A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) propôs uma série de mudanças no mecanismo de resposta da demanda no Brasil. O objetivo é aumentar a participação dos consumidores e transformar a redução voluntária do consumo em um recurso permanente para a operação do Sistema Interligado Nacional (SIN).
Entre as principais recomendações estão a alteração da metodologia usada para calcular a redução entregue por cada participante, a criação de contratos com diferentes prazos e a divisão da remuneração em duas parcelas: uma fixa, pela disponibilidade, e outra variável, paga quando o consumidor for efetivamente acionado.
A resposta da demanda permite que consumidores reduzam ou desloquem temporariamente o consumo de energia nos momentos de maior necessidade do sistema. Em troca, recebem uma remuneração. Na prática, uma indústria pode reorganizar parte da produção ou utilizar geração própria para diminuir a retirada de energia da rede.
Segundo a EPE, o mecanismo pode ser uma alternativa à contratação ou ao despacho de novas usinas para atender aos períodos de maior consumo. Para isso, porém, as regras precisam garantir que a redução seja medida corretamente e que a remuneração seja compatível com a obrigação assumida pelo consumidor.
Nova forma de calcular a redução
A principal mudança proposta envolve a chamada linha base. Esse indicador representa quanto o consumidor utilizaria de energia caso não tivesse sido acionado pelo programa. A diferença entre essa referência e o consumo registrado durante o evento determina a redução efetivamente entregue ao sistema.
Atualmente, o sandbox regulatório de resposta da demanda utiliza dados do último mês completo. Dependendo da disponibilidade das informações, a referência pode ser construída com dados de dois ou até três meses anteriores.
Na avaliação da EPE, essa defasagem pode fazer com que a linha base não represente o comportamento recente do consumidor. Mudanças na produção, sazonalidades e outras variações do consumo podem deixar de ser capturadas.
A proposta é substituir esse modelo pela metodologia “Maior 5 de 10”. O cálculo consideraria a média dos cinco dias de maior consumo entre os dez últimos dias elegíveis.
Com isso, a referência ficaria mais próxima da realidade operacional de cada participante. A expectativa é melhorar a medição da redução entregue e dar maior previsibilidade à receita dos consumidores.
A metodologia também receberia um ajuste com base no consumo observado no próprio dia do acionamento. Esse ajuste seria aditivo, poderia elevar ou reduzir a linha base e ficaria limitado a 20% do valor inicialmente calculado.
Também seria criado um intervalo de duas horas entre a janela usada no ajuste e o início da redução. A medida busca evitar que o consumidor aumente artificialmente o consumo pouco antes do evento para ampliar a remuneração.
A aplicação da nova metodologia depende, segundo a EPE, da utilização de medidores inteligentes e de maior rapidez da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) na disponibilização dos dados.
Regras específicas para agregadores e cogeradores
O estudo também propõe tratamentos diferentes para agregadores e consumidores com geração própria.
No caso dos agregadores, que reúnem várias unidades consumidoras em um mesmo portfólio, a linha base seria calculada individualmente para cada instalação. Somente depois os resultados seriam somados.
A medida pretende evitar que as diferenças entre os perfis de consumo prejudiquem a apuração do desempenho. Uma indústria pode atingir seu maior consumo em dias diferentes de outra empresa que integra o mesmo portfólio.
Para os cogeradores, a EPE recomenda a instalação de dois sistemas independentes de medição. Um registraria a energia retirada da rede. O outro mediria a produção da geração própria.
A separação permitiria identificar se a redução ocorreu pela diminuição efetiva do consumo ou pelo aumento da geração local. Também evitaria que a mesma quantidade de energia fosse remunerada simultaneamente como geração e resposta da demanda.
Remuneração teria parcela fixa e variável
Outra recomendação é alterar a estrutura de remuneração. No modelo sugerido, o participante receberia uma parcela fixa por manter sua carga disponível para redução e uma parcela variável sempre que fosse acionado.
Hoje, quando toda a remuneração fica concentrada na parcela fixa, o consumidor precisa estimar no lance quantas vezes será chamado. Se houver mais acionamentos do que o esperado, os custos podem superar a receita prevista. Se houver menos, o pagamento pode ficar acima do custo efetivamente incorrido.
A parcela variável seria calculada com base em um Custo Variável Unitário (CVU) declarado pelo participante. Esse valor representaria despesas como perda ou deslocamento da produção, uso de combustível na geração própria e custos de interrupção e retomada dos processos.
O CVU também poderia ser utilizado para definir a ordem de acionamento. Os recursos com menor custo seriam chamados primeiro, em uma lógica semelhante à aplicada ao despacho das usinas termelétricas.
A EPE avalia ainda que a adoção de um CVU permitiria incluir a resposta da demanda nos modelos de despacho. Dessa forma, o recurso poderia participar da ordem de mérito, da formação do Custo Marginal de Operação (CMO) e, futuramente, do planejamento da contratação de potência.
Contratos curtos e de longo prazo
O documento propõe duas modalidades de contratação. A primeira teria contratos curtos, com duração aproximada de três meses. A alternativa atenderia principalmente aos segmentos sazonais, como a cogeração a biomassa de cana.
A segunda modalidade teria contratos de cinco anos ou mais. O prazo seria direcionado aos consumidores que precisam investir para tornar seus processos mais flexíveis.
Entre os investimentos citados estão sistemas de armazenamento intermediário, silos, tanques de armazenamento térmico, substituição de máquinas e modernização de fornos e equipamentos.
Na avaliação da EPE, contratos anuais podem não oferecer previsibilidade suficiente para pagar esses investimentos. Os contratos mais longos também permitiriam considerar a resposta da demanda no cálculo da necessidade de potência que orienta os Leilões de Reserva de Capacidade.
Produtos adaptados a diferentes consumidores
As mudanças também alcançam as condições de participação. A proposta reconhece que os consumidores possuem processos produtivos e capacidades de resposta diferentes.
A duração de cada redução poderia variar entre uma e quatro horas. Os participantes capazes de sustentar o corte por períodos mais longos receberiam uma valoração maior.
O compromisso poderia ficar entre dois e 20 acionamentos mensais. O consumidor que aceitasse ser chamado com maior frequência também poderia receber uma bonificação.
Já a antecedência do aviso variaria entre 15 minutos e 24 horas. A faixa permitiria incluir desde cargas automatizadas, capazes de responder rapidamente, até indústrias que precisam reorganizar turnos e etapas da produção.
O período mínimo de recuperação entre dois acionamentos seria de até 15 horas. As rampas de redução e retomada do consumo poderiam durar até três horas cada, respeitando as limitações dos processos industriais.
Potencial chega a 8,8 GW no cenário de referência
A EPE estima que o Brasil tenha um potencial de 8,79 GW de resposta da demanda considerando a indústria e a cogeração. O volume é cerca de 26 vezes superior aos 344 MW contratados no terceiro mecanismo competitivo, realizado em julho de 2026.
No cenário conservador, o potencial calculado é de 5,86 GW. Na projeção otimista, alcança 13,05 GW.
Somente na indústria, o potencial varia de 2,37 GW a 6,26 GW. O cenário de referência aponta 4,13 GW, com participação de segmentos como aço, alumínio, cimento, papel, ferroligas, química e data centers.
Na cogeração, a capacidade estimada fica entre 3,49 GW e 6,79 GW. A projeção intermediária é de 4,66 GW e considera fontes como bagaço de cana, resíduos de madeira, biogás, gás de processo e papel e celulose.
O potencial, contudo, não representa capacidade imediatamente disponível. A própria EPE ressalta que a adesão dependerá das regras de habilitação, dos preços, das penalidades, das condições de mercado e do conhecimento das empresas sobre o mecanismo.
Os resultados recentes mostram uma evolução gradual. A capacidade contratada passou de 93 MW, em 2024, para 229 MW, em 2025, e atingiu 344 MW em 2026.
Para a EPE, a ampliação dessa participação depende de uma linha base mais confiável, contratos compatíveis com os investimentos e produtos adaptados às limitações dos consumidores.
Com essas mudanças, a resposta da demanda poderia deixar de ser utilizada apenas em situações de escassez e assumir um papel estrutural na operação do sistema elétrico brasileiro.