Serra da Saudade, município mineiro com pouco mais de 800 habitantes, tornou-se o primeiro no Brasil a implementar sistema anti-apagão baseado em armazenamento de energia solar em baterias. Dessa forma, a cidade garante fornecimento elétrico por até 48 horas mesmo quando rede primária da Cemig falha completamente.
O projeto pioneiro da Companhia Energética de Minas Gerais, inaugurado em 2025, instalou 800 placas solares e baterias acionadas automaticamente quando sensores inteligentes detectam oscilação na rede. Ou seja, município está protegido contra qualquer interrupção no fornecimento de energia proveniente da rede convencional.
Além disso, todas as residências receberam medidores inteligentes da Nansen que conectam cidade ao centro de operações da Cemig em Belo Horizonte. Logo, fornecimento pode ser acompanhado remotamente, permitindo resposta rápida a problemas antes que afetem população.
A Cemig afirma que solução baseada em baterias se provou mais atrativa financeiramente que alternativas tradicionais, como conexão a uma segunda rede elétrica não autônoma. Por outro lado, essa alternativa custaria cerca de R$ 30 milhões, inviável para município pequeno.
Por que cidade pequena virou laboratório nacional
Serra da Saudade não foi escolhida aleatoriamente como primeira cidade brasileira com proteção anti-apagão. Dessa forma, o porte reduzido permitiu testar tecnologia em escala controlada antes de expansão para municípios maiores.
Com apenas 800 habitantes, demanda energética total é gerenciável através de sistema relativamente compacto. Ou seja, 800 placas solares foram suficientes para gerar capacidade de backup necessária. Logo, investimento ficou em valores acessíveis comparado a soluções para cidades médias ou grandes.
Além disso, cidade enfrenta desafios típicos de municípios pequenos do interior: distância de centros urbanos, vulnerabilidade a eventos climáticos e dificuldade de manutenção rápida quando rede falha. Então, Serra da Saudade representa perfeitamente problema que Cemig quer resolver em escala estadual.
A empresa pública de energia pretende expandir ação para ao menos outras dez cidades do estado. Dessa forma, aprendizado obtido em Serra da Saudade será replicado em locais com características semelhantes. Por outro lado, cada município exigirá adaptações conforme demanda específica e condições geográficas.
Parceria com UFMG garante monitoramento científico do projeto. Logo, universidade acompanha desempenho técnico, identifica melhorias necessárias e valida modelo antes de expansão. Então, não se trata apenas de iniciativa comercial, mas de pesquisa aplicada em energia renovável.
Como funciona: 48 horas sem rede primária
O coração do sistema anti-apagão são baterias capazes de armazenar energia solar gerada durante o dia. Dessa forma, quando sol se põe ou quando rede Cemig falha, baterias fornecem eletricidade automaticamente.
Sensores inteligentes detectam oscilações na rede em milissegundos. Ou seja, antes mesmo que energia seja completamente interrompida, sistema já está acionando baterias. Logo, transição acontece sem que moradores percebam queda momentânea.
Autonomia de 48 horas significa que cidade suporta apagão de dois dias inteiros sem depender de rede externa. Então, mesmo se tempestade derrubar torres de transmissão, Serra da Saudade mantém hospitais, escolas e residências funcionando normalmente.
Por outro lado, consumo precisa ser monitorado durante emergência. Além disso, se apagão durar mais de 48 horas, será necessário racionar energia ou aguardar retorno da rede primária. Logo, sistema não garante autonomia infinita, mas oferece margem confortável para maioria das situações.
Medidores inteligentes Nansen conectam cada residência ao centro de operações em Belo Horizonte. Dessa forma, Cemig visualiza consumo em tempo real e identifica problemas específicos em qualquer ponto da cidade. Ou seja, se uma rua específica apresenta consumo anormal, equipe técnica é alertada imediatamente.
Brasil investe R$ 1,6 bilhão em projetos piloto
Serra da Saudade representa apenas um entre mais de 200 projetos piloto de redes inteligentes e sistemas anti-apagão financiados pela ANEEL no Brasil. Dessa forma, investimento total ultrapassa R$ 1,6 bilhão em iniciativas distribuídas por todo país.
No Rio Grande do Sul, a Coprel desenvolve projetos semelhantes adaptados à realidade gaúcha. Logo, cada região tem características próprias que exigem soluções customizadas. Por outro lado, princípios básicos permanecem: geração renovável local, armazenamento em baterias e automação inteligente.
Eventos climáticos extremos impulsionam urgência desses investimentos. Ou seja, tempestades cada vez mais intensas derrubam linhas de transmissão com frequência crescente. Então, municípios vulneráveis precisam de alternativas que não dependam exclusivamente de redes convencionais.
Além disso, instabilidades na geração centralizada tornam microrredes mais atraentes. Logo, cidade que produz própria energia através de solar ou eólica reduz dependência de hidrelétricas distantes. Dessa forma, problemas em grandes usinas não afetam fornecimento local.
Custos decrescentes de baterias tornam projetos economicamente viáveis. Ou seja, há cinco anos, sistema semelhante custaria o dobro do atual. Então, tecnologia amadureceu ao ponto de ser alternativa real para municípios brasileiros.
Portugal: 72 horas de autonomia em universidade
A Universidade de Coimbra opera microgrid resiliente que fornece energia por até 72 horas a cargas críticas durante apagões. Dessa forma, pesquisas científicas sensíveis não são interrompidas mesmo quando rede nacional falha.
Sistema português integra painéis fotovoltaicos, baterias de grande capacidade e carregamento bidirecional de veículos elétricos. Ou seja, até carros conectados funcionam como armazenamento adicional quando necessário. Logo, autonomia energética ultrapassa simples backup emergencial.
Durante apagão de 2025 na Península Ibérica, Universidade de Coimbra manteve operações normais enquanto cidades ao redor ficaram sem energia. Então, modelo demonstrou resiliência em situação real de crise, não apenas em testes controlados.
Por outro lado, custos de implementação em universidade são mais facilmente justificáveis que em municípios inteiros. Além disso, instituições acadêmicas têm competência técnica para operar sistemas complexos. Logo, replicar modelo em cidades pequenas exige simplificação e automação para não depender de operadores especializados.
Estados Unidos: modo ilha e proteção contra ciberataques
Microgrids desenvolvidas pelo NREL (National Renewable Energy Laboratory) nos Estados Unidos conseguem operar em “modo ilha”. Dessa forma, isolam áreas locais de falhas generalizadas na rede nacional.
Modo ilha significa que microgrid desconecta-se automaticamente da rede principal quando detecta problema e continua funcionando independentemente. Ou seja, enquanto estado inteiro pode estar sem energia, bairro ou cidade com microgrid mantém fornecimento.
Além disso, sistemas americanos são projetados para resistir a ciberataques. Logo, em era onde infraestrutura crítica é alvo de hackers, microrredes oferecem camada adicional de segurança através de isolamento.
Black starts, capacidade de reiniciar rede elétrica sem energia externa, são facilitados por microgrids. Então, após apagão total, sistema local consegue iniciar geração e gradualmente reconectar áreas maiores. Dessa forma, recuperação após colapso completo é mais rápida.
Por outro lado, complexidade técnica dessas soluções americanas dificulta implementação em países em desenvolvimento. Além disso, custos são significativamente maiores que sistemas básicos como de Serra da Saudade. Logo, cada país adapta tecnologia conforme recursos disponíveis e necessidades específicas.
Europa: microgrids DC reduzem picos em 80%
Microgrids em corrente contínua (DC) locais na Europa mantêm infraestrutura essencial operacional durante blackouts totais. Dessa forma, hospitais, centrais de emergência e datacenters críticos nunca ficam sem energia.
Sistemas DC reduzem picos de demanda em até cinco vezes comparado a redes convencionais em corrente alternada (AC). Ou seja, eficiência energética aumenta dramaticamente, permitindo operar mais equipamentos com mesma capacidade de geração.
Além disso, integração com energia renovável é mais eficiente em DC. Logo, painéis solares geram corrente contínua naturalmente, evitando perdas de conversão para AC. Então, cada watt gerado é melhor aproveitado em sistemas DC.
Por outro lado, infraestrutura existente é toda em AC, exigindo conversores nas interfaces. Dessa forma, transição completa para DC seria custosa demais. Logo, solução híbrida com microgrids DC locais integradas a rede AC convencional representa melhor compromisso.
Serra da Saudade com 800 habitantes demonstra que sistema anti-apagão não é privilégio de metrópoles ricas. Com 800 placas solares, baterias e 48 horas de autonomia, município mineiro lidera revolução energética nacional. Portugal alcança 72 horas, Estados Unidos desenvolve modo ilha, Europa reduz picos em 80%. Tecnologia existe, custos caem, eventos climáticos aumentam. Resta decidir: quantos apagões ainda aceitaremos antes de investir em resiliência energética municipal?
