31 mar Tendências da DistribuTECH que revelam o futuro das utilities
A edição de 2026 da DistribuTECH, principal evento global dedicado à distribuição de energia e redes elétricas inteligentes, deixou claro que o setor está entrando em uma nova fase de transformação. Se nos últimos anos o debate esteve centrado na digitalização das utilities, agora o foco passou a ser outro: a orquestração da operação da rede.
Com mais de 18 mil participantes e cerca de 684 expositores, o evento reuniu concessionárias, fornecedores de tecnologia e especialistas de todo o mundo. Um ponto chamou atenção: as discussões deixaram de girar apenas em torno de ferramentas digitais e passaram a tratar da integração real entre sistemas operacionais, dados e novos recursos energéticos.
Na prática, isso significa uma mudança importante na forma como as redes elétricas são planejadas e operadas. Três sinais técnicos observados ao longo da feira ajudam a entender essa transição.
O primeiro é a evolução da inteligência artificial no ambiente das utilities. Nos últimos anos, o setor começou a explorar o uso de IA generativa como ferramenta de apoio para análise de dados, documentação e suporte a decisões. Agora, a tendência é o avanço dos chamados agentes de IA, capazes de executar fluxos operacionais completos.
Esses agentes podem, por exemplo, realizar a triagem e priorização de alarmes da rede, sugerir manobras operacionais ou apoiar a coordenação de respostas a eventos climáticos severos. Nesse contexto, a discussão técnica deixou de se concentrar em qual modelo de linguagem utilizar e passou a focar temas como governança, segurança, rastreabilidade e integração com sistemas operacionais das utilities.
O segundo sinal importante observado na DistribuTECH foi o crescimento das chamadas Non-Wires Alternatives (NWA). Trata-se de soluções que utilizam flexibilidade energética para resolver restrições da rede sem a necessidade imediata de expansão da infraestrutura física tradicional.
Entre os exemplos mais recorrentes estão as usinas virtuais de energia (Virtual Power Plants), sistemas de armazenamento em baterias e programas estruturados de resposta à demanda. Esses recursos permitem que distribuidoras lidem com desafios como aumento de carga, integração de fontes renováveis e eventos climáticos extremos de forma mais ágil, muitas vezes adiando investimentos em expansão de rede.
Um aspecto técnico que apareceu de forma recorrente nas discussões foi a necessidade de conectar planejamento e operação. Sem essa integração, recursos de flexibilidade podem até ser contratados, mas não necessariamente estarão disponíveis quando a rede precisar deles.
O terceiro sinal relevante foi a mudança no papel dos recursos energéticos instalados do lado do consumidor, conhecidos como behind-the-meter. Durante muito tempo, esses ativos como geração distribuída, baterias e cargas flexíveis foram vistos principalmente como fatores de complexidade para a operação da rede.
Hoje, a tendência é tratá-los como recursos operacionais. Quando existe coordenação adequada entre sistemas como ADMS, DERMS e AMI, esses ativos podem ser monitorados, despachados e utilizados para apoiar a estabilidade do sistema. Nesse modelo, agregadores desempenham papel importante ao reunir múltiplos recursos distribuídos e transformá-los em capacidade operacional para a rede.
Essas tendências globais dialogam diretamente com o momento vivido pelo setor elétrico brasileiro. O país discute atualmente temas como abertura do mercado, modernização dos sistemas de medição e avanços no chamado Open Energy – iniciativas que ampliam a disponibilidade e o compartilhamento de dados do setor.
Nesse contexto, algumas prioridades começam a se desenhar para as distribuidoras brasileiras.
A primeira delas é avançar na preparação para o Open Energy e para a medição inteligente. Isso inclui estruturar roadmaps de implantação de AMI, priorizando áreas com maior impacto em perdas, qualidade do fornecimento e integração de recursos energéticos distribuídos.
Outra frente importante é transformar flexibilidade em capacidade operacional por meio de soluções como VPP, BESS e programas de resposta à demanda. Para isso, é necessário criar processos estruturados de identificação de restrições na rede, contratação de recursos e operação em tempo quase real.
Também será cada vez mais necessário integrar recursos behind-the-meter à operação do sistema. Isso envolve não apenas arquitetura tecnológica adequada, mas também governança operacional e comercial para interação com agregadores e novos participantes do mercado.
Ao mesmo tempo, programas de resposta à demanda tendem a ganhar relevância como instrumento sistêmico, especialmente em momentos de maior estresse da rede. A participação em iniciativas piloto e sandboxes regulatórios pode ajudar a acelerar esse aprendizado.
Outra prioridade será levar agentes de inteligência artificial do ambiente experimental para a operação real. Começar com alguns fluxos operacionais bem definidos, como triagem de alarmes, recomendação de manobras e gestão de eventos climáticos pode gerar ganhos significativos de eficiência.
Por fim, a disciplina na gestão de dados e na qualidade das informações operacionais continuará sendo um fator crítico, especialmente em indicadores regulatórios como DEC e FEC, que seguem sendo referência para avaliação da qualidade do serviço no país.
A modernização das redes elétricas, portanto, não é apenas uma questão tecnológica. Trata-se de uma transformação operacional e institucional. À medida que o sistema elétrico se torna mais descentralizado, digital e dinâmico, a capacidade de integrar dados, recursos energéticos distribuídos e automação avançada passa a ser um diferencial estratégico.
Os sinais observados na DistribuTECH 2026 indicam que essa transformação já está em curso em várias partes do mundo. Para o Brasil, o desafio está em adaptar essas tendências à realidade do setor elétrico nacional e acelerar a evolução das redes para um novo modelo de operação.
Sobre o autor:
Petrônio Spyer é Sócio-diretor da Concert Technologies
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Fonte: www.osetoreletrico.com.br