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.
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.
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.
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.
