A digitalização da medição de energia elétrica no Brasil entrou em uma nova etapa. A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) conduz, ao longo de 2026, a Consulta Pública nº 1/2026, que definirá os requisitos técnicos mínimos dos sistemas de medição inteligente para consumidores de baixa tensão, o chamado Grupo B, que reúne residências, pequenos comércios e unidades similares. Neste artigo, você vai entender o que está em discussão, os prazos para contribuir, o contexto regulatório que motivou a consulta e por que o tema é estratégico para distribuidoras, comercializadoras varejistas e demais agentes do setor elétrico.

O que é a Consulta Pública nº 1/2026

Aberta pela diretoria colegiada da ANEEL em 27 de janeiro de 2026, no âmbito do processo nº 48500.002339/2024-11, a consulta tem como objetivo regulamentar as funcionalidades mínimas que os sistemas de medição inteligente deverão oferecer para o faturamento de consumidores de baixa tensão. O documento de referência é o Relatório de Análise de Impacto Regulatório (AIR) Conjunto nº 1/2025, elaborado pelas superintendências técnicas da agência.

Na prática, a proposta altera os Módulos 1 e 5 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (PRODIST) e a Resolução Normativa nº 1.000/2021, que consolida as regras de prestação do serviço público de distribuição.

Como chegamos até aqui: o histórico do debate regulatório

A discussão não começou em 2026. Entre agosto e novembro de 2024, a ANEEL realizou a Tomada de Subsídios nº 13/2024, que colheu contribuições para aprimorar o estudo “Avaliação de modelos regulatórios para implantação de sistemas de medição inteligentes no sistema de distribuição brasileiro”, desenvolvido em acordo de cooperação técnica entre a agência e a GIZ, agência de cooperação internacional do governo alemão, com execução do consórcio formado por PSR e Siglasul.

A Análise de Impacto Regulatório avaliou alternativas que iam da plena discricionariedade das distribuidoras até a adoção de um critério de racionalidade econômica, baseado em Análise de Custo-Benefício (ACB), para evitar que investimentos sem retorno adequado fossem repassados às tarifas.

Cronograma: duas fases e prazo aberto até 14 de agosto de 2026

A consulta foi organizada em duas etapas. A primeira fase, realizada de 29 de janeiro a 16 de março de 2026, discutiu as premissas gerais da regulamentação e recebeu contribuições de 53 participantes, com perfil diversificado: distribuidoras (21%), conselhos de consumidores (17%), associações setoriais (15%), consumidores (13%), empresas de tecnologia (13%) e comercializadoras (11%). Cerca de 68% dos agentes trataram justamente das funcionalidades mínimas, o tema central da regulamentação.

Com base nesses subsídios, a diretoria da ANEEL aprovou, em reunião pública de 30 de junho de 2026, a abertura da segunda fase, que coloca em discussão a minuta de resolução normativa com o detalhamento dos requisitos. As contribuições podem ser enviadas de 1º de julho a 14 de agosto de 2026, por meio de formulário disponível na seção de Participação Social do portal da ANEEL. A expectativa da agência, registrada na Agenda Regulatória 2026-2027, é de decisão no segundo semestre de 2026.

O que a minuta propõe: medição como ecossistema de quatro camadas

Um dos avanços conceituais mais relevantes da proposta é a definição de sistema de medição inteligente como uma solução integrada, composta por quatro elementos: o medidor propriamente dito, a interface de comunicação com o consumidor, o sistema de comunicação de dados e o sistema de gestão das informações coletadas.

Essa visão de ecossistema reconhece que parte das funcionalidades pode ser executada nos sistemas centrais da distribuidora, e não apenas no equipamento instalado na unidade consumidora. O desenho reduz custos, facilita atualizações tecnológicas sem troca de medidores e valoriza a camada de gestão de dados, responsável por coletar, validar e disponibilizar as informações de consumo, um dos pilares do smart metering na rede de baixa tensão.

Funcionalidades mínimas em discussão

Entre os requisitos propostos na minuta, destacam-se:

• Medição bidirecional de energia ativa e reativa, essencial para unidades com micro e minigeração distribuída;
• Registro da magnitude de tensão por fase, para monitoramento da qualidade do fornecimento;
• Intervalo de integralização programável entre 5 e 60 minutos;
• Memória de massa com capacidade para pelo menos 37 dias de medições em intervalos de 15 minutos;
• No mínimo quatro postos tarifários programáveis;
• Programação, parametrização, corte e religamento à distância;
• Atualização remota de firmware e sincronização de tempo;
• Identificação de interrupções e mecanismos de detecção de fraudes;
• Suporte a novas modalidades de faturamento, como o pré-pagamento, uma das possibilidades em avaliação na consulta.

A minuta também prevê que as distribuidoras disponibilizem ao consumidor, em plataforma digital ou interface equivalente, os dados de consumo, injeção e qualidade em até 24 horas após a coleta. Esse prazo é um dos pontos em debate na segunda fase.

Em temas como segurança cibernética e interoperabilidade, a ANEEL optou pela neutralidade tecnológica: em vez de fixar protocolos específicos, a proposta remete à Resolução Normativa nº 964/2021, à Lei Geral de Proteção de Dados (LGPD) e a fóruns de padronização como a Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT), em articulação com a Agência Nacional de Telecomunicações (Anatel) e o Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia (Inmetro).

O que a proposta da ANEEL acrescenta à Portaria MME nº 126/2026

Vale observar que a minuta da ANEEL vai além do conjunto básico de funcionalidades definido pelo Ministério de Minas e Energia (MME) na Portaria Normativa nº 126/2026. Requisitos como a medição bidirecional de energia ativa e reativa, a memória de massa de 37 dias e o intervalo de integralização programável complementam as exigências da portaria, preservando todos os seus requisitos originais. Essa camada adicional busca garantir que os equipamentos instalados agora não fiquem defasados diante das próximas etapas da modernização do setor.

O contexto regulatório: obrigação de instalação, abertura de mercado e tarifa horária

A consulta não acontece de forma isolada. Em 28 de janeiro de 2026, o MME publicou a Portaria Normativa nº 126/2026, que tornou obrigatória a instalação de medidores inteligentes em 2% das unidades consumidoras por ano, durante 24 meses, a partir de 1º de março de 2026. A meta representa cerca de 3,6 milhões de novos medidores no curto prazo. Diante da obrigação, a ANEEL priorizou a definição das funcionalidades mínimas, deixando a metodologia de ACB e os planos de implantação para um processo regulatório separado, com prazo de apresentação pelas distribuidoras até 29 de fevereiro de 2028.

O tema também se conecta a duas agendas estruturantes do setor. A primeira é a abertura do mercado livre de energia para a baixa tensão, estabelecida pela Lei nº 15.269/2025, sancionada em novembro de 2025, que permitirá a migração de consumidores comerciais e industriais de baixa tensão até novembro de 2027 e dos residenciais até novembro de 2028, movimento que impõe novos desafios para a Distribuição com a chegada do Grupo B ao mercado livre.

A segunda é a modernização tarifária: na Consulta Pública nº 46/2025, encerrada em março de 2026, a ANEEL discutiu a aplicação da tarifa horária a cerca de 2,5 milhões de unidades consumidoras com consumo mensal igual ou superior a 1 MWh, o que depende de medição capaz de registrar o consumo por posto tarifário.

O que dizem os agentes do setor

O debate reúne visões distintas, todas favoráveis à digitalização, mas com ênfases diferentes. A Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abracel) reconheceu, em contribuição enviada em março de 2026, os ganhos de granularidade de dados, mas defendeu que a medição inteligente não seja tratada como pré-requisito para a migração de consumidores ao mercado livre, ocorrendo em paralelo à abertura.

A Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee) classificou a medição inteligente como uma mudança de paradigma na modernização das redes, destacando pontos de atenção sobre prazos de aquisição dos equipamentos e o reconhecimento tarifário dos investimentos. Já a Associação Brasileira da Indústria Elétrica e Eletrônica (Abinee) afirma que a indústria nacional tem capacidade produtiva superior à demanda atual, enquanto entidades ligadas à geração distribuída defendem que a regulamentação preserve o marco legal da micro e minigeração, instituído pela Lei nº 14.300/2022.

Por que a medição inteligente importa: os números do setor

Os dados ajudam a dimensionar o desafio. O Brasil possui cerca de 88,7 milhões de unidades consumidoras de baixa tensão e, segundo levantamentos do MME e da ANEEL divulgados pela imprensa especializada em 2025, apenas cerca de 5% delas contam com medidores inteligentes, enquanto a média mundial supera 30%.

Há também o combate às perdas não técnicas. De acordo com o Relatório de Perdas na Distribuição da ANEEL, divulgado em junho de 2025 com dados de 2024, essas perdas somaram 40,2 TWh, o equivalente a 6,6% da energia injetada, com custo de R$ 10,3 bilhões, dos quais R$ 7,1 bilhões foram repassados às tarifas de todos os consumidores. A medição inteligente é uma das principais ferramentas para identificar fraudes e reduzir esse custo sistêmico.

Experiências nacionais mostram que a implantação em escala é viável. O programa de rede elétrica inteligente da Copel, no Paraná, um dos maiores da América Latina, já ultrapassou a marca de 2 milhões de medidores inteligentes instalados, com o objetivo de cobrir todo o parque de distribuição da companhia até 2030.

Para as comercializadoras varejistas, os dados granulares de consumo habilitam ofertas com diferenciação horária e novos modelos de relacionamento com o consumidor. Para as distribuidoras, a telemedição amplia a visibilidade da rede e a eficiência operacional, como mostram iniciativas de gestão da medição de baixa tensão já em operação no país. E, para todo o ecossistema, cresce a importância dos sistemas de gestão de dados de medição, camada que transforma milhões de registros diários em informação confiável para processos críticos como faturamento, balanço energético, combate a perdas e planejamento.

Da norma à operação: o desafio de dados por trás do rollout

Cumprir os requisitos mínimos é apenas o ponto de partida. Cada medidor inteligente instalado multiplica leituras, alarmes, comandos de corte e religamento, exceções e validações. Em um rollout de milhões de equipamentos, com fabricantes e tecnologias de comunicação distintos, o desafio deixa de ser o hardware e passa a ser a interoperabilidade: sem uma arquitetura de dados preparada para um ambiente multifornecedor, cada onda de instalação cria a sua própria ilha tecnológica, com reconciliações manuais e auditorias difíceis. Na baixa tensão, onde o volume é o jogo, ilhas viram custo operacional.

É por isso que plataformas de coleta e gestão de dados de medição, conhecidas pelas siglas em inglês MDC (Meter Data Collection) e MDM (Meter Data Management), com interfaces bem definidas, governança de dados e automação dos processos de Validação, Estimativa e Edição (VEE), tendem a ser tão determinantes quanto o próprio medidor. A Plataforma Integrada de Medição (PIM) da Way2 atua exatamente nessa camada: integra medidores e sistemas de diferentes fabricantes, automatiza a coleta, a validação e a consistência dos dados e os disponibiliza para faturamento, combate a perdas e atendimento ao consumidor. É a experiência de mais de 20 anos com dados de medição e conformidade regulatória aplicada ao novo ciclo de digitalização da baixa tensão.

Perguntas frequentes sobre a Consulta Pública nº 1/2026

Quem pode contribuir com a consulta? Qualquer interessado, incluindo agentes do setor, associações, empresas de tecnologia e consumidores, pelo formulário disponível no portal da ANEEL até 14 de agosto de 2026.

A norma já está valendo? Não. A minuta está em consulta pública e a expectativa da ANEEL é de decisão no segundo semestre de 2026. Trata-se de previsão da agência, não de decisão tomada.

Quem paga pelos medidores inteligentes? Pela regulação vigente, os medidores pertencem às distribuidoras e os investimentos prudentes são reconhecidos na base de remuneração regulatória, com repasse tarifário e mecanismos de mitigação de impacto previstos pela Portaria MME nº 126/2026.

A medição inteligente é obrigatória para migrar ao mercado livre? Esse é um dos pontos em debate. Há entidades que defendem que a migração não dependa da troca do medidor, e a definição caberá à regulamentação final.

Conclusão: um marco em construção, com participação aberta

A Consulta Pública nº 1/2026 da ANEEL é um dos processos regulatórios mais relevantes de 2026 para a digitalização do setor elétrico brasileiro. A definição dos requisitos mínimos dos sistemas de medição inteligente estabelecerá a base técnica sobre a qual avançarão a abertura do mercado livre na baixa tensão, a modernização tarifária e o combate às perdas. Até 14 de agosto de 2026, agentes e sociedade podem contribuir com a segunda fase da consulta pelo portal da ANEEL.

A Way2 acompanha de perto a evolução regulatória da medição e apoia agentes do setor na gestão e na qualidade dos dados de energia. Quer entender como preparar sua operação para esse novo cenário? Fale com nossos especialistas.