A dinâmica recente do setor elétrico brasileiro impõe novos desafios às empresas que atuam na distribuição de energia. Embora o debate público costume se concentrar em geração, preços ou comercialização, a principal transformação em curso ocorre na base do sistema e afeta diretamente a forma como as distribuidoras planejam, operam e decidem investimentos.
O modelo tradicional de distribuição foi concebido para um sistema previsível, com fluxo unidirecional e pouca interferência sobre oferta e demanda conectadas à rede. Esse desenho deixou de refletir a realidade operacional enfrentada atualmente. O problema deixou de ser apenas técnico. Tornou-se gerencial.
O descompasso não aparece primeiro nos relatórios estratégicos. Ele emerge na operação.
Quando o desafio deixa de ser conceitual
Nos últimos anos, as distribuidoras passaram a conviver com situações que não se resolvem apenas com reforços de rede ou aumento de CapEx. Inversões de fluxo, dificuldades recorrentes de controle de tensão, maior carregamento de ativos e incerteza na previsão da carga líquida tornaram-se parte da rotina técnica e regulatória.
Estudos desenvolvidos para o Operador Nacional do Sistema (ONS) indicam que a geração distribuída – conectada diretamente à rede de distribuição – já influencia a previsibilidade da operação do Sistema Interligado Nacional (SIN), o controle de tensão nas fronteiras e a gestão de contingências em cenários críticos. A tendência é de intensificação desses impactos caso o modelo de gestão da distribuição permaneça essencialmente o mesmo.
Fonte: Painel de Dados de Micro e Minigeração Distribuída – Empresa de Pesquisa Energética (EPE)
Nesse contexto, o crescimento da geração distribuída deixa de ser o ponto central. A questão passa a ser como as distribuidoras estruturam sua capacidade de resposta a um sistema mais complexo, dinâmico e menos previsível.
O que muda quando a distribuidora precisa decidir diferente
A experiência internacional ajuda a compreender esse movimento. Relatórios da International Energy Agency (IEA) e do Regulatory Assistance Project (RAP) mostram que, em sistemas com alta penetração de recursos energéticos distribuídos (REDs), as distribuidoras assumem papel mais ativo na gestão da rede. Isso envolve maior responsabilidade sobre coordenação de fluxos, uso de flexibilidade local e integração entre planejamento e operação. Esse arranjo passou a ser denominado internacionalmente como Distribution System Operator (DSO).
Em mercados como o Reino Unido, esse movimento começou de forma pragmática, com a contratação de flexibilidade local para mitigar restrições específicas e postergar reforços estruturais. Na Austrália, ampliou-se a observabilidade da rede de baixa tensão e testou-se coordenação operacional com o operador do sistema em regiões com elevada geração solar distribuída. Em ambos os casos, a transformação iniciou por pilotos voltados a problemas concretos, e não por reformas regulatórias amplas.
O aprendizado é claro: a evolução depende menos da adoção formal do conceito de DSO e mais da capacidade de priorizar gargalos críticos e direcionar investimentos que gerem valor sistêmico.
Regulação, tecnologia e incentivos: o que já está em movimento
No Brasil, o debate institucional avança. O projeto de integração ONS-DSO sinaliza discussão sobre coordenação operacional e atribuições da distribuição. Além disso, instrumentos como sandboxes regulatórios e debates sobre modernização tarifária indicam movimento gradual no ambiente regulatório.
Ainda não há imposição formal do modelo DSO, mas há sinais claros de amadurecimento do tema. Experiências internacionais mostram que transições dessa natureza costumam ocorrer ao longo de cinco a dez anos, com pilotos nos primeiros dois a três anos e consolidação regulatória posterior.
Do ponto de vista tecnológico, a evolução é inevitável. Maior observabilidade da rede, integração de dados, sistemas de gestão como ADMS e DERMS, armazenamento distribuído e gestão inteligente de carregamento de veículos elétricos ampliam a capacidade de resposta operacional das distribuidoras. Sem esses instrumentos, a gestão ativa é limitada. Com eles, a distribuidora passa a comparar alternativas técnicas e econômicas com maior precisão.
Onde começa, de fato, a agenda de endereçamento
A transição para um papel mais ativo da distribuição começa menos por tecnologia e mais por capacidade de leitura do sistema. Ela se inicia por compreender, com precisão, onde estão os pontos de maior tensão da rede, quais deles carregam risco estrutural e quais exigem apenas ajustes graduais na forma de operar.
Na prática, isso significa transformar um conjunto disperso de desafios técnicos em decisões consistentes ao longo do tempo. Ou seja: é preciso saber diferenciar o que é ruído operacional do que é tendência estrutural, além de evitar respostas automáticas baseadas apenas em expansão física da rede.
É justamente nesse ponto que muitas iniciativas de modernização perdem tração. Não por falta de boas ideias ou tecnologias disponíveis, mas por dificuldade em sustentar coerência estratégica diante de um ambiente cada vez mais complexo.
Uma agenda de preparo, não de promessas
O debate sobre DSO, no fundo, não é sobre nomenclatura nem sobre copiar modelos internacionais. É sobre preparo organizacional e a capacidade de uma distribuidora de tomar decisões melhores em um ambiente estruturalmente mais complexo.
Em um setor exposto a variáveis climáticas, tecnológicas e regulatórias, a evolução do papel da distribuição precisa ser tratada como uma agenda concreta de gestão. Uma agenda que exige diagnóstico, foco e execução consistente.
É nesse ponto que a contribuição da Falconi se torna prática. Não se trata de oferecer uma resposta única para todos os desafios, mas de estruturar a jornada: diagnóstico de maturidade, definição de prioridades, modelagem econômico-financeira das alternativas, desenho de roadmap tecnológico e organizacional e implementação disciplinada de pilotos com metas claras.
Mais do que uma mudança de nomenclatura, o DSO representa uma evolução na forma como a atividade de distribuição é organizada e gerida. E, como em outras inflexões do setor elétrico, a diferença tende a se materializar na capacidade das empresas de traduzir diagnósticos técnicos em decisões gerenciais consistentes ao longo do tempo.
*Rodrigo Morais é sócio e diretor de Serviços e Tecnologia da Falconi; Pedro Alves Nunes é Consultant da Falconi; Sheila Francielle Soares Peixoto Arrais é Team Leader da Falconi; Vitor Azevedo Vasconcellos é Team Leader da Falconi