A segunda fase da Consulta Pública nº 001/2026 da ANEEL encerrou em 14 de agosto de 2026, e o que a agência decidir a partir dela vai definir os requisitos mínimos dos sistemas de medição inteligente utilizados no faturamento de consumidores do Grupo B. Enviamos nossa contribuição com oito proposições, todas decorrentes de uma mesma leitura: a de que a minuta acertou ao tratar a medição como um conjunto de componentes incluindo sistema de gestão de dados, e de que o rol de requisitos precisa ser coerente com essa escolha.

Neste artigo, apresentamos a íntegra da nossa posição: onde apoiamos a proposta, o que sugerimos ajustar e o raciocínio por trás de cada proposição. Se você ainda não acompanhou o processo, vale começar pelo nosso panorama da consulta, com o histórico regulatório, o cronograma e as funcionalidades em discussão.

Leia o panorama completo da Consulta Pública nº 001/2026 da ANEEL.

O que estava em discussão na segunda fase

A segunda fase, aberta pela diretoria da ANEEL em reunião pública de 30 de junho de 2026 e com contribuições recebidas de 1º de julho a 14 de agosto de 2026, colocou em debate a minuta de resolução normativa e a Nota Técnica Conjunta nº 2/2026, que detalham os requisitos dos sistemas de medição inteligente. A proposta altera os Módulos 1 e 5 do PRODIST e a Resolução Normativa nº 1.000/2021.

O contexto pressiona o calendário. A Portaria Normativa MME nº 126/2026 tornou obrigatória, desde 1º de março de 2026, a instalação de medidores inteligentes em 2% das unidades consumidoras por ano ao longo de 24 meses, algo próximo de 3,6 milhões de equipamentos. A metodologia de análise de custo-benefício e os planos de implantação seguem em processo separado, com apresentação pelas distribuidoras até 29 de fevereiro de 2028. O parque começa a ser instalado antes da definição final dos requisitos, o que torna as escolhas desta consulta especialmente sensíveis.

Nossa posição: o sistema decide, o medidor executa

Apoiamos a proposta submetida à segunda fase. A decisão de regular o sistema de medição inteligente como um conjunto integrado de quatro componentes, o medidor, a interface de comunicação com o consumidor, o sistema de comunicação de dados e o sistema de gestão de dados, é o avanço mais relevante deste processo regulatório. Ela corresponde ao estado da técnica, é coerente com a Portaria MME nº 126/2026 e reflete a convergência das contribuições da primeira fase, em que cerca de 68% dos 53 participantes trataram justamente das funcionalidades mínimas.

Nossas proposições decorrem dessa escolha. Se o sistema de gestão de dados integra o sistema de medição, o rol mínimo deve concentrar no medidor apenas o que dele depende e alocar no sistema de gestão de dados tudo o que é agregação, cálculo, calendário, histórico e disponibilização.

O critério funcional que sugerimos é que um requisito deve recair sobre o medidor quando depende de acesso físico à grandeza elétrica no ponto de medição, como a própria medição, a memória de massa e a interface local de aquisição; quando precisa atuar sobre a instalação, como o corte e o religamento; ou quando precisa operar sem conectividade, como a detecção local de eventos. Todos os demais requisitos pertencem naturalmente ao sistema de gestão de dados.

Aplicado ao rol proposto, esse critério preserva um medidor simples e de baixo custo unitário para a maior parte do parque e transfere a evolução funcional para a camada em que ela ocorre por software, sem intervenção em campo e sem recertificação metrológica. Vale registrar que nenhuma das nossas proposições eleva requisitos de equipamento, prescreve protocolos ou padrões, nem fixa parâmetros numéricos de qualidade de serviço para os sistemas de comunicação. Duas delas reduzem exigência sobre o medidor, e uma amplia expressamente a liberdade de arquitetura da distribuidora.

Onde apoiamos integralmente a proposta da área técnica

Antes das proposições, é importante dizer o que consideramos acertado e não deve mudar:

• O conceito de sistema de medição inteligente: Permite avaliar a digitalização pelo resultado funcional entregue, e não pela especificação de um equipamento.
• A alocação de funcionalidades fora do medidor para last gasp, sincronismo, registro de interrupções e indicadores de qualidade. Evita recertificação metrológica, preserva a diversidade de tecnologias de comunicação, inclusive PLC, e reduz o custo unitário.
• A integralização programável de 5 a 60 minutos. A base horária limitaria evoluções tarifárias e a cobrança pelo uso da rede na injeção. Capacidade técnica de integralizar não implica adoção imediata.
• A memória de massa de 37 dias e doze canais. É o mecanismo que assegura recuperação íntegra do dado após falha prolongada de comunicação, e a base a partir da qual as apurações podem ser reprocessadas.
• A medição bidirecional de energia e potência, ativa e reativa. São os dados que sustentam a integração da geração distribuída, a apuração de qualidade e as futuras formas de remuneração pelo uso da rede.
• O registro da magnitude de tensão em intervalos de dez minutos. Habilita o monitoramento de qualidade com o mesmo dado já utilizado na apuração de DRP e DRC.
• Corte e religamento como requisito geral, com tratamento das limitações técnicas como exceção justificada.
• Segurança cibernética e interoperabilidade por diretrizes, com remissão à Resolução Normativa nº 964/2021 e reconhecimento dos fóruns de normalização, em especial o GT-07 da CE 003.013 da ABNT.
• O pré-pagamento fora do rol de requisitos do medidor. A modalidade é viabilizada por gestão de créditos em sistema externo, sem encarecer o equipamento.
• A ausência de parâmetros numéricos de qualidade de serviço de comunicação. Fixar latência ou disponibilidade em norma nacional não acomodaria a heterogeneidade geográfica nem a evolução tecnológica.

As oito proposições

1. Afirmar no texto normativo a liberdade de alocação entre componentes

A fundamentação da minuta já admite que funcionalidades sejam implementadas fora do medidor, mas o texto normativo proposto não explicita essa liberdade: ele enumera requisitos sem dizer onde podem ser atendidos. Na ausência dessa afirmação, o comportamento previsível do agente diante da dúvida interpretativa é especificar o máximo possível no equipamento, porque o medidor é o componente cuja conformidade se demonstra por aprovação de modelo. O resultado seria elevação do custo unitário em implantação de escala, sem ganho funcional.

Propusemos incluir no item 9.1 do Módulo 5 a previsão de que o atendimento aos requisitos pode ocorrer em qualquer dos componentes, cabendo à distribuidora definir a arquitetura, ressalvados os requisitos que por natureza dependam do medidor. Propusemos também deixar claro que os componentes podem ser próprios ou contratados de terceiros, inclusive como prestação de serviço, sem qualquer deslocamento da responsabilidade regulatória da distribuidora. Isso elimina insegurança sobre uma prática já existente, reduz o custo de conformidade e amplia as alternativas de arranjo, inclusive para agentes de menor porte.

2. Admitir a apuração por posto tarifário no sistema de gestão de dados

Apurar energia e demanda por posto tarifário é uma agregação sobre dados intervalares, não uma medição distinta. Com doze canais e integralização programável de 5 a 60 minutos já exigidos na minuta, o sistema de gestão de dados dispõe de toda a informação necessária para atribuir os valores a qualquer estrutura de postos, presente ou futura. Exigir que a mesma agregação seja também realizada e armazenada no medidor duplica a função sem acrescentar informação, e a duplicação recai sobre o componente de menor valor unitário e maior quantidade no parque.

O posto tarifário embarcado requer registradores adicionais, calendário programável, comutação por relógio interno e dependência crítica da base de tempo local. Requer também reprogramação remota do parque a cada alteração regulatória de postos, operação que, em escala de milhões de unidades consumidoras, produz o risco de convivência, dentro de um mesmo ciclo de faturamento, entre medidores reprogramados e não reprogramados.

Há ainda um ganho de robustez: a apuração no sistema é reprocessável. Se o calendário de postos estiver incorreto, o faturamento é recomposto a partir da memória de massa, sem nova coleta e sem intervenção em campo. Quando a agregação ocorre dentro do medidor, o valor original por intervalo não é recuperável e o erro se torna definitivo. É o mesmo atributo que sustenta, no Grupo A, o faturamento por posto a partir de dados intervalares, e a Resolução Normativa nº 1.000/2021 já permite, em seu artigo 284, que a distribuidora utilize a memória de massa para faturar a unidade consumidora cuja medição disponha desse recurso.

A proposta não retira o requisito nem impede que a distribuidora opte por realizá-lo no medidor. Ela admite expressamente a alternativa sistêmica, com preservação da rastreabilidade entre os valores apurados e os dados de memória de massa que os originaram.

3. Substituir contagem de registros por horizonte histórico

A própria nota técnica conclui que o registro de interrupções e o cômputo dos indicadores de qualidade devem ser tratados como requisitos do sistema, não necessariamente embarcados no medidor. Apoiamos integralmente essa conclusão e propusemos levá-la à sua consequência: a especificação por número de registros é dispensável e pode ser substituída por horizonte histórico exigido do sistema de medição.

A razão é prática. A contagem de eventos cobre janelas temporais muito distintas conforme o desempenho de continuidade da área atendida, ao passo que o horizonte temporal é o parâmetro compatível com os períodos de apuração dos indicadores de continuidade, com o cálculo de compensações e com a instrução de reclamações. Sugerimos histórico não inferior a 12 meses, tanto para as interrupções de curta e longa duração quanto para as informações que permitem calcular DRP e DRC.

4. Fixar tolerância para o sincronismo de tempo

A decisão de tratar o sincronismo como requisito do sistema evita complexidade de firmware e recertificação, e concordamos com ela. Faltava, porém, a tolerância, sem a qual o requisito fica sujeito a interpretações divergentes entre agentes e fornecedores.

O sincronismo é pressuposto da integralização em intervalos de 5 a 60 minutos, do cômputo dos indicadores de qualidade a partir de agregações de dez minutos e da atribuição de energia e demanda a postos tarifários. Um desvio de poucos minutos desloca registros entre intervalos e entre postos, com efeito sobre o valor faturado e sobre os indicadores apurados. Na operação de plataformas de coleta, a divergência de base de tempo entre medidor e sistema de cabeceira é causa frequente de inconsistência em séries de 15 minutos, e sua correção posterior exige reprocessamento.

Propusemos um desvio máximo não superior a um décimo do menor intervalo de integralização utilizado, com registro dos eventos de sincronização e das correções aplicadas. A formulação referenciada ao intervalo preserva a neutralidade tecnológica e dispensa um valor absoluto que envelheceria com a tecnologia.

5. Explicitar periodicidade de coleta, formato do dado e compartilhamento autorizado

O prazo de 24 horas entre coleta e disponibilização ao consumidor é adequado e o apoiamos. Como o prazo é contado da coleta, porém, a periodicidade da coleta passa a ser parâmetro implícito do requisito, e explicitá-la dá previsibilidade ao agente, ao consumidor e ao fornecedor de tecnologia. Propusemos periodicidade não superior a um dia, admitida periodicidade distinta quando justificada pela tecnologia de comunicação disponível na área atendida, o que acomoda limitações de infraestrutura em regiões predominantemente rurais. A referência diária é a granularidade já praticada na contabilização do mercado livre, é suficiente para que o consumidor observe o perfil do dia anterior e é integralmente comportada pela memória de massa de 37 dias, que permanece como contingência. Não implica leitura em tempo real nem transmissão contínua.

Quanto à forma de disponibilização, a apresentação visual em aplicativo satisfaz o acompanhamento do consumo, mas não sustenta os demais usos que a própria nota técnica aponta como razão da disponibilização, entre eles novos serviços energéticos, programas de resposta da demanda e soluções de gestão do consumo. A relevância se amplia com a abertura do mercado: pela Lei nº 15.269/2025, consumidores comerciais e industriais de baixa tensão podem migrar a partir de novembro de 2027 e os residenciais em novembro de 2028, e o consumidor do Grupo B que pretenda receber oferta comparável de um comercializador varejista precisa transferir a esse agente o próprio histórico de consumo com granularidade suficiente para precificação. Se o dado existir apenas como tela de aplicativo, a comparação de ofertas depende de digitação ou de estimativa.

Propusemos, então, disponibilização em formato eletrônico estruturado e legível por máquina, por interface padronizada, com histórico não inferior a 12 meses, sem prejuízo da apresentação em interface gráfica. E propusemos que, mediante autorização específica do consumidor, com finalidade determinada e possibilidade de revogação, os dados possam ser compartilhados com terceiros por ele indicados, observada a Lei Geral de Proteção de Dados.

6. Garantir a rastreabilidade do dado utilizado no faturamento

A minuta determina a entrega ao consumidor dos dados utilizados para faturamento no prazo de 24 horas da coleta. Em operação real, o dado coletado e o dado faturado não coincidem sempre. Falhas de comunicação, reinicialização de medidor, substituição de equipamento, divergência de base de tempo e ausência de leitura produzem lacunas que são preenchidas por estimativa e por edição antes do faturamento.

Se o dado é entregue ao consumidor sem identificação de origem, a divergência entre o valor exibido e o valor faturado chega ao canal de atendimento sem explicação disponível, com efeito sobre o volume de reclamações e sobre os indicadores de qualidade comercial.

Propusemos que o sistema de gestão de dados disponha de funções de validação, estimativa e edição com quatro atributos: identificação da origem de cada valor, distinguindo dado medido, estimado ou editado; preservação do valor originalmente coletado; registro do responsável, da data e do critério aplicado em cada estimativa ou edição; e disponibilização dessa identificação ao consumidor junto com os dados. É a extensão ao Grupo B da rastreabilidade que já constitui prática consolidada no Grupo A e que a contabilização do mercado livre opera sob o conceito de melhor dado disponível, como função do sistema de gestão de dados e sem requisito adicional de equipamento.

7. Registrar comandos remotos e definir a custódia de credenciais

Apoiamos a abordagem que trata a segurança cibernética como requisito transversal, com remissão à Resolução Normativa nº 964/2021, sem prescrever padrões no Módulo 5. Sugerimos duas complementações.

A primeira é o registro dos comandos remotos. A minuta prevê três funções de comando com consequência material sobre o consumidor e sobre a rede: corte e religamento, programação e parametrização, e atualização de firmware. O registro auditável e não repudiável desses comandos, com identificação da origem, do agente responsável, do mecanismo de autenticação, do horário de execução e do resultado obtido, é a contrapartida verificável das exigências de prevenção contra execução indevida e de rastreabilidade já previstas na própria minuta.

A segunda é a custódia de credenciais e chaves criptográficas. A responsabilidade regulatória pela prestação do serviço e pela proteção dos dados dos consumidores é da distribuidora, e a custódia das credenciais de acesso ao parque deve acompanhar essa responsabilidade. Propusemos que a distribuidora disponha dessa custódia, ou de mecanismo formal que assegure sua transferência, de modo a permitir a substituição de fornecedores de qualquer componente sem substituição dos medidores instalados. Além do efeito de segurança, a previsão assegura a flexibilidade de arranjo pretendida pela própria minuta e admite expressamente a custódia por terceiro contratado.

8. Prever a interface que habilita novas modalidades de faturamento

Concordamos integralmente com a decisão de alocar a gestão de créditos do pré-pagamento em sistema externo, mantendo no medidor apenas o corte e o religamento, sem encarecer o equipamento. Nossa proposta completa essa arquitetura pelo lado do sistema: para que a gestão de créditos ocorra externamente, é necessário que os comandos de corte e religamento e a consulta aos dados de consumo possam ser acionados por outro sistema, de forma programática, autenticada e registrada.

O requisito não é específico do pré-pagamento. Ele serve igualmente à integração com sistemas comerciais, à automação de processos operacionais e à resposta pelo lado da demanda, razão pela qual deve integrar o rol mínimo geral. A alternativa de criar um rol específico para consumidores faturados em pré-pagamento fragmentaria o parque de medidores, com perda de escala na aquisição e elevação do custo unitário.

Quadro consolidado das proposições

O que vem agora

A ANEEL analisa as contribuições da segunda fase, e a expectativa registrada em sua agenda regulatória é de decisão no segundo semestre de 2026. Permanecemos à disposição da agência para detalhar tecnicamente qualquer dos pontos apresentados e manifestamos interesse em participar dos fóruns de normalização citados na nota técnica, em especial os trabalhos conduzidos no âmbito da ABNT.

Por que isso importa para a sua operação

Independentemente do desenho final da norma, o rollout já está em curso e a divisão entre o que o medidor faz e o que o sistema faz vai determinar três coisas na prática: o custo unitário do parque, a capacidade de reprocessar faturamento sem visita a campo e a facilidade de absorver as próximas etapas da regulação, da tarifa horária à abertura da baixa tensão.

Cada medidor instalado multiplica leituras, alarmes, comandos, exceções e validações. Em um parque com fabricantes, firmwares e tecnologias de comunicação distintos, o desafio deixa de ser o equipamento e passa a ser a interoperabilidade: sem uma arquitetura preparada para ambiente multifornecedor, cada onda de instalação cria a sua própria ilha tecnológica, com reconciliações manuais e auditorias difíceis.

É nessa camada que atuamos desde 2005. A Plataforma Integrada de Medição (PIM) integra medidores de diferentes fabricantes e protocolos, como DLMS/COSEM, ABNT, ANSI e Modbus, sobre diferentes meios de comunicação, e entrega o dado normalizado, validado e auditável para faturamento, combate a perdas, atendimento ao consumidor e integrações regulatórias.

Quer avaliar como preparar sua operação de medição para o rollout da baixa tensão? Fale com o nosso time.