O mercado de energia do Brasil está entrando em uma nova fase: a geração distribuída solar atingiu milhões de instalações, grandes consumidores estão cada vez mais expostos a sinais de preço de mercado e reguladores estão testando novas formas de contratar flexibilidade. A gestão de energia está, portanto, se tornando uma ferramenta prática para reduzir custos, gerenciar riscos e gerar novas receitas. A flexibilidade é muito importante na rede elétrica brasileira: os cortes crescentes causaram R$ 6,5 bilhões em prejuízos em 2025.
Segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), a geração distribuída fotovoltaica ultrapassou 44 gigawatts (GW), com quase 4 milhões de sistemas conectados atendendo mais de 7 milhões de unidades consumidoras. Isso cria casos de uso imediatos para a otimização do autoconsumo com sistemas de gestão de energia e agregação de ativos distribuídos.
O mercado livre de energia do Brasil já oferece incentivos fortes para otimização. A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) publica o preço de referência para cada hora do dia seguinte, e os preços variam por submercado e região. A eletricidade pode ser barata em certas horas e cara em outras, de modo que as empresas podem reduzir suas contas deslocando cargas flexíveis e limitando a demanda de ponta, fazendo do software de gestão de energia uma alavanca direta de custos. O mercado-alvo potencial é significativo: ao final de 2024, o mercado livre contava com 64.493 unidades consumidoras e representava cerca de 39% da demanda de eletricidade do Brasil, após 26.834 novas migrações somente em 2024.
Em paralelo, a tarifação horária está se aproximando do mercado de massa. A ANEEL abriu consulta no final de 2025 sobre a Tarifa Horária / Tarifa Branca automática para clientes de baixa tensão com consumo ≥1 megawatt-hora (MWh) por mês, com implementação prevista para o final de 2026.
A Resposta à Demanda no Brasil evoluiu além de projetos-piloto para um programa estrutural, ainda focado principalmente em grandes consumidores do mercado livre (ACL), com modelos de agregador explicitamente previstos. No sandbox conduzido pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) em conjunto com a CCEE para o produto de “disponibilidade”, a capacidade contratada subiu de 93 megawatts (MW) em 2024 para 229 MW em 2025. No mecanismo competitivo de 2025, 229 MW foram contratados por cinco meses, com lances até 32,5% abaixo do preço-teto e um custo médio de R$ 1.300 por MW-dia de disponibilidade.
Os casos de negócio mais fortes de gestão de energia no curto prazo no Brasil estão onde a exposição a preços e o valor da flexibilidade já são tangíveis: otimização C&I e entrega automatizada de Resposta à Demanda. À medida que as tarifas diferenciadas por horário e a medição se expandem, abordagens semelhantes de controle tendem a se disseminar por edifícios e residências – ampliando o papel dos agregadores e das ofertas em formato de portfólio.