MME redefine metas anuais e critérios regulatórios para implantação de smart grids 

O Ministério de Minas e Energia (MME) estabeleceu novas diretrizes para a modernização da rede elétrica de baixa tensão no Brasil, com foco na digitalização e na ampliação do uso de sistemas de medição inteligente ao longo da próxima década. 

As mudanças foram formalizadas por meio da Portaria Normativa nº 126, publicada em 28 de janeiro de 2026, que altera dispositivos da Portaria nº 111/2025. O principal ajuste está no cronograma de implementação em larga escala dos medidores inteligentes – elemento central da estratégia de digitalização das redes de distribuição. 

De acordo com o MME, as distribuidoras de energia elétrica deverão garantir a instalação de sistemas de medição inteligente em, no mínimo, 2% ao ano das unidades consumidoras localizadas em suas áreas de concessão. Esse percentual deverá ser alcançado no prazo de até 24 meses, contados a partir de 1º de março de 2026.  

Para efeito de cumprimento da meta, serão consideradas também as atualizações, modernizações ou substituições de medidores já existentes. 

A seleção das unidades consumidoras deverá observar critérios técnicos e econômicos, incluindo ganhos de eficiência operacional, redução de perdas não técnicas (como furtos de energia), diminuição de custos operacionais e melhoria da qualidade do serviço prestado. 

Em situações excepcionais, as concessionárias poderão adotar alternativas à implantação da medição inteligente, desde que seja demonstrado benefício superior ao consumidor. Nesses casos, os investimentos deverão ser direcionados à digitalização da rede elétrica ou à modernização dos serviços de distribuição. 

A titularidade dos medidores permanecerá com as distribuidoras, e os investimentos realizados deverão ser incorporados à base regulatória, conforme a regulação vigente. 

Funcionalidades mínimas dos sistemas de medição inteligente 

Os sistemas de medição deverão contemplar, no mínimo, as seguintes funcionalidades: 

1. Leitura remota de dados; 

2. Corte e religamento remotos; 

3. Armazenamento de registros durante falhas de energia, com data e hora das interrupções; 

4. Registro de alterações na programação do medidor; 

5. Mecanismos de segurança cibernética e interoperabilidade; 

6. Sistemas de alarme antifraude; 

7. Gestão do consumo por meio de aplicativo; 

8. Intervalo de integralização das grandezas em base horária; 

9. Possibilidade de tarifação horária, com no mínimo quatro postos tarifários. 

Análise de custo-benefício 

As distribuidoras deverão encaminhar à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), até 29 de fevereiro de 2028, a Análise de Custo-Benefício (ACB) referente à implementação dos sistemas de medição inteligente em suas respectivas áreas de concessão. 

A elaboração da ACB deverá considerar, entre outros aspectos: 

• custos evitados com a instalação de novos medidores convencionais; 

• redução das perdas não técnicas e da inadimplência; 

• diminuição dos custos de corte e religamento; 

• redução de erros e custos associados à leitura de consumo; 

• mitigação de compensações pagas por interrupções no fornecimento; 

• ganhos de escala; 

• redução das perdas técnicas associadas à regularização de consumidores com histórico de fraude; 

• custos dos medidores e da instalação, considerando as funcionalidades mínimas exigidas; 

• custos de infraestrutura de comunicação e softwares; 

• custos irrecuperáveis de medidores não amortizados; 

• custos de desinstalação dos equipamentos existentes; 

• custos de comunicação com os consumidores; 

• custos regulatórios. 

A partir de 1º de março de 2028, a implantação dos sistemas de medição inteligente deverá observar os parâmetros definidos na ACB apresentada à Aneel, sem necessidade de aprovação prévia da Agência. A Aneel, por sua vez, deverá incorporar à base regulatória os investimentos considerados prudentes e que demonstrem benefícios superiores aos custos. 

A Agência poderá solicitar ajustes na ACB apresentada, bem como a adequação do respectivo plano de implantação dos sistemas de medição inteligente. 

Planejamento de investimentos 

Além disso, as concessionárias de distribuição deverão encaminhar ao MME, até o último dia útil de janeiro de cada ano, um Plano de Investimentos com horizonte de cinco anos, contemplando: 

• investimentos em digitalização; 

• expansão, renovação e modernização de redes e serviços; 

• serviços de comunicação e melhoria do atendimento comercial aos consumidores; 

• ações voltadas à inclusão energética, redução de perdas não técnicas, regularização do serviço em áreas de vulnerabilidade socioeconômica e desenvolvimento tecnológico para mitigação da pobreza energética. 

Com a atualização do marco normativo, o Ministério de Minas e Energia consolida a digitalização das redes de distribuição como diretriz estruturante da política pública para o setor elétrico. 

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