Oferecido por
A rede elétrica está passando por uma transformação na forma como é monitorada e operada. Na distribuição, sensores, sistemas de comunicação, equipamentos telecomandados e plataformas de gerenciamento vêm sendo integrados para reunir informações sobre diferentes pontos dos circuitos e apoiar respostas a determinadas ocorrências.
Sensores produzem informações, redes de comunicação fazem esses dados circularem e equipamentos telecomandados permitem realizar determinadas manobras à distância. Em situações específicas, essa integração também pode sustentar respostas automatizadas a falhas, o que amplia a importância da qualidade das informações, da integração entre sistemas e dos limites definidos para essas ações.
O que torna uma rede elétrica “inteligente”
Os dados coletados pela rede podem ser usados não apenas para identificar ocorrências, mas também para apoiar decisões sobre sua operação. Sistemas de gerenciamento reúnem informações de diferentes ativos e permitem analisar, por exemplo, como alterações na configuração de um circuito afetam o fluxo de energia e as condições de atendimento. Com isso, determinadas manobras podem ser avaliadas antes de serem executadas.
A modernização já aparece de forma concreta na agenda do setor elétrico brasileiro. Em janeiro de 2026, o Ministério de Minas e Energia (MME) publicou a Portaria Normativa nº 126, que alterou as diretrizes para a implantação de sistemas de medição inteligentes. A norma determina que as concessionárias assegurem a implantação adicional de sistemas de medição inteligente equivalente a 2% das unidades consumidoras por ano, durante um período inicial de 24 meses. A expectativa do MME é que essa etapa viabilize cerca de 3,6 milhões de sistemas de medição inteligentes no país.
A diretriz, porém, não restringe a digitalização à troca de medidores. A própria norma permite que, em situações nas quais seja demonstrado benefício superior para o consumidor, as distribuidoras adotem soluções alternativas voltadas à digitalização da rede ou dos serviços de distribuição. Ao detalhar a medida, o MME cita tecnologias como “religadores, sensores inteligentes, chaves automáticas e redes de comunicação para integração de dados”. A enumeração ajuda a tornar mais concreto o que significa digitalizar uma rede: instalar dispositivos capazes de produzir informações sobre a infraestrutura, criar meios para que esses dados circulem e ampliar a capacidade de monitorar e comandar a operação.
Em redes com diferentes níveis de digitalização, a quantidade e a qualidade das informações disponíveis condicionam a capacidade de resposta. Quanto maior a visibilidade sobre o estado dos equipamentos e dos circuitos, mais recursos a operação tem para localizar uma ocorrência, dimensionar seus efeitos e definir a resposta adequada.
Os equipamentos telecomandados levam essa integração para a atuação em campo. Chaves e religadores conectados aos sistemas de operação podem receber comandos à distância, permitindo que determinadas manobras sejam realizadas sem que uma equipe precise chegar primeiro ao local. A atuação presencial continua indispensável para reparos físicos, inspeções e outras intervenções, mas parte da resposta pode começar antes desse deslocamento.
É a partir dessa combinação de monitoramento, comunicação e controle que determinadas funções podem ser automatizadas. Em situações específicas, o sistema pode reconhecer uma falha, isolar o trecho afetado e reorganizar a configuração da rede para reduzir o impacto da interrupção. É essa lógica que está na base dos sistemas de self-healing.
Self-Healing: quando a rede identifica, isola e recompõe
Uma queda de árvore sobre a rede, um cabo rompido ou uma colisão contra um poste pode provocar o desligamento de um circuito inteiro. Em uma rede equipada com self-healing, sensores, religadores automáticos, sistemas de comunicação e softwares de controle trabalham de forma integrada para identificar o trecho afetado, isolá-lo e verificar se parte dos consumidores pode voltar a receber energia por outro caminho.
É essa sequência, identificar, isolar e reconfigurar, que está no centro do self-healing, também chamado de sistema de autorrecomposição. Em vez de manter uma área maior desligada até que a causa da ocorrência seja reparada, a automação permite restringir a interrupção ao trecho que precisa permanecer isolado e restabelecer o atendimento onde a própria configuração da rede oferece uma alternativa.
Apesar do nome, a autorrecomposição não significa que a rede conserta fisicamente seus próprios ativos. Se houve rompimento de um cabo, dano a um poste ou necessidade de substituição de um equipamento, a atuação das equipes de campo continua indispensável. O que muda é a possibilidade de reorganizar parte da rede antes da conclusão desse reparo, reduzindo a extensão e, em determinadas situações, a duração da interrupção para os consumidores.
Essa capacidade já integra a discussão sobre modernização e resiliência das redes de distribuição. A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) aponta recursos como monitoramento remoto, religadores, telecontrole, automação e novas interligações entre circuitos entre as soluções capazes de viabilizar a autorrecomposição. Segundo a instituição, essas tecnologias podem contribuir para reduzir tanto o tempo de interrupção quanto o número de consumidores afetados.
Segundo Thiago Viúla, gerente de Implantação de Obras da Light, a solução de self-healing já está presente em 632 alimentadores da companhia, com 1.291 religadores e chaves automatizadas integrados ao sistema. Viúla informa que a companhia prevê ampliar gradualmente essa infraestrutura, com a instalação de aproximadamente 250 novos equipamentos por ano, nos próximos anos. Em condições típicas de operação, a sequência automática entre a identificação de uma falta permanente, o isolamento do trecho afetado e o comando para recomposição da carga ocorre em cerca de um minuto. Em uma operação convencional, essas etapas dependem de análise e execução de manobras pela operação e, conforme a ocorrência, também da atuação de equipes em campo.
Dados fornecidos pela Light dão uma dimensão das ocorrências em que o sistema de automação atuou. Em 2025, foram registradas 378 atuações automáticas, associadas, segundo a companhia, à recuperação de cerca de 303 mil clientes e a um DEC evitado de 0,08 hora. O indicador corresponde ao tempo médio de interrupção por unidade consumidora.
Entre janeiro e agosto de 2026, a Light registrou outras 224 atuações automáticas e informou a recuperação de aproximadamente 150 mil clientes.
Um caso registrado em 30 de agosto de 2026 mostra esse funcionamento na prática. Após uma ocorrência em um alimentador, o sistema iniciou automaticamente a lógica de self-healing, isolou o trecho associado à falha e utilizou outro alimentador como recurso para recompor parte da carga. Entre o desligamento inicial e a confirmação da presença de tensão nas três fases transcorreram 73 segundos. Dos 3.494 clientes inicialmente afetados, 1.920 tiveram o fornecimento restabelecido automaticamente, o equivalente a cerca de 55% do total, enquanto 1.574 permaneceram no trecho associado à falha.
Resiliência como estratégia para a rede elétrica
A resiliência das redes elétricas deixou de ser uma discussão restrita à resposta a situações excepcionais e passou a ocupar espaço na agenda de planejamento do setor. Em agosto de 2026, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) promoveu o workshop “Super El Niño e a Resiliência do Setor Elétrico Brasileiro”, reunindo governo, agentes do setor, pesquisadores e especialistas para discutir os impactos desses eventos sobre o sistema elétrico e as estratégias necessárias para fortalecer sua capacidade de adaptação. Entre os temas do encontro estavam os planos de contingência das distribuidoras e a preparação coordenada da operação diante de cenários mais severos.
Essa discussão amplia o próprio significado de confiabilidade. Uma infraestrutura resiliente não é apenas aquela capaz de operar adequadamente em condições regulares, mas aquela que incorpora ao planejamento a possibilidade de enfrentar situações adversas, absorver seus impactos e recuperar o serviço. Isso exige combinar robustez dos ativos, conhecimento das vulnerabilidades, planos de contingência, capacidade operacional e investimentos orientados pelos riscos aos quais a infraestrutura está exposta.
A importância de incorporar esses riscos antes que se transformem em ocorrências também aparece em pesquisas recentes sobre planejamento do sistema elétrico. Publicado em 2026 na Nature Energy, o estudo “Climate change reshapes resource adequacy risks and optimal renewable energy siting in wind and solar energy systems”, desenvolvido por pesquisadores do MIT, combinou projeções climáticas de alta resolução a modelos dos sistemas elétricos da Nova Inglaterra e do Texas. Nos sistemas analisados, o planejamento baseado apenas nas condições climáticas históricas poderia levar a até cinco vezes mais episódios de insuficiência de energia até 2050. Ao incorporar projeções climáticas futuras às decisões sobre localização da geração e expansão da transmissão, os modelos reduziram significativamente essa exposição. Embora não trate de automação da distribuição, o estudo oferece um exemplo de como incorporar condições climáticas futuras ao planejamento pode alterar decisões de infraestrutura.
Na distribuição, essa lógica se traduz também na capacidade de preservar e recuperar a continuidade do serviço. A ANEEL acompanha essa dimensão por indicadores como o DEC, que mede o tempo médio em que as unidades consumidoras permanecem sem fornecimento, e o FEC, que registra a frequência média das interrupções. A existência desses parâmetros evidencia que a qualidade da distribuição não depende apenas da entrega de energia em condições normais, mas também do desempenho da rede diante das interrupções.
Na distribuição, recursos de automação e autorrecomposição representam uma das formas de aumentar a capacidade de recuperação diante de determinadas ocorrências. Eles não substituem planejamento, manutenção, redundância ou preparação para contingências, mas acrescentam recursos para preservar a continuidade do serviço quando uma falha ocorre.
Por isso, a digitalização da distribuição não se resume à adoção de novas tecnologias. Ela também passa a fazer parte das estratégias usadas pelas empresas para lidar com riscos operacionais e manter a qualidade do fornecimento.
Até onde vai a autonomia da rede?
Se a automação amplia a capacidade de resposta da rede, ela também coloca uma nova questão operacional: até onde essa infraestrutura pode agir de forma autônoma? No sistema elétrico, manobras automáticas seguem parâmetros, limites técnicos e lógicas de controle previamente estabelecidos. Autonomia, nesse contexto, significa executar determinadas funções dentro dessas condições, e não transferir integralmente a tomada de decisão aos sistemas.
Essa capacidade também depende da qualidade da integração entre os sistemas que sustentam a operação. No Framework and Roadmap for Smart Grid Interoperability Standards, Release 4.0, o National Institute of Standards and Technology (NIST) destaca a interoperabilidade como uma condição essencial para a modernização do sistema elétrico. O princípio é direto, ampliar o número de sensores, equipamentos automatizados e sistemas digitais não é suficiente se esses componentes não conseguirem trocar e interpretar informações de forma consistente. Em uma rede mais autônoma, essa integração passa a fazer parte da própria confiabilidade da resposta.
No Brasil, interoperabilidade e segurança também começam a ser tratadas como dimensões da mesma transformação. A ANEEL reúne digitalização, padrões, interoperabilidade e cibersegurança entre os temas estratégicos de pesquisa e inovação para o setor elétrico. A relação entre essas frentes se torna mais relevante à medida que informações digitais passam a produzir efeitos diretamente sobre a infraestrutura física: dados, comunicações e comandos precisam ser confiáveis para que uma decisão automatizada também seja confiável.
A automação, portanto, não elimina o papel humano, mas modifica onde ele é mais necessário. Parte das ações rotineiras pode ser executada pelos próprios sistemas, enquanto operadores e equipes passam a concentrar sua atuação na definição de parâmetros, supervisão, tratamento de exceções, manutenção e resposta a situações que ultrapassam os limites da automação. Quanto maior a complexidade da rede, mais importante se torna preservar essa capacidade de controle e intervenção.
O avanço da rede elétrica, portanto, não está apenas em automatizar mais decisões, mas em ampliar de forma coordenada a capacidade de monitorar, analisar e atuar sobre a infraestrutura. À medida que diferentes sistemas passam a operar de maneira integrada, a questão central deixa de ser apenas o que pode ser automatizado e passa a ser como essa autonomia pode ser incorporada à operação com parâmetros claros e supervisão adequada.
Laura Tura
