Flexibilidade como Serviço: o próximo modelo de negócio que o setor elétrico brasileiro ainda não nomeou

Por Marcelo Figueiredo, CEO da Iquira Energy Innovation

Junho 2026

Flexibilidade como Serviço: o próximo modelo de negócio que o setor elétrico brasileiro ainda não nomeou

Existe uma transição silenciosa acontecendo no setor elétrico que vai além da geração distribuída, além do armazenamento, além do mercado livre. Ela tem a ver com uma pergunta que as distribuidoras brasileiras ainda não sabem responder com precisão: quanto vale, para a rede, um megawatt que some no horário de ponta?

A resposta a essa pergunta é o fundamento de um modelo de negócio que mercados mais maduros já chamam de Flexibility as a Service (ou FaaS), e que o Brasil está construindo as condições para adotar, mesmo sem ainda ter dado nome ao que está sendo construído.

O problema que a rede não consegue resolver sozinha

O sistema elétrico brasileiro enfrenta uma assimetria crescente. De um lado, uma expansão acelerada de geração solar distribuída que injeta energia em massa durante as horas centrais do dia, quando a demanda é moderada e o preço de liquidação das diferenças tende ao piso. De outro, um pico de carga residencial entre 18h e 21h que concentra pressão sobre a rede de distribuição no exato momento em que a geração solar se retira.

Esse descasamento não é um problema de capacidade instalada. É um problema de temporalidade. A energia está no lugar errado, na hora errada.

A solução convencional é cara: a distribuidora investe em reforço de rede (transformadores de maior capacidade, subestações adicionais, cabos subdimensionados trocados etc) para suportar um pico que dura algumas horas por dia. É uma infraestrutura dimensionada pelo pior momento, financiada por toda a base tarifária.

Existe uma alternativa. E ela não vem de dentro da distribuidora.

O que é Flexibilidade como Serviço

FaaS é um modelo no qual um terceiro (agregador, comercializadora, gestor de ativos energéticos) contrata, agrega e opera recursos distribuídos de forma coordenada para entregar alívio de rede à distribuidora ou ao operador do sistema em horários específicos de congestionamento.

Esses recursos podem ser baterias residenciais ou comerciais (BESS) que descarregam durante o pico e carregam fora dele. Podem ser cargas flexíveis, como sistemas de climatização, processos industriais com tolerância a deslocamento temporal, que reduzem consumo mediante sinal. Podem ser geradores distribuídos despachados ativamente. O que os une não é a tecnologia: é a capacidade de responder a um sinal externo com previsibilidade e velocidade suficientes para ter valor sistêmico.

A distribuidora, nesse modelo, não opera os ativos. Ela contrata o serviço, por exemplo o alívio de X MW por Y horas, com Z confiabilidade, e remunera por resultado. O agregador é responsável por orquestrar os recursos e entregar o compromisso.

É, em essência, a mesma lógica dos serviços ancilares que operam há décadas no mercado de transmissão transladada para a camada de distribuição, onde os recursos são menores, mais fragmentados e, até recentemente, invisíveis para qualquer operador de sistema.

Por que agora, por que Brasil

O timing não é acidental. Três movimentos convergem simultaneamente.

O primeiro é físico: a massa crítica de ativos distribuídos com potencial de flexibilidade chegou a um patamar no qual a agregação começa a fazer sentido econômico. Dezenas de GW de solar instalados, uma frota crescente de baterias em unidades comerciais e industriais, e uma penetração de veículos elétricos ainda incipiente mas acelerando. O portfólio de recursos existe, mas está fragmentado, desconectado e sem sinal de preço para coordenar comportamento.

O segundo é regulatório: a Lei 15.269/2025 reconheceu formalmente o armazenamento como atividade sujeita a regulação no setor elétrico e atribuiu à ANEEL competência expressa para normatizar modelos de negócio associados. A agenda regulatória 2026-2027 da agência discute a habilitação de novos agentes de flexibilidade, além da discussão de tarifas com granularidade horária nas distribuidoras. O arcabouço ainda está sendo construído, mas a direção está definida.

O terceiro é econômico: o custo de não fazer isso está subindo. Revisões tarifárias que incorporam o custo de reforço de rede pressionam as distribuidoras a buscar soluções menos intensivas em capital. Reguladores que observaram a experiência britânica, australiana e californiana têm evidência empírica de que programas de flexibilidade distribuída postergam investimentos em infraestrutura a uma fração do custo equivalente.

O modelo de negócio por trás do serviço

A estrutura econômica do FaaS tem três camadas.

Na base estão os proprietários dos ativos: consumidores residenciais e comerciais com baterias, cargas flexíveis ou geração despachável. Eles têm capacidade de flexibilidade, mas não têm nem escala, nem acesso ao mercado, nem capacidade de gestão em tempo real para monetizá-la sozinhos.

No meio está o agregador: a empresa que contrata o uso dessa flexibilidade dos proprietários, investe na camada de controle e otimização, e assume a responsabilidade pela entrega do serviço para a distribuidora. A receita do agregador vem da diferença entre o que a distribuidora paga pelo alívio e o que o agregador repassa ao proprietário do ativo, mais a eficiência que a tecnologia de otimização captura.

No topo está a distribuidora: compradora do serviço, paga por performance entregue (MW aliviados no horário comprometido) e não por capacidade instalada. O contrato substitui ou posterga investimento em infraestrutura física.

O que torna esse modelo atraente para os três vértices é que nenhum deles precisa fazer o que não é sua vocação. A distribuidora não precisa gerenciar ativos distribuídos de terceiros. O agregador não precisa construir rede. O proprietário do ativo não precisa operar no mercado de energia.

O que o Brasil precisa resolver

O modelo existe. As condições tecnológicas existem. O que falta é, em grande parte, o regulatório, mas com especificidades que vale nomear.

Primeiro: a remuneração do serviço. Para que uma distribuidora pague por flexibilidade, precisa existir um mecanismo formal que defina como esse custo entra na sua estrutura tarifária e como é repassado ao consumidor. Sem isso, a distribuidora não tem nem incentivo nem autorização para contratar o serviço, por mais que ele seja economicamente superior ao reforço de rede. A ANEEL precisa criar o produto regulatório.

Segundo: a medição e verificação. FaaS só funciona se for possível medir com precisão o que foi entregue, em qual horário e com qual desvio em relação ao compromisso. Isso exige medição inteligente nos pontos relevantes e protocolos de comunicação padronizados entre agregadores e distribuidoras. A expansão do smart metering no Brasil está em andamento, mas o ritmo e a interoperabilidade ainda são muito baixos comparados com outros mercados.

Terceiro: a qualificação do agregador. Quem pode prestar esse serviço? Com quais requisitos técnicos, financeiros e operacionais? A formalização do agregador na CCEE é um passo necessário, mas ainda não suficiente, porque a relação FaaS é com a distribuidora, não com o mercado atacadista. Precisam existir regras de habilitação específicas para o nível de distribuição.

Nenhum desses problemas é insolúvel. Todos eles foram resolvidos em outras jurisdições, claro que com variações importantes que o Brasil precisará adaptar, não simplesmente copiar.

O que comercializadoras e gestores de ativos deveriam estar fazendo agora

Há uma janela entre o estado atual, sem regulação formal e sem produto estabelecido, e o estado futuro, quando o arcabouço estiver em vigor e a margem de pioneirismo tiver sido comprimida pela concorrência.

Essa janela é o momento de construir as competências que o modelo vai exigir.

A primeira competência é tecnológica: a capacidade de monitorar, controlar e despachar remotamente ativos distribuídos com granularidade temporal relevante. Não é monitoramento passivo, é o controle ativo com latência compatível com resposta a pico. Empresas que chegarem ao mercado formalizado sem essa infraestrutura vão depender de terceiros para construí-la às pressas, com custo e risco.

A segunda é contratual: a estrutura de acordos com proprietários de ativos que garanta disponibilidade confiável da flexibilidade. Contratos mal estruturados, sem SLAs de performance, sem mecanismos de compensação por não entrega tornam o portfólio de flexibilidade não precificável para uma distribuidora. O produto que se vende para a distribuidora é tão bom quanto o pior contrato na base do portfólio.

A terceira é de dados: a acumulação de histórico operacional de ativos sob gestão. Distribuidoras e reguladores vão exigir evidência de que o agregador consegue entregar o que promete. Essa evidência só existe se o operador tiver dados sobre como os ativos respondem, como os proprietários se comportam, e qual é o intervalo de confiança real da promessa de flexibilidade.

Empresas que começarem a construir essas três competências hoje, mesmo antes da regulação formal, vão chegar ao mercado com um ativo que não pode ser replicado rapidamente: histórico operacional verificável, base de ativos contratados e tecnologia já calibrada.

A pergunta que o setor precisa começar a responder

O setor solar e o setor de GD no Brasil têm falado extensivamente sobre o valor do kilowatt-hora gerado. É uma conversa necessária, mas cada vez mais incompleta.

O próximo salto de valor não está no kilowatt-hora. Está no kilowatt que pode ser acionado, adiado, deslocado ou suprimido em resposta a um sinal da rede, com confiabilidade suficiente para ser contratado com antecedência.

Isso não é arbitragem de energia. É serviço de infraestrutura. E infraestrutura, quando confiável e verificável, comanda uma precificação completamente diferente da commodity energética.

A pergunta relevante para qualquer comercializadora, integradora ou gestora de ativos no setor é direta: você está construindo a capacidade de vender flexibilidade ou apenas energia?

Porque quando o mercado formal existir, essa distinção vai separar quem capturou o próximo ciclo de valor de quem chegou tarde.

Marcelo Figueiredo CEO da Iquira Energy Innovation

Nota do autor: referências regulatórias neste artigo baseiam-se na Lei 15.269/2025 e na Agenda Regulatória ANEEL 2026-2027, publicada em dezembro de 2025. O arcabouço para serviços de flexibilidade na distribuição permanece em elaboração — afirmações sobre o estado regulatório devem ser verificadas à luz de publicações mais recentes da ANEEL.

Flexibilidade como Serviço: o próximo modelo de negócio que o setor elétrico brasileiro ainda não nomeou