- Distribuidoras investem em microrredes para aumentar confiabilidade do fornecimento
Por: Matheus de Paula
Com a integração entre armazenamento, renováveis e inteligência de dados, distribuidoras aceleram a transição para o modelo de gestão ativa (DSO), mas esbarram em gargalos normativos, tecnológicos e econômicos
Com pouco mais de 800 habitantes, Serra da Saudade é a menor cidade de Minas Gerais e também o cenário de um dos projetos mais avançados de microrrede do Brasil. Inaugurado em 2026 pela Cemig, o sistema combina baterias de grande porte e geração solar para garantir até 48 horas de autonomia energética para toda a cidade. Em situações de falha no fornecimento ou de manutenção programada, o município desliga-se temporariamente do Sistema Interligado Nacional (SIN) e opera de forma 100% isolada, sem que os consumidores percebam qualquer interrupção no fornecimento.
O caso mineiro não é isolado, outras distribuidoras adotaram também esse modelo que muda a forma como as concessionárias de energia elétrica se comportam no setor. As microrredes são sistemas que integram recursos energéticos distribuídos (REDs), como geração renovável e armazenamento, a soluções de monitoramento, automação e controle de cargas, permitindo que operem conectadas à rede principal ou de forma independente, quando necessário.
Para Wagner Veloso, Gerente de Engenharia, Automação e Sistemas da Cemig, as microrredes se tornaram um modelo concreto para a distribuidora e que transformaram a forma como a companhia realiza suas operações no município. “Já houve eventos em que a microrrede foi acionada. As principais situações ocorreram durante a realização de manutenções programadas na rede. Nesses casos, a microrrede sustentou o abastecimento da cidade por aproximadamente 5 a 6 horas, permitindo a execução das intervenções sem interrupção do fornecimento de energia — uma das principais vantagens operacionais desse tipo de solução”, afirma o executivo.
Apesar dos resultados já observados em campo, a ampliação das microrredes em larga escala ainda depende de planejamento estratégico e de uma análise criteriosa da viabilidade econômica dos projetos. “Neste primeiro momento, o foco está em aplicações semelhantes ao caso de Serra da Saudade: regiões menores, com limitações no fornecimento e onde as soluções convencionais apresentam custos elevados. Além disso, também estão sendo avaliados novos cenários, incluindo aplicações em áreas urbanas e atendimento a cargas específicas, ampliando o escopo de uso da tecnologia”, projeta Wagner Veloso.
Projeto tem investimento de R$ 7 milhões, o sistema instalado em Serra da Saudade tem capacidade de 2,0 MWh
A consolidação desse modelo em larga escala, no entanto, ainda depende de avanços regulatórios que ofereçam maior previsibilidade para os investimentos. “Do ponto de vista regulatório, iniciativas como a inclusão de diretrizes específicas para armazenamento no MCPSE (Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico da ANEEL) trazem maior clareza e segurança jurídica para essas aplicações”, pontua o Gerente de Engenharia, Automação e Sistemas da Cemig.
O Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico (MCPSE) é uma norma e manual de procedimentos da ANEEL que padroniza o controle dos ativos imobilizados das empresas de energia elétrica (geração, transmissão e distribuição). Faz parte da Resolução Normativa nº 674/2015.
Outras experiências
Embora o avanço de microrredes no Brasil ainda seja apontado como incipiente, algumas iniciativas já demonstram, na prática, o potencial da tecnologia para ampliar o acesso à energia e promover o desenvolvimento socioeconômico em regiões remotas. Um dos exemplos é o projeto implantado pela Neoenergia na comunidade de Xique-Xique, no município de Remanso (BA).
Inaugurada em 2023, a iniciativa é considerada a primeira microrrede do país operando com energia 100% renovável. O sistema atende cerca de 400 moradores, distribuídos em 100 residências, além de uma escola, um poço artesiano comunitário e uma associação de moradores.
“Com energia disponível 24 horas por dia, a comunidade passou a contar com um nível de serviço significativamente superior ao das soluções tradicionalmente utilizadas em regiões isoladas. A escola passou a oferecer aulas noturnas e os estabelecimentos comerciais ampliaram seus horários de funcionamento, criando novas oportunidades econômicas para a população local”, explica Gustavo Travassos, especialista de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação da Neoenergia.
A solução é composta por uma usina fotovoltaica de 243 kWp e um sistema de armazenamento em baterias com capacidade total de 928 kWh. A infraestrutura inclui uma rede de distribuição em 13,8 kV com aproximadamente 30 quilômetros de extensão, responsável pelo atendimento de 113 unidades consumidoras.
Microrrede de Xique-Xique, na Bahia
De acordo com Travassos, todos os equipamentos operam de forma integrada por meio de sistemas avançados de monitoramento e automação. As informações da usina solar e das baterias são transmitidas em tempo real ao Centro de Operações da Neoenergia Coelba, permitindo acompanhamento contínuo da operação, maior confiabilidade do fornecimento e resposta rápida a eventuais ocorrências. “Em determinadas situações, a microrrede pode oferecer um fornecimento de energia com elevada qualidade e confiabilidade. O conhecimento adquirido nesse projeto amplia as possibilidades de aplicação dessa solução e contribui para a modernização e a resiliência do setor elétrico”, conclui o especialista.
Sistemas de microrredes em operação da Copel
Mais ao Sul do país, a Copel, distribuidora do estado do Paraná, tem atualmente cerca de 20 microrredes em sua área de concessão, além de aproximadamente 200 sistemas isolados de atendimento com armazenamento de energia e outros projetos em fase de testes.
Para o diretor comercial da distribuidora, Júlio Omori, uma das prerrogativas para a adoção de sistemas de microrredes é que eles sejam totalmente integrados aos sistemas de automação, sensoriamento e monitoramento em tempo real. “A instalação de uma microrrede ou de um sistema de armazenamento tem que estar totalmente integrada a um sistema de automação e controle. No nosso entendimento, mesmo em áreas isoladas, você não pode abrir mão de ter todas as informações chegando para alguém capaz de avaliar a situação e, se necessário, tomar uma ação de controle”, afirma o executivo.
A fronteira de testes da Copel vai além das baterias químicas tradicionais e chega a usar o biogás como “estoque” de energia. O laboratório prático para essa premissa foi São Miguel do Iguaçu, no oeste paranaense, em que a forte atividade suinícola transformou o que seria um passivo ambiental em um reforço para o sistema elétrico.
“Eu diria que talvez a primeira microrrede que usa a instalação do próprio cliente para ajudar o sistema elétrico tenha sido feita por nós, numa instalação de baixa tensão, só para mostrar o conceito. Os dejetos dos suínos geram gás metano e, sempre que há uma interrupção no fornecimento de energia, esse sistema de geração é usado para atender tanto a parte interna da propriedade quanto, eventualmente, a rede”, relata o diretor.
A não utilização de combustíveis fósseis também dita o ritmo de operação na Ilha das Cobras. Isolada no litoral, a localidade abriga a Escola do Mar, um centro de ensino de gastronomia, turismo e preservação ambiental, e centros de treinamentos do governo estadual paranaense. A microrrede local foi desenhada com 250 kWp (quilowatt-pico) de geração solar e baterias de lítio capazes de suportar até dois inteiros sem sol.
Microrrede de Guaraqueçaba, no litoral norte do Paraná
Para garantir o funcionamento das operações, a distribuidora manteve um motogerador a diesel para recarregar a bateria de forma rápida, sendo desligado assim que o banco de lítio recuperasse a estabilidade. “Durante o dia, a energia solar carrega as baterias; quando o sol deixa de estar presente, as baterias passam a fornecer energia. Se elas caem a um nível mínimo, o gerador entra — mas entra justamente para recarregar a bateria. Quando a bateria se restabelece, o gerador sai novamente, e o ciclo se repete até o sol voltar”, explica o diretor.
O caminho para o DSO
Embora as microrredes ainda avancem de forma gradual no Brasil, especialistas avaliam que a tecnologia já atingiu um estágio de maturidade suficiente para aplicações em larga escala. O principal desafio, porém, está em criar condições regulatórias e comerciais que viabilizem sua expansão.
De acordo com Leonardo Melo da Silva, pesquisador e secretário do Comitê de Estudos do Cigre, o Brasil ainda está atrás de mercados mais maduros, mas os projetos demonstram que as barreiras tecnológicas já foram superadas. “No Brasil, as microrredes ainda avançam de forma incipiente quando comparadas a mercados maduros como Estados Unidos, Austrália e Alemanha. Contudo, a tecnologia já está consolidada e os projetos reais demonstram que o gargalo atual não é mais tecnológico, mas sim regulatório e comercial”, aponta o especialista.
Nesse contexto, a evolução das microrredes impulsiona as distribuidoras a assumirem gradualmente o papel do Operador do Sistema de Distribuição (Distribution System Operator – DSO), marcando uma transformação em seus modelos de negócio. Na prática, a concessionária deixa de atuar apenas como transportadora de energia e passa a coordenar fluxos bidirecionais de geração, armazenamento e consumo de forma dinâmica, conforme as necessidades da rede.
A transição para a era das microrredes impulsiona as distribuidoras a assumirem o papel de Operador do Sistema de Distribuição (Distribution System Operator – DSO), marcando uma virada histórica em seus modelos de negócios. Na prática, a concessionária deixa de ser uma entregadora passiva de energia e passa a orquestrar fluxos bidirecionais, despachando geração, armazenamento e consumo de forma ativa conforme a necessidade da rede.
Para exercer esse novo papel, a coleta de dados na ponta exige um “cérebro” central robusto capaz de processá-los. Com investimento superior a R$ 100 milhões, a Cemig conclui, ainda em 2026, a implantação de seu ADMS (Advanced Distribution Management System), plataforma que permite o monitoramento, a análise e o controle em tempo real de toda a malha mineira, integrando de forma inteligente as novas fontes renováveis e descentralizadas conectadas ao sistema.
“A automação avançada é fundamental para a operação da microrrede, pois viabiliza sua integração com o sistema ADMS da Cemig, permitindo a supervisão e o controle remoto da planta”, afirma Wagner Veloso, Gerente de Engenharia, Automação e Sistemas da Cemig.
A materialização dessa infraestrutura conectada já ganha escala comercial na Copel. Apoiada em uma base de 2 milhões de medidores inteligentes, a empresa utiliza sua malha digital para monitorar remotamente a carga das baterias de seus clientes, abrangendo desde residências urbanas até estufas de produtores rurais.
“Essa capacidade de despacho ativo pavimenta o mercado de serviços ancilares que ainda esbarra no vácuo normativo brasileiro”, aponta o diretor comercial Júlio Omori. Serviços ancilares são ações do setor elétrico que auxiliam e garantem a estabilidade, a segurança e a qualidade da transmissão e distribuição de energia.
“Nos Estados Unidos, os consumidores recebem descontos na tarifa ao permitirem o controle remoto de seus ares-condicionados pelas concessionárias para aliviar o sistema nos horários de pico. É esse tipo de flexibilidade que precisamos viabilizar aqui”, defende Omori.
O desafio, porém, não é apenas operacional, mas também contábil. Omori alerta que a expansão comercial esbarra em critérios de depreciação defasados pela ANEEL. Atualmente, a regra exige que um ativo de bateria autônoma tenha uma vida útil regulatória de 18 anos na base de remuneração das distribuidoras. “Isso é irreal, ninguém investe nessas condições. Seria necessária uma atualização regulatória, semelhante ao que ocorreu com os medidores, estabelecendo regras mais claras sobre esse tipo de investimento na distribuição”, alerta o executivo.
Microrredes versus geradores a diesel
Enquanto distribuidoras buscam utilizar microrredes para aumentar a confiabilidade do fornecimento e flexibilizar a operação da rede elétrica, na Amazônia a tecnologia atende a uma necessidade ainda mais fundamental: garantir energia a comunidades que permanecem fora do Sistema Interligado Nacional (SIN). Segundo dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), o Brasil conta atualmente com cerca de 200 sistemas isolados de geração de energia, concentrados principalmente na região Norte. Nessas áreas, o fornecimento de eletricidade depende majoritariamente de usinas termelétricas movidas a diesel.
Nesse contexto, a Huawei e a Aggreko estruturaram um projeto para a implantação de 24 microrredes híbridas na região amazônica, combinando geração solar fotovoltaica, sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) e geração convencional.
Segundo Bárbara Pizzolatto, diretora de Off-Grid da Huawei no Brasil, a proposta é inverter a lógica tradicional de operação desses sistemas. Em vez de atuar como principal fonte de energia, o gerador passa a exercer uma função complementar, entrando em operação apenas quando necessário.
“A ideia é que o gerador entre como backup, e não como fonte primária. O sistema conta com um controlador inteligente. Em determinados momentos, a geração fotovoltaica consegue atender a carga da cidade e, ao mesmo tempo, carregar as baterias. Como a demanda varia ao longo do dia, o BESS absorve essas oscilações e permite que o gerador opere, quando necessário, na sua faixa de maior eficiência, entre 60% e 80%”, explica.
A implantação das microrredes, entretanto, exigiu adaptações específicas para a realidade amazônica. O principal desafio foi a logística de transporte dos equipamentos pelos rios da região.
“O BESS é um equipamento robusto e pesado. Durante os períodos de seca severa, as embarcações conseguem transportar apenas cerca de 10 toneladas por viagem. Um contêiner Utility para uma demanda de 2 MW pesa aproximadamente 28 toneladas, o que inviabiliza sua movimentação em boa parte do ano”, relata a executiva.
Para contornar essa limitação, o projeto foi modularizado. “Optamos por equipamentos da linha Commercial and Industrial (C&I), com capacidades entre 215 kW e 241 kW. Eles pesam cerca de 2,8 toneladas e podem ser transportados durante todo o ano. Os contêineres maiores ficam restritos às localidades onde as condições de navegação permitem esse tipo de operação”, afirma.
Diferentemente dos projetos conectados à rede, as microrredes instaladas em sistemas isolados contam com uma equação econômica mais direta. A substituição parcial do diesel reduz custos operacionais e minimiza a dependência de uma cadeia logística complexa, especialmente em períodos de estiagem, quando o transporte fluvial é comprometido.
“A monetização é muito mais clara. O retorno sobre o investimento é bastante atrativo porque substitui diretamente o diesel, um combustível caro e cuja logística é extremamente complexa. Em períodos de seca, o abastecimento pode levar até 45 dias. Nesse segmento, o desafio já não é comprovar a viabilidade da tecnologia, mas ampliar sua escala de aplicação”, conclui Bárbara Pizzolatto.
Fonte: REVISTA O SETOR ELÉTRICO – NEWSLETTER – 02/07/2026
