A crescente demanda da sociedade por um fornecimento de energia mais confiável, especialmente diante de eventos climáticos extremos, evidencia a urgência de fortalecer a resiliência no setor elétrico, principalmente no sistema de distribuição. Esse cenário revela não apenas a necessidade de garantir continuidade e segurança no serviço, mas também um espaço relevante para aprimoramento regulatório, condição essencial para equilibrar as expectativas dos consumidores e a previsibilidade operacional e financeira das distribuidoras.
Em resposta a esse contexto, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) estruturou um processo de aprimoramento regulatório que através da Consulta Pública nº 32/2024 e da Nota Técnica Conjunta nº 14/2025 que culminaram na RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.137, DE 21 DE OUTUBRO DE 2025. As novas diretrizes se organizam em cinco eixos centrais: o Indicador DISE, que define metas de recomposição em situações de emergência; os Planos de Contingência Operacional (PCO), que fortalecem a capacidade de resposta das distribuidoras; o Plano de Manejo da Vegetação, voltado à mitigação de riscos na rede; a melhoria da comunicação e da interação institucional com o poder público, com protocolos e regras de colaboração; e a melhoria da comunicação com o público consumidor de energia elétrica, com a melhoria dos canais de comunicação e regras para divulgação da situação em crise incluindo uma API de dados para ampliar a transparência e o monitoramento em tempo real. Juntas, essas medidas representam um avanço significativo na resiliência do setor elétrico brasileiro e estabelecem um novo padrão de eficiência e previsibilidade regulatória.
O Contexto Regulatório: A ANEEL e o Alinhamento Estratégico com a Confiabilidade
O movimento regulatório da ANEEL foi motivado pela necessidade de alinhar o setor elétrico às expectativas de mercado por maior confiabilidade, especialmente em face de eventos de alta severidade. O objetivo é o aperfeiçoamento da regulação, visando o incremento da resiliência do setor elétrico brasileiro frente a eventos climáticos severos.
A Nota Técnica nº 14/2025 analisou as contribuições de um amplo espectro de stakeholders, revelando dois eixos estratégicos: de um lado, a demanda social por maior confiabilidade do fornecimento de energia como um recurso crítico; de outro, a necessidade das distribuidoras por previsibilidade de custos, prazos de adequação e o reconhecimento de eventos de força maior.
Os eixos temáticos centrais da REN Nº 1.137/2025, que marcam tendência na resiliência do setor elétrico brasileiro, incluem:
- A implementação do Indicador DISE e o regime de compensação ao consumidor mesmo em situações de emergência.
- A revisão e o aprimoramento dos Planos de Contingência Operacional (PCO).
- A gestão do Plano de Manejo da Vegetação e a interação institucional com o poder público (IPP).
- O aprimoramento da comunicação com o poder público em cenários de crise.
- O aprimoramento da comunicação com os consumidores de energia em cenários de crise.
Ao consolidar as novas regras, a ANEEL atendeu a uma demanda crescente da sociedade por maior confiabilidade no fornecimento de energia, impulsionada pelos impactos recentes de eventos climáticos extremos. A nova regulação impõe às distribuidoras o dever de adaptação, assumindo custos e responsabilidades adicionais, mas também oferece um avanço ao estabelecer critérios mais claros para situações emergenciais e incentivar a cooperação com o poder público — elementos que se esperam possam fortalecer também a atuação das distribuidoras com melhora na comunicação com a sociedade e mitigação de riscos relacionados à percepção pública e continuidade do negócio no longo prazo.
O Indicador DISE: A Nova Métrica de Desempenho em Resiliência
A novidade em termos de indicadores regulatórios para mensurar a resiliência do setor elétrico brasileiro é a introdução do DISE (Duração da Interrupção Individual em Situação de Emergência). O indicador foi desenhado para estabelecer metas para a recomposição do serviço após eventos climáticos extremos, definindo Service Level Agreements (SLAs) máximos de restabelecimento: 24 horas para áreas urbanas e 48 horas para áreas rurais.
A sua implementação requer que as distribuidoras concluam sua adaptação em um prazo de 180 dias após a publicação oficial da Resolução Normativa, com aplicação retroativa em 60 dias à publicação. Este indicador representa uma mudança de paradigma, pois direciona o foco para a qualidade do serviço em momentos críticos, que anteriormente eram expurgados dos indicadores tradicionais (DEC e FEC) por se tratar de situações emergenciais.
O Desafio Operacional | Manejo Vegetal e a Gestão de Interfaces: O manejo vegetal emergiu como um dos principais desafios operacionais na CP 32/2024, sendo um fator crítico para a resiliência do setor elétrico brasileiro. A vegetação próxima às redes é uma das causas de interrupções em eventos climáticos, e a ANEEL buscou estabelecer diretrizes mais claras para as distribuidoras.
Pilares Operacionais da Resiliência | Planejamento, Comunicação e Inovação Tecnológica: Além do DISE e do manejo vegetal, a ANEEL estabeleceu novos requisitos operacionais para o fortalecimento da resiliência do setor elétrico brasileiro.
Planos de Contingência Operacional (PCO): As distribuidoras devem promover a revisão e o upgrade de seus PCOs para incorporar novos requisitos, incluindo programas de treinamento e canais de divulgação. O PCO revisado deve ser disponibilizado em plataforma digital, acompanhado de um plano de monitoramento climático e preparação para emergência, no prazo de 90 dias.
Comunicação e Transparência com Stakeholders: A comunicação em cenários de crise é um ativo estratégico para a resiliência do setor elétrico brasileiro. A nova regulação exige:
- Comunicação Institucional: Estabelecimento de protocolos de crise, canais de comunicação e regras de engajamento com o poder público. A ANEEL exige a implementação de uma API de dados de crise em 60 dias para facilitar a interlocução centralizada.
- Comunicação com o Consumidor: Assegurar a transparência e a agilidade na informação. As distribuidoras devem reportar interrupções conhecidas em 15 ou 60 minutos e manter uma plataforma digital com ocorrências atualizadas a cada 30 minutos. A ANEEL manteve a exigência de visualização das interrupções por bairro, priorizando a clareza da comunicação com o público geral.
Mecanismo de Cessão Emergencial de Recursos: A Nota Técnica nº 14/2025 também validou o mecanismo de cessão emergencial de recursos entre distribuidoras, classificando-o como um recurso de última instância para eventos de grande porte. A ANEEL ajustou a redação para salvaguardar a distribuidora cedente, determinando que o apoio emergencial não pode “comprometer significativamente o atendimento“ na área de concessão.
Alavancando a Conformidade em Vantagem Competitiva: O Framework de Resiliência da BIP
As novas diretrizes da ANEEL, embora representem um desafio de compliance, marcam uma tendência clara no setor e uma oportunidade para atuar com eficiência buscando gerar mais valor para o negócio pela por três principais fatores:
1) prontidão operacional para crise e atuação com base em dados
2) comunicação eficaz com a percepção pública da concessão
3) rastreabilidade da atuação conjunta junto ao poder público sobre a vegetação e a rede em situações de emergência.
O framework de resiliência da BIP, por exemplo, estrutura a resposta a eventos climáticos em três níveis de atuação coordenados: estratégico, operacional e tático. Este modelo é suportado pelo conceito de um hub de informações integrada, que promove a integração de dados de estudos de rede, informações climáticas, mapeamento de riscos e dados históricos.
A consultoria especializada atua como um catalisador de transformação, auxiliando as distribuidoras nos diferentes drivers da ANEEL para a Resolução Normativa nº 1.137 com diferentes iniciativas de curto e médio prazo para garantir a conformidade:
| Driver ANEEL | Iniciativas para o curto prazo | Iniciativas médio prazo |
| Compensação ao consumidor | Cálculos do novo indicador DISE (interno, ANEEL). Calculo do impacto técnico-financeiro potencial em grupo multidisciplinar. | Garantia da conformidade contínua de políticas, processos e procedimentos, mapeando e priorizando. Impacto operacional reduzido. Novas diretrizes de atuação em campo. |
| Plano de contingência operacional | Novo PCO com RACI e fluxo regional para COI, Sala de crise, Restauração. Novo protocolo de despacho emergencial. Plano de monitoramento do clima e orientações ao público em site. | PCO integrado aos fluxos do negócio (processos, pessoas, materiais). Plugar ferramenta BIP de acompanhamento da prontidão para crise eprazos na execução do PCO. |
| Plano de manejo da vegetação | Novo plano de manejo com entradas de informação, ações e saídas para o manejo da vegetação. Mapa de interações com o poder público (IPP). Estrutura de registro de IPP para colaboração. | Plugar ferramenta BIP de workflow interno/poder público para controle, rastreio e reporte. Manejo otimizado com base em dados/crowdsourcing. |
| Comunicação com o poder público | Novos protocolos de crise, meios de comunicação e regras de engajamento na crise. Plugar modelo BIP de criação de API para envio ANEEL. | Plugar BI dinâmico BIP para acelerar a criação de uma interlocução centralizada com o público e IPP em situações de crise. |
| Comunicação com o público | Assegurar cumprimento de canais (SMS, app, site) com informação dentro de prazos regulamentares com/sem causa conhecida (15/60min). | Funções do site integradas e automatizadas. Indicadores de cumprimento, satisfação e percepção. Plugar modelo webscraping BIP para análise de sentimento público |
Assim, a integração de expertise setorial e inovação tecnológica permite que as distribuidoras maximizem a previsibilidade regulatória, a inteligência de campo e a automação integrada, entregando compliance e eficiência com o mesmo investimento.
Case de Sucesso: Smart Retention – Otimização Preditiva do Despacho Operacional
Em operações de utilities elétricas, a gestão do despacho de campo torna-se um ponto nevrálgico quando o volume de alarmes e tickets cresce abruptamente, sobrecarregando o centro de controle. O projeto “Smart Retention” endereçou a fragilidade de um modelo de retenção de tickets (via ServiceNow) que era predominantemente determinístico. Essa abordagem, baseada em regras manuais estáticas, mostrava-se incapaz de se adaptar dinamicamente a eventos de grande escala, resultando em uma eficácia subótima (variando de 48% a 58%) e no risco de despachar equipes desnecessariamente ou violar SLAs em momentos críticos. A oportunidade estratégica era clara: evoluir de um sistema reativo para um modelo preditivo que trouxesse inteligência e capacidade de resposta adaptativa.
A solução substituiu as regras estáticas por um modelo de Machine Learning focado em determinar o “Best Retention Time” (Tempo Ideal de Retenção) para cada evento de rede. Em vez de tratar todos os alertas de forma similar, o modelo aprendeu a identificar padrões complexos que distinguem falhas transitórias (com alta probabilidade de auto-normalização, comuns na rede elétrica) de falhas persistentes que exigem intervenção imediata. O escopo técnico visou maximizar a retenção inteligente de chamados, utilizando o ML para “filtrar o ruído” operacional mesmo sob condições de rede adversas, sempre assegurando a aderência rigorosa ao Service Level Agreement (SLA) para o despacho.
A implementação do “Smart Retention” elevou a maturidade da operação, permitindo uma gestão proativa em vez de reativa. O benefício mais impactante foi a capacidade de priorizar recursos de campo escassos (equipes e logística) exatamente onde eram mais necessários usando Inteligência Artificial. Em momentos de estresse sistêmico, o modelo assegura que o foco da intervenção humana seja direcionado às falhas estruturais, protegendo a estabilidade do serviço e melhorando o tempo de resposta para as ocorrências críticas. Isso não apenas otimizou custos, mas fortaleceu decisivamente a resiliência operacional da companhia.
Case de Sucesso: Transformação e Otimização com Infraestrutura de Medição Avançada (AMI) com Smart Metering
A implantação de Infraestruturas de Medição Avançada (AMI) tem se mostrado um componente essencial para elevar a resiliência operacional e garantir o cumprimento regulatório em empresas de distribuição de energia. A experiência da BIP nesse campo abrange toda a jornada de transformação — desde a definição estratégica até a execução em campo — assegurando que os investimentos em medição inteligente resultem em ganhos concretos de eficiência, confiabilidade e transparência regulatória.
Entre as principais competências aplicadas, destacam-se:
- Arquitetura Regulatória e Estratégia de Dados: definição de modelos de negócio e análise regulatória alinhados às exigências da ANEEL e às metas de indicadores de continuidade (DEC, FEC), com modelagem de Business Case e avaliação de segurança e privacidade.
- Integração TI/OT e Operação Inteligente: habilitação de redes e plataformas que conectam medidores inteligentes, sistemas de supervisão e centros de controle, criando uma base única para decisões em tempo real durante eventos climáticos extremos.
- Gestão da Transformação e Governança Multifornecedor: estruturação de programas de larga escala, com governança integrada, interoperabilidade de sistemas e processos ágeis para atualização de firmware, gestão de alarmes e recomposição da rede.
- Análise Avançada e Inteligência Operacional: uso de dados de alta frequência para detecção precoce de falhas, predição de contingências e otimização de manobras automáticas, ampliando a capacidade de resposta da rede.
Essas competências se traduzem em resultados tangíveis: habilitamos a implementação de mais de 3 milhões de Smart Meters apoiando €780 milhões em investimentos AMI para utilities de energia, gás e água. No contexto elétrico, os sistemas AMI permitem apoiar distribuidoras na redução de perdas técnicas e não técnicas, na melhoria do tempo de resposta a falhas e no cumprimento das exigências de monitoramento e continuidade do serviço. Em situações de contingência climática, o uso integrado dos dados de medição possibilita a priorização inteligente de equipes de campo, a restauração seletiva de cargas críticas e a manutenção proativa de ativos em risco, reforçando a capacidade das distribuidoras de operar com segurança, eficiência e conformidade.
Estes cases demonstram a capacidade de transformar requisitos regulatórios e necessidades operacionais em soluções tecnológicas e de processo que geram valor tangível, otimizando custos e melhorando a qualidade do serviço.
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Conclusão
A Resolução Normativa ANEEL nº 1.137/2025 marca uma tendência regulatória para o setor elétrico brasileiro, traduzindo em regras concretas o debate chave sobre a resiliência e suas implicações: previsibilidade, transparência e capacidade de resposta em cenários críticos. O cumprimento da resolução de resiliência não apenas redefine o papel das distribuidoras na gestão de emergências climáticas, mas também inaugura uma fase em que o desempenho operacional, a comunicação e o uso inteligente de dados passam a ser tratados como pilares de segurança energética nacional.
Mais do que um exercício de compliance, as novas exigências representam uma oportunidade real de fortalecimento institucional. Ao alinhar governança, operação e tecnologia, as distribuidoras podem transformar a conformidade regulatória em vantagem competitiva — reduzindo riscos, aprimorando a percepção pública e ampliando a previsibilidade de resultados em situações de estresse do sistema. A adoção de práticas como o monitoramento inteligente, a integração de dados climáticos e operacionais e a comunicação digital com stakeholders possui potencial de gerar valor sustentável, tanto para o negócio quanto para a sociedade.
