir disso, o tema ganhou densidade institucional em audiências, no Congresso e no debate técnico. O INEL tem contribuído com atuação institucional e técnica qualificado, defendendo geração distribuída como instrumento de modernização do sistema, ampliação de resiliência e democratização do acesso à energia limpa.
Entretanto, a consolidação da geração distribuída como premissa desloca o centro da agenda. A pergunta relevante não é mais “se deve existir”, mas como integrá-la ao sistema com eficiência econômica e segurança operativa. A alta penetração de geração próxima do consumo altera a carga líquida, exige maior flexibilidade, reforça a necessidade de planejamento coordenado entre geração, transmissão e distribuição e demanda evolução de critérios de operação, digitalização e infraestrutura de dados.
Nesse contexto, o ponto crítico é criar instrumentos para remunerar atributos e reduzir custo sistêmico. Armazenamento — especialmente atrás do medidor e em formatos agregados — pode viabilizar deslocamento temporal de energia, redução de picos, resiliência e apoio à estabilidade, com potencial para serviços ancilares quando houver arcabouço adequado. Sem mecanismos claros de empilhamento de receitas, padrões técnicos, sinal locacional e integração com a modernização da distribuição, o país corre o risco de converter um ativo sistêmico em fonte recorrente de conflito regulatório e judicialização.
A oportunidade é estratégica: se o Brasil avançar na remuneração de flexibilidade, na modernização da rede e na coordenação do planejamento, poderá reduzir ineficiências, mitigar riscos de suprimento e construir uma transição energética mais competitiva — com maior participação do consumidor e menor dependência de soluções de alto custo e longa maturação. A meta deve ser explícita: transformar o país em referência global de planejamento energético descentralizado em um território continental, com instituições estáveis, regras econômicas consistentes e confiabilidade como premissa.