Por Marcelo Figueiredo, CEO da Iquira Energy Innovation
O custo de expandir a rede convencional, isoladamente, deixou de ser suficiente como critério único para planejar o futuro da distribuição. Dominar as metodologias de Non-Wires Alternatives é uma condição cada vez mais relevante para qualquer agente que queira tomar decisões de planejamento defensáveis técnica e economicamente.
Existe um ponto técnico-econômico em que qualquer expansão da rede de distribuição — uma nova subestação, o recondutoramento de um alimentador, a instalação de um transformador de reserva — deixa de ser a alternativa de menor custo. Esse ponto tem coordenadas geográficas, tem horário de pico, tem curva de carga e tem um número: o custo nivelado da alternativa não convencional. O problema é que esse número, na maior parte dos processos de planejamento brasileiros, ainda não está sendo calculado.
As Non-Wires Alternatives (NWAs) são estratégias de planejamento que substituem ou postergam reforços físicos de rede por recursos energéticos distribuídos — geração solar, demand response, veículos elétricos e sistemas de armazenamento por baterias. Quando a restrição ocorre em janelas limitadas de tempo e em pontos localizados, injetar ou retirar capacidade naquele ponto específico pode ser economicamente mais eficiente do que expandir a infraestrutura física.
NWAs não são sempre a melhor opção. Mas precisam ser avaliadas antes da decisão de investimento convencional — e a metodologia para essa avaliação ainda não está consolidada no planejamento da distribuição brasileira.
Uma distinção necessária: estratégia, infraestrutura e mercado
Um problema frequente nas discussões sobre NWAs é a mistura de conceitos que operam em camadas distintas. Vale separar quatro categorias. A NWA é uma estratégia de planejamento — a decisão de substituir ou postergar investimento em rede por meio de recursos distribuídos. O sistema de gerenciamento de recursos distribuídos (DERMS) é a infraestrutura operacional que viabiliza o monitoramento e o despacho desses recursos em tempo real. O mercado de flexibilidade é o mecanismo contratual pelo qual o operador de rede adquire os serviços necessários. E os recursos físicos — baterias, demand response e geração solar distribuída — são os ativos que efetivamente entregam a flexibilidade contratada.
A NWA é a estratégia; os demais são instrumentos de viabilização. Confundi-los gera decisões equivocadas: aprovar uma plataforma de controle sem o mecanismo de mercado correspondente, ou estruturar um leilão de flexibilidade sem que o ativo esteja no ponto de restrição correto.
A variável mais negligenciada: criticidade anual do ativo
O erro metodológico mais comum em análises de NWA é tratar o gargalo como um problema estático. Um alimentador com sobrecarga não está sobrecarregado o tempo todo — está sobrecarregado em determinadas janelas, sob determinadas condições de demanda e geração. Ignorar essa dimensão temporal leva ao superdimensionamento da solução convencional e à rejeição prematura da alternativa distribuída.
A metodologia correta começa com o mapeamento de estresse temporal: sobreposição de séries históricas de carga — em resolução de 15 minutos — com projeções de crescimento de demanda e com a curva de injeção esperada dos recursos já conectados. O resultado precisa responder a cinco perguntas: onde ocorre a restrição; em quais horários; em quais meses; com qual magnitude acumulada anual; e qual reforço seria necessário na ausência de alternativas.
PONTO CENTRAL:
A criticidade anual do ativo é possivelmente a variável mais negligenciada no planejamento de distribuição brasileiro. Um gargalo que ocorre entre 180 e 400 horas por ano é candidato natural a NWA. Um gargalo crônico, com mais de 2.000 horas anuais, tende a justificar reforço convencional. A fronteira entre esses dois cenários é onde a análise custo-benefício precisa ser mais rigorosa — e onde erros de classificação resultam em CAPEX evitável ou em alternativas subdimensionadas.
Para ilustrar a ordem de grandeza: um alimentador cuja sobrecarga ocorre 240 horas por ano e demandaria R$ 38 milhões em reforço convencional pode, em determinados cenários, ser atendido por um portfólio de 6 MW / 18 MWh de baterias combinado com 2 MW de demand response industrial contratado localmente. A viabilidade depende do custo nivelado resultante — mas a comparação só é possível quando o gargalo é mapeado com precisão temporal adequada.
Vale registrar que a substituição de reforços convencionais por NWAs exige critérios rigorosos de confiabilidade, disponibilidade e segurança operativa. A capacidade de garantir entrega nos momentos críticos — e de manter redundância adequada — é condição necessária para que qualquer alternativa distribuída seja tratada com seriedade pelo planejamento.
Contexto regulatório nacional: o que avançou e o que ainda falta
A Resolução Normativa ANEEL 1.000/2021 e o marco legal da geração distribuída (Lei 14.300/2022) reconhecem a relevância dos recursos distribuídos para o sistema, sem ainda estabelecer mecanismos formais que orientem distribuidoras a avaliar NWAs antes do investimento convencional. Três frentes merecem atenção nos próximos ciclos tarifários:
- Revisão Tarifária Periódica (Ciclos 4 e 5): a metodologia do Plano de Desenvolvimento da Distribuição não prevê teste formal de custo-benefício comparativo. A incorporação desse teste — nos moldes do flexibility-first approach adotado pela Ofgem no Reino Unido, que exige avaliação explícita de alternativas antes de qualquer aprovação de investimento físico — seria a mudança de maior impacto no curto prazo.
- Programa de Resposta à Demanda e Flexibilidade (PRD/ANEEL): as consultas públicas desde 2023 abrem espaço para que recursos distribuídos coordenados sejam contratados por distribuidoras para alívio de rede — o mecanismo de mercado que ainda falta para viabilizar NWAs em escala no Brasil.
- Portaria MME sobre Armazenamento (2024): define diretrizes para baterias no sistema elétrico, com foco ainda concentrado em transmissão e geração centralizada. A extensão para aplicações de distribuição — suporte de tensão, redução de pico, alívio de congestionamento local — é a lacuna técnica mais imediata.
“O custo de expandir a rede é visível, contabilizado e politicamente seguro. O custo de não avaliar alternativas distribuídas é menos visível — mas igualmente real quando se materializa em CAPEX que poderia ter sido evitado ou postergado.”
Referências internacionais: três casos estruturais
Distribuidoras europeias e norte-americanas desenvolveram processos formais de avaliação e contratação de NWAs ao longo da última década. Os três casos abaixo representam políticas estruturais consolidadas — não projetos piloto:
| Agente / Região | Mecanismo | Resultado reportado |
| ConEdison — Nova York (EUA) | Brooklyn Queens Demand Management: licitação competitiva de recursos distribuídos para postergar US$ 1,2 bi em expansões de subestação, no âmbito do REV (Reforming the Energy Vision) da NY PSC | Economia estimada de ~US$ 200M; abordagem incorporada como política estrutural pelo regulador estadual |
| UK Power Networks / National Grid (Reino Unido) | Leilões anuais de flexibilidade por zona de rede, alinhados ao RIIO-ED2 e ao flexibility-first approach da Ofgem — que exige avaliação explícita de alternativas antes de qualquer aprovação de investimento físico | Mais de 500 MW contratados via mercado; custo de reforço evitado documentado em relatórios da Ofgem em projetos selecionados |
| Enedis (França) | Licitações zonais de flexibilidade com preço de referência calculado pelo custo evitado do reforço convencional — mecanismo integrado ao ciclo regular de planejamento da distribuidora | Programa em escala nacional desde 2021; mais de 800 zonas com avaliação ativa incorporada ao planejamento |
O padrão consistente nessas experiências é a transição de um modelo em que o reforço convencional é o default para um modelo em que alternativas de flexibilidade precisam ser explicitamente avaliadas e descartadas antes de qualquer aprovação de investimento físico. A referência mais precisa para o debate regulatório brasileiro não é a FERC Order 2222 — que trata da participação de recursos distribuídos em mercados atacadistas de energia, um mecanismo distinto — mas o REV da New York PSC, o RIIO-ED2 britânico e o flexibility-first approach da Ofgem.
Quatro metodologias que sustentam uma análise defensável
Quatro abordagens, combinadas, permitem produzir resultados que resistem ao escrutínio regulatório e à avaliação de financiadores.
- Fluxo de potência probabilístico: A abordagem estocástica executa simulações de Monte Carlo com distribuições de probabilidade para demanda, geração solar e falhas de equipamentos. O resultado é uma curva de probabilidade de sobrecarga — mais robusta do que o pior caso pontual dos estudos determinísticos clássicos — e que fundamenta a decisão com base em risco mensurável.
- Otimização de localização e dimensionamento: O fluxo de potência ótimo com variáveis de decisão para localização e dimensionamento de recursos distribuídos determina simultaneamente onde instalar, quanto instalar e qual o perfil de operação necessário para eliminar o gargalo na janela crítica. Ferramentas de código aberto como pandapower e PyPSA já viabilizam essa análise combinada com dados operacionais das distribuidoras.
- Custo nivelado de capacidade (LCOC): A métrica adequada para comparar NWAs com expansões convencionais não é o investimento inicial isolado, mas o custo por MW-ano de capacidade entregue no ponto de restrição. O LCOC integra investimento, operação, degradação de baterias, valor residual e disponibilidade efetiva — e permite uma comparação estruturalmente honesta entre, por exemplo, o reforço de um transformador e um portfólio de baterias com demand response industrial.
- Modelagem de co-benefícios: NWAs frequentemente geram valor além da função primária. Uma bateria dimensionada para evitar sobrecarga noturna pode prestar serviços de regulação de frequência nas mesmas horas. Um programa de demand response para o pico de verão pode reduzir perdas técnicas em alimentadores específicos. Contabilizar esses co-benefícios é parte integrante de uma análise rigorosa — ignorá-los tende a subestimar o valor da alternativa distribuída.
Por onde começar
Para distribuidoras e agentes de planejamento, a recomendação é simples: começar com escopo restrito e análise rigorosa. Identificar os alimentadores com maior frequência de sobrecarga nos últimos três anos, priorizando aqueles com criticidade anual inferior a 500 horas. Mapear o estresse temporal com resolução adequada. Calcular o custo nivelado da NWA candidata e do reforço convencional equivalente, incluindo co-benefícios mensuráveis. Submeter a comparação a revisão técnica antes de qualquer decisão de investimento.
A discussão sobre NWAs já deixou de ser tecnológica. Ela passou a ser, principalmente, uma questão de metodologia de planejamento. O setor elétrico brasileiro reúne as condições para incorporar essa avaliação ao ciclo regular das distribuidoras — o que ainda falta é a consolidação das metodologias, a estruturação dos mecanismos contratuais de flexibilidade e a construção de uma base de dados histórica adequada.
UMA PERGUNTA PARA ENCERRAR:
Quantos reforços de rede aprovados nos últimos três anos passaram por uma avaliação formal de NWA antes da decisão? Se a resposta for zero, a barreira provavelmente não é tecnológica — é metodológica, institucional e regulatória. As referências internacionais demonstraram que essa avaliação é viável e que seus resultados são defensáveis. O PDI ANEEL oferece o ambiente adequado para desenvolver e validar essa capacidade em contexto real, com entregáveis que podem informar o próprio processo regulatório.
