1 - Introdução ao Sistema Elétrico - 2 1

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Apostila de Instalações 
Elétricas de Distribuição 
Ver2.1 
 
 
Introdução ao Sistema Elétrico 
 
 
 
 
Professor: Jorge Alexandre Alencar Fotius 
 
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1 – Introdução ao Sistema Elétrico 
O sistema elétrico ou sistemas elétricos de potência (SEP) é uma rede (conjunto de 
circuitos elétricos) interconectada para entregar energia elétrica gerada pelos produtores aos 
consumidores. O SEP é formado pelo conjunto de centrais elétricas, subestações, linhas de 
transmissão e redes de distribuição, que estão interligados eletricamente. Os sistemas elétricos 
variam em tamanho desde um sistema elétrico de uma edificação à sistemas elétricos nacionais, 
esse que cobrem e atendem um país. Na Figura 1 são apresentados os blocos que compõem um 
sistema elétrico nacional. 
• Geração – bloco que tem a função de converter alguma forma de energia em energia 
elétrica (hidroelétricas, termoelétrica, usinas eólicas e outros). 
• Transmissão – bloco responsável pelo transporte da energia elétrica dos centros de 
produção para os centros de consumo (linhas de transmissão). 
• Distribuição – bloco que distribui a energia elétrica recebida dos outros blocos para os 
consumidores (linhas de distribuição). 
 
Figura 1 – Esquema de um sistema elétrico. Fonte: Modificado macrovector / Freepik 
Bloco da geração de energia elétrica 
A energia elétrica é produzida nas centrais geradoras ou usinas elétricas, tais como: 
usinas hidrelétricas, usinas termoelétricas, parques eólicos, centrais nucleares e outros. Nessas 
centrais geradoras são convertidas as fontes de energia primárias em energia elétrica e as mais 
comuns são: as térmicas e as hidroelétricas. Na primeira são utilizados sistemas de geração de 
vapor através da queima de combustíveis (carvão mineral, gás natural, biomassa e derivados do 
petróleo) ou da fissão nuclear. O vapor é utilizado em turbinas com um gerador elétrico 
acoplado. Há outra forma bastante utilizada nas termoelétricas que é a queima de combustíveis 
fósseis em grupo de moto de ciclo diesel acoplado com alternadores. As usinas hidroelétricas 
usam o movimento da água, devido a conversão da energia potencial gravitacional em energia 
Geração 
Transmissão 
Distribuição 
Consumo 
Imagens por 
macrovector 
/ Freepik 
Subestação 
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cinética, e que flui através das turbinas para converter a energia cinética em energia elétrica. 
Apesar desses métodos de conversão em energia elétrica serem os mais comuns, existem outras 
formas de geração de eletricidade. 
Bloco da transmissão de energia elétrica 
Para a energia elétrica ser transportada pelos fios da cidade, é necessário aumentar a 
tensão e depois reduzir para o uso conforme apresentado na Figura 2. O principal motivo é a 
distância geográfica das principais usinas geradoras dos centros consumidores de carga. 
Portanto o sistema de transmissão faz a conexão entre as usinas, distribuidores e alguns 
consumidores para que a energia elétrica produzida possa ser utilizada. Essa parte de um 
sistema elétrico é responsável pelo transporte, com condutores e equipamentos elétricos, em 
distâncias variadas com diferentes níveis de tensão. Esse último ocorre nas subestações 
elevadoras e abaixadoras através de transformadores. Portanto a subestação elétrica (SE) é 
parte fundamental e agrupa os equipamentos, condutores e acessórios destinados à proteção, 
medição, manobra e transformação de grandezas elétricas. 
• Subestação elevadora - Numa subestação elevadora, os transformadores elevam o nível 
de tensão para efetuar o transporte. 
• Subestação redutora - Numa subestação redutora, os transformadores baixam o nível 
de tensão para efetuar a distribuição. 
 
Figura 2 – Diagrama do funcionamento básico do sistema elétrico. Fonte: Próprio autor 
O sistema de transmissão pode ser dividido conforme o campo de aplicação em: 
transmissão e subtransmissão. A rede de transmissão ou rede básica é composta pelas 
instalações de transmissão que tenham as linhas de transmissão, barramentos, transformadores 
de potência e equipamentos de subestação em tensão igual ou superior a 230 kV ou 
transformadores de potência com tensão primária igual ou superior a 230 kV e tensões 
secundária e terciária inferiores a 230 kV. Já a rede de subtransmissão é o conjunto de circuitos 
(linhas elétricas e subestações) que conectam as barras de rede básica ou de geradores às 
subestações de distribuição, em tensões típicas iguais ou superiores a 69kV e inferiores a 230kV. 
Apenas os consumidores muito grandes são alimentados diretamente a partir do sistema de 
transmissão. 
Bloco da distribuição de energia elétrica 
A maioria dos consumidores de energia elétrica está conectada à rede de distribuição. 
A rede de distribuição é composta pelo conjunto de linhas de distribuição e de equipamentos 
associados, com tensão típica inferiores a 69kV, que transportam a energia à maior parte dos 
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consumidores. As tensões de distribuição primária variam de 11 a 34,5 kV. Os consumidores da 
rede de distribuição secundária estão ligados à um transformador, o que reduz para a baixa 
tensão. Tipicamente, uma subestação de distribuição tem como características: 
• Transformadores para reduzir a tensão de transmissão para a tensão de distribuição; 
• Barramento para direcionar a energia para várias cargas; 
• Comumente haverá disjuntores e chaves, para desconectar a subestação da rede de 
transmissão ou desconectar linhas que alimentam as redes de distribuição. 
O serviço público brasileiro de distribuição de energia elétrica é realizado por 
concessionárias, permissionárias e autorizadas. Esses agentes são autorizados pelo governo 
federal. Segundo dados do responsável do setor elétrico, desde 2018 temos 109 agentes 
distribuídos em: 53 concessionárias, 43 permissionárias e 13 Autorizadas. Esses agentes, que 
atuam no mercado de distribuição, são empresas públicas, privadas ou de economia mista 
Tensões nominais no sistema de potência brasileiro 
A Comissão Eletrotécnica Internacional (IEC) e os demais órgãos associados (IEEE, ABNT 
etc.) definem circuitos de alta tensão (AT) como aqueles com mais de 1000 V em corrente 
alternada (CA) ou superior a 1500 V em corrente contínua (CC). Já os de circuitos de baixa tensão 
(BT) são os que possuem tensão entre 50 a 1000 V em CA ou 120 a 1500 V em CC. No entanto, 
também foi definido a média tensão (MT) como aqueles circuitos que trabalham na faixa de 1 
kV a 35 kV em CA. 
A tensão da rede de distribuição de energia é reduzida para valores padronizados. Os 
valores eficazes das tensões na frequência padrão de 60 Hz, utilizados no Brasil são fixados por 
decreto e são apresentadas a seguir, na Tabela 1. A tensão primária de distribuição é a tensão 
disponibilizada no sistema elétrico da distribuidora, com valores padronizados iguais ou 
superiores a 2,3 kV, enquanto a tensão secundária de distribuição é disponibilizada com valores 
padronizados inferiores a 2,3 kV. 
 
Tabela 1 - Níveis de tensão nominal em corrente alternada. Fonte: (BRASIL, 1973) 
Tensão Padronizada (kV) Aplicação 
Parte do Sistema de 
Potência 
0,380/0,220 e 0,220/0,127 
em redes trifásicas; 
0,440/0,220 e 0,254/0,127 
em redes monofásicas; 
Distribuição Secundária (BT) 
Distribuição 
34,5 - 13,8 Distribuição Primária (MT) 
34,5 - 13,8 Subtransmissão MT 
Transmissão 138 - 69 Subtransmissão AT 
750 – 500 – 230 Transmissão 
 
Sistema Interligado Nacional - SIN 
O Sistema Interligado Nacional (SIN), apresentado na Figura 3 é composto por sistemas 
de produção e transmissão de energia elétrica do Brasil. Essa integração da geração e da 
transmissão permite uma operação com confiabilidade e economicidade do mercado de energia 
elétrica nacional. O sistema apresenta uma geração hidro-termo-eólico de grande porte,sendo 
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as usinas hidrelétricas com múltiplos proprietários a maior parte. O Sistema Interligado Nacional 
é formado por quatro subsistemas: Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e a maior parte da 
região Norte. Pelo tamanho e características, o permitem considerá-lo único em âmbito 
mundial. Existe a interconexão dos subsistemas elétricos através de uma malha de transmissão, 
que permite a transferência de energia entre subsistemas e adiciona benefícios da sinergia 
devido às características típicas de cada sistema. 
Como a maior parte da geração de energia elétrica do SIN é composto por usinas 
hidrelétricas, um exemplo da sinergia é aproveitar a diversidade entre os regimes das bacias 
hídricas para minimizar os riscos para esse tipo de geração. Porém nos últimos anos, a instalação 
de usinas eólicas e solares proporcionou um forte crescimento e aumentou a participação 
dessas fontes de geração na matriz brasileira. Já as usinas térmicas, que na maioria estão 
localizadas próximas aos principais centros de carga, permitem o aumento na confiabilidade do 
sistema. Essa função estratégica é devido aos riscos associados às condições hidrológicas, pois 
permitem o gerenciamento dos volumes de água armazenada nos reservatórios das usinas 
hidrelétricas visando assegurar o atendimento futuro. 
Segundo dados da ONS (OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO, 2019), menos de 
1% da carga do país encontra-se fora do SIN, em sistemas isolados. Atualmente, existem 235 
Sistemas Isolados, localizados principalmente em alguns estados da região norte, n estado do 
Mato Grosso e da ilha de Fernando de Noronha. Esses sistemas são atendidos O atendimento 
principalmente por usinas térmicas que usam como combustível o óleo Diesel. Uma 
característica importante nesse sistema isolado é o elevado número de unidades geradoras de 
pequeno porte e pela grande dificuldade na logística de combustível. A geração deve ter 
capacidade disponível para atender a carga total em qualquer instante, portanto é necessária 
uma reserva de potência para absorver possíveis falhas ou flutuações de carga. 
 
 
Figura 3 – Mapa do sistema Interligado nacional operacional em 2020. Fonte: SINDAT / ONS, 2020 
 
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No Brasil, a fonte hidráulica é a que mais contribui para produção de energia elétrica, 
dentre as fontes primárias e secundárias de energia elétrica. Geralmente as grandes usinas 
hidrelétricas estão em regiões quase sempre distantes dos centros consumidores. Segundo 
dados do Balanço Energético Nacional de 2019 (EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA (BRASIL), 
2019), A energia hidráulica ou hídrica corresponde a 64% da capacidade instalada. Em 2012, 
essa fonte correspondia a mais de 75%. A crise hídrica nesse período resultou na adição de 
potência instala de outras fontes como a biomassa e eólica. A energia solar começa a aparecer 
com uma participação significativa principalmente devido aos incentivos pela geração 
distribuída e usinas fotovoltaicas nos últimos anos. Os dados relativos ao ano 2018 são 
apresentados no gráfico da Figura 4. 
 
Figura 4 – Participação das Fontes de geração na capacidade instalada em 2018. Fonte: Balanço Energético 
Nacional 2019: Ano base 2018 / EPE 
Estrutura Organizacional do Setor Elétrico Brasileiro 
O atual modelo do setor elétrico brasileiro foi implantado em 2004 criou instituições e 
alterou funções de outras já existentes. O órgão regulador e fiscalizador do setor elétrico é a 
Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). No modelo foram criados o Comitê de 
Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), que é responsável por avaliar permanentemente a 
segurança do suprimento de energia elétrica no Brasil; e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), 
responsável pelo planejamento de longo prazo e estudos energéticos, o que inclui o setor 
elétrico. Todas essas entidades estão ligadas ao Ministério de Minas e Energia (MME), que é 
responsável por implementar as políticas energéticas definidas no Conselho Nacional de Política 
Energética (CNPE), esse ligado à Presidência da República e formado por diversos ministérios. Já 
o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) é responsável pela operação das instalações de 
geração e transmissão no sistema interligado brasileiro. Para organizar o mercado de energia 
elétrica, foi criada a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). A estrutura do setor 
elétrico brasileiro é mostrada na Figura 5. 
64,0%
15,8%
9,1%
8,8%
1,2% 1,1%
Participação na Potência Instalada
Hídrica Fóssil Biomassa Eólica Nuclear Solar
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Figura 5 – Organização do sistema elétrico brasileiro. Fonte: CCEE 
Conselho Nacional de Política Energética (CNPE): É o órgão multiministerial que assessora 
a Presidência da República na formulação de políticas nacionais e diretrizes de energia. 
Alguns objetivos são: políticas que visem o aproveitamento natural dos recursos energéticos 
do país, revisão periódica da matriz energética e estabelecer diretrizes para programas 
específicos. 
Ministério de Minas e Energia (MME): É o responsável pela formulação, planejamento e 
implementação de ações do Governo Federal na esfera da política energética nacional. 
Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE): Foi criado em 2004 e é coordenado 
diretamente pelo MME. Sua função principal é monitorar e avaliar permanentemente as 
condições de segurança e continuidade do suprimento de energia no país. 
Empresa de Pesquisa Energética (EPE): É empresa pública federal e tem por finalidade 
prestar serviços ao Ministério de Minas e Energia (MME) na área de estudos e pesquisas 
destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, cobrindo energia elétrica, 
petróleo e gás natural e seus derivados, biocombustíveis, carvão mineral, fontes energéticas 
renováveis e eficiência energética, dentre outras. 
Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL): Autarquia sobre regime especial, vinculada 
ao MME, com as seguintes finalidades: 
• Regular a produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica; 
• Fiscalizar, diretamente ou mediante convênios com órgãos estaduais, as 
concessões, as permissões e os serviços de energia elétrica; 
• Implementar as políticas e diretrizes do governo federal relativas à exploração da 
energia elétrica e ao aproveitamento dos potenciais hidráulicos; 
• Estabelecer tarifas; 
• Mediar, na esfera administrativa, os conflitos entre os agentes e entre esses agentes 
e os consumidores; 
• Por delegação do governo federal, promover as atividades relativas às outorgas de 
concessão, permissão e autorização de empreendimentos e serviços de energia 
elétrica. 
CNPE
MME
ANEEL
Agentes 
Geradores
Agentes de 
Transmissão
Agentes de 
Distribuição
Consumidores 
Livres
Agentes 
Importadores
Agentes 
Exportadores
Comercialização 
de energia
ONS CCE
CMSE EPE
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Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE): Constituída em 2004 como 
associação civil sem fins lucrativos, sob regulação e fiscalização da ANEEL, com finalidade de 
viabilizar a comercialização de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional (SIN). 
Administra os contratos de compra e venda de energia elétrica, sua contabilização e 
liquidação. 
Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS): É o órgão responsável pela coordenação e 
controle da operação de geração e transmissão, no âmbito do SIN, sob regulação e 
fiscalização da ANEEL. 
Agentes do setor de energia elétrica: 
• Agentes Geradores: São entidades autorizadas ou concessionárias de geração de 
energia elétrica, que operam plantas de geração e prestam serviços auxiliares. 
• Agentes de Transmissão: São possuidores de concessão para transmissão de 
energia elétrica. 
• Agentes de Distribuição: São os operadoresdo sistema de distribuição na sua 
respectiva área de concessão. Participam do Sistema Interligado como usuários da 
rede básica. Contratam serviços de transmissão de energia e serviços 
suplementares da ONS. 
• Consumidores Livres: São consumidores que têm a opção de escolher seu 
fornecedor de energia elétrica, conforme definido em resolução da ANEEL. 
• Agentes Importadores ou Exportadores: São agentes titulares de autorização para 
implantação de sistemas de transmissão associados à importação ou exportação de 
energia elétrica. 
Mercado de energia elétrica 
A comercialização de energia elétrica passou a contar com dois ambientes de 
negociação: o Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e o Ambiente de Contratação Livre 
(ACL). Também existe o mercado de curto prazo ou mercado de diferenças, que permite ajustar 
as diferenças entre os volumes contratados e os volumes medidos de energia. 
O ambiente ACR é composto por agentes da geração e distribuição de energia elétrica, 
e faz uso no modelo de leilões de energia. O objetivo é alcançar o princípio da modicidade 
tarifária, que é buscar os valores das tarifas acessíveis aos usuários. As tarifas devem ser de 
modo a não onerar excessivamente, pois se trata de um serviço público que deve a uma 
necessidade básica da Sociedade. Os agentes do setor de distribuição compram a energia 
elétrica no ambiente regulado, pois o critério usado é o de menor tarifa, o que visa a redução 
do custo de aquisição da energia elétrica a ser repassada aos consumidores cativos das 
distribuidoras. Os consumidores cativos são aqueles que compram a energia das concessionárias 
de distribuição às quais estão ligados. As unidades consumidoras pagam apenas uma fatura de 
energia mensal com as tarifas reguladas pelo Governo através da ANEEL, que já incluem os 
serviços de distribuição e de geração da energia. 
O ambiente ACL é formado pelos: geradores, distribuidores, comercializadores, 
importadores e exportadores e dos consumidores livres e especiais. Nesse segmento do 
mercado de energia elétrica, são realizadas as operações de compra e venda de energia elétrica 
através de contratos livremente negociados entre as partes, conforme as regras e os 
procedimentos de comercialização específicos. Os consumidores livres são empresas com alto 
consumo que tem o direito de comprar energia diretamente do fornecedor, que resulta firmar 
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contratos financeiramente mais atraentes. Esses fornecedores podem ser um gerador ou 
comercializador, sendo esse último formado por empresas, que não necessariamente possuem 
usinas para gerar energia elétrica. Elas compram a energia de diferentes geradores, criando um 
portfólio diversificado e ofertam aos consumidores ou a outros agentes compradores. Cada 
unidade consumidora livre paga uma fatura referente ao serviço de distribuição para a 
concessionária local (tarifa regulada) e uma ou mais faturas referentes à compra da energia dos 
fornecedores com preços negociados em contratos. Existem dois tipos de consumidores no 
mercado livre: Consumidor Livre e Consumidor Especial. 
• Consumidor Especial pode ser a unidade ou conjunto de unidades consumidoras 
localizadas na área adjacente ou de mesmo CNPJ, cuja carga seja maior ou igual a 500 
kW (soma das demandas contratadas) e tensão mínima de 2,3 kV. O Consumidor 
Especial pode contratar apenas Energia Incentivada. 
• Para ter a opção de ser Consumidor Livre, cada unidade consumidora deve apresentar 
demanda contratada a partir de 3.000 kW, e desde julho de 1995, a tensão mínima de 
ligação é de 2,3 kV, anteriormente era de 69kV. O Consumidor Livre Convencional pode 
contratar Energia Convencional ou Incentivada. 
Todos os contratos de compra e venda de energia devem ser registrados na CCEE, e ela 
realiza a medição dos valores de energia produzidos e consumidos por cada agente. Já no 
Mercado de Curto Prazo é realizada a contabilização dos contratos e liquidação financeira das 
diferenças, positivas ou negativas, nos valores gerados, contratados e consumidos, por isso 
também conhecido como Mercado de Diferenças. As diferenças são liquidas pelo Preço de 
Liquidação das Diferenças (PLD). O PLD é determinado semanalmente para cada patamar de 
carga com base no Custo Marginal de Operação, limitado por um preço máximo e mínimo 
vigentes para cada período de apuração e para cada subsistema do SIN. Os intervalos de duração 
de cada patamar são determinados para cada mês de apuração pelo ONS e informados à CCEE. 
Na Figura 6 Erro! Fonte de referência não encontrada.é apresentada a relação entre os 
diversos agentes do sistema elétricos e suas relações tarifárias entre os blocos de: geração, 
transmissão e distribuição. A remuneração para uso do sistema de transmissão é feita por meio 
da aplicação das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST). Esse encargo legal do setor 
elétrico brasileiro incide sobre os agentes conectados aos sistemas elétricos das concessionárias 
de transmissão (Exemplo da CHESF). O pagamento pelo uso do sistema de distribuição é feito 
pela aplicação das Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD). Nesse caso é aplicado sobre 
os agentes conectados aos sistemas elétricos das distribuidoras de energia elétrica. No caso dos 
consumidores cativos, essa parcela é incluída dentro da tarifa de energia elétrica. Muitas fontes 
de energias foram incentivadas através de descontos nessas tarifas e ambas são determinadas 
pela ANEEL em R$/MWh ou em R$/kW e possuem subdivisões. A seguir é mostrada algumas das 
subdivisões da TUSD: 
• TUSD - Fio A: serviço de transmissão de energia elétrica 
• TUSD - Fio B: serviço de distribuição de energia elétrica 
• TUSD - Encargos do Serviço de Distribuição: encargos do próprio sistema de 
distribuição. 
• TUSD - Perdas Técnicas e TUSD - Perdas Não Técnica: perdas elétricas técnicas e 
não técnicas, 
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Figura 6 – Relação entre agentes e consumidores. Fonte: Próprio autor. 
Tarifação de energia elétrica 
O sistema tarifário de energia elétrica vigorante no Brasil é um conjunto de normas e 
regulamentos que tem por finalidade estabelecer o preço da eletricidade para os diversos tipos 
de consumidores. A tarifa de energia elétrica procura prover um retorno financeiro satisfatório 
para os agentes, pois eles realizam investimentos e operam o sistema, como atender ao 
interesse público e o direito de acesso ao serviço público, portanto o aspecto econômico para 
os consumidores. As tarifas podem ser, basicamente, de dois tipos: 
• Monômias: Apenas uma grandeza é tarifada, no caso, o consumo efetivo de energia 
elétrica ativa. 
• Binômias: Duas grandezas são tarifadas. O consumo efetivo de energia elétrica ativa e a 
demanda contratada. Esse último visa remunerar a capacidade colocada à disposição 
dos consumidores e ainda é incorporado preços diferenciados de energia. 
A tarifa para energia comprada é composta pela tarifa de energia elétrica (TE) e tarifa 
de uso do sistema de distribuição (TUSD). 
Posto Tarifário 
Os postos tarifários são definidos pela distribuidora durante o seu processo de revisão 
tarifária periódica, que acontece a cada 4 ou 5 anos. 
• Período úmido (u): É o período de 5 (cinco) ciclos de faturamento consecutivos, 
referente aos meses de dezembro de um ano a abril do ano seguinte. Nesse período, 
devido à estação de chuvas, os reservatórios de nossas usinas hidrelétricas estão mais 
altos. Como o potencial hidráulico das usinas cresce, existe um incentivo (tarifas mais 
baixas) para que o consumo de energia seja maior neste período. 
Imagens por macrovector / Freepik 
TUST 
TUST 
TUST 
TUSD 
Transmissão 
Geração 
Consumidor Livre 
Consumidor Livre 
Distribuição 
Tarifa Consumidor Cativo 
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• Período seco (s): É o período de 7 (sete) ciclosde faturamento consecutivos, referente 
aos meses de maio a novembro. Nesse período, devido à falta de chuvas, os 
reservatórios de nossas usinas hidrelétricas estão mais baixos. Como o potencial 
hidráulico das usinas diminui, existe um acréscimo nas tarifas para que o consumo de 
energia seja menor neste período. 
• Horário (posto) de ponta corresponde ao intervalo de três horas consecutivas, 
definido por cada concessionária local, compreendido entre 17 e 22 horas, com 
exceção feita aos sábados, domingos e feriados nacionais. 
• Horário (posto) intermediário: É o período de horas combinadas ao horário de ponta, 
aplicado exclusivamente às unidades consumidoras que optem pela Tarifa Branca. 
Pode variar de 1h à 1h30 antes e depois do horário de ponta. 
• Horário (posto) fora de ponta: É o período diário composto pelas horas consecutivas e 
complementares ao horário de ponta e intermediário. corresponde às horas 
complementares às três horas do horário de ponta, acrescido do total das horas dos 
sábados e domingos. 
• Horário especial: é um período de 8h30min do dia que abrange toda a madrugada. A 
carga destinada à irrigação ou aquicultura recebe um desconto na tarifa de acordo 
com a região em que se localiza e aplicado às unidades consumidoras da subclasse 
rural irrigante ou aquicultura. Porém esse desconto deve ser zerado a partir de 2023, 
conforme resolução normativa nº 800 de 19 de dezembro de 2017 da ANEEL. 
Classificação dos consumidores 
Grupo “A”: É composto de unidades consumidoras com fornecimento em tensão igual ou 
superior a 2,3 kV, ou, ainda, atendidas em tensão inferior a 2,3 kV por sistema subterrâneo 
de distribuição e faturadas neste grupo. É caracterizado pela estruturação tarifária binômia 
de fornecimento. Esse grupo se divide nos seguintes subgrupos: 
• Subgrupo A1 - tensão de fornecimento igual ou superior a 230 kV; 
• Subgrupo A2 - tensão de fornecimento de 88 kV a 138 kV; 
• Subgrupo A3 - tensão de fornecimento de 69 kV; 
• Subgrupo A3a - tensão de fornecimento de 30 kV a 44 kV; 
• Subgrupo A4 - tensão de fornecimento de 2,3 kV a 25 kV; e 
• Subgrupo AS - tensão de fornecimento inferior a 2,3 kV, a partir de sistema 
subterrâneo de distribuição. 
Grupo “B”: É composto de unidades consumidoras com fornecimento em tensão inferior a 
2,3kV, ou, ainda, atendidas em tensão superior a 2,3 kV e faturadas neste grupo, 
caracterizada pela estruturação tarifária monômia de fornecimento. Esse grupo se divide 
nos seguintes subgrupos: 
• Subgrupo B1 - residencial; 
• Subgrupo B2 - rural; 
• Subgrupo B3 - demais classes; 
• Subgrupo B4 - Iluminação Pública. 
Modalidade tarifária: conjunto de tarifas aplicáveis às componentes de consumo de energia 
elétrica e demanda de potência ativas, considerando as seguintes modalidades: 
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• Modalidade tarifária convencional monômia: aplicada às unidades consumidoras 
do grupo B, caracterizada por tarifas de consumo de energia elétrica, 
independentemente das horas de utilização do dia; 
• Modalidade tarifária horária branca: aplicada às unidades consumidoras do grupo 
B, exceto para o subgrupo B4 e para as subclasses Baixa Renda do subgrupo B1, 
caracterizada por tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica, de acordo 
com as horas de utilização do dia; 
• Modalidade tarifária convencional binômia: aplicada às unidades consumidoras do 
grupo A, caracterizada por tarifas de consumo de energia elétrica e demanda de 
potência, independentemente das horas de utilização do dia; 
• Modalidade tarifária horária verde: aplicada às unidades consumidoras do grupo 
A, caracterizada por tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica, de 
acordo com as horas de utilização do dia, assim como de uma única tarifa de 
demanda de potência; 
• Modalidade tarifária horária azul: aplicada às unidades consumidoras do grupo A, 
caracterizada por tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica e de 
demanda de potência, de acordo com as horas de utilização do dia; 
Bandeira tarifária: Em 2015 foi adicionada nas contas de energia as Bandeiras Tarifárias, que 
apresenta as seguintes modalidades: verde, amarela e vermelha. As bandeiras indicam se 
haverá ou não acréscimo no valor da energia em função das condições de geração de 
eletricidade a ser repassada a todos os consumidores cativos das distribuidoras, com exceção 
daqueles localizados em sistemas isolados. Cada modalidade apresenta as seguintes 
características: 
• Bandeira verde: condições favoráveis de geração de energia. A tarifa não sofre 
nenhum acréscimo. 
• Bandeira amarela: condições de geração menos favoráveis. A tarifa sofre acréscimo 
de R$ 0,01343 para cada quilowatt-hora (kWh) consumidos; 
• Bandeira vermelha - Patamar 1: condições mais custosas de geração. A tarifa sofre 
acréscimo de R$ 0,04169 para cada quilowatt-hora kWh consumido. 
• Bandeira vermelha - Patamar 2: condições ainda mais custosas de geração. A tarifa 
sofre acréscimo de R$ 0,06243 para cada quilowatt-hora kWh consumido. 
Faturamento de Energia Elétrica 
Montante de uso do sistema de distribuição (MUSD): Potência ativa média calculada em 
intervalos de 15 (quinze) minutos, injetada ou requerida pelo sistema elétrico de 
distribuição pela geração ou carga, em kW. 
MUSD Contratado ou Demanda Contratada: Potência ativa contratada pelo acessante junto 
à distribuidora, para uso em suas instalações de utilização de energia elétrica. 
Demanda de potência elétrica ativa (kW): 
• uma tarifa para horário de ponta (R$/kW); e 
• uma tarifa para horário fora de ponta (R$/kW). 
Energia elétrica ativa: é aquela que pode ser convertida em outra forma de energia, 
expressa em quilo-Watts-hora (kWh) 
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Consumo de energia elétrica ativa (kWh ou MWh): 
• uma tarifa para horário de ponta (R$/MWh ou R$/kWh); 
• uma tarifa para horário fora de ponta (R$/MWh ou R$/kWh); 
Energia elétrica reativa: é aquela que circula continuamente entre os diversos campos 
elétricos e magnéticos de um sistema CA, sem produzir trabalho, expressa em quilo-Volt-
Ampère-reativo-hora (kVArh) 
Tensão de fornecimento 
• Tensão secundária de distribuição em rede aérea: quando a carga instalada na 
unidade consumidora for igual ou inferior a 75 kW. 
• Tensão secundária de distribuição em sistema subterrâneo: até o limite de carga 
instalada conforme padrão de atendimento da distribuidora. 
• Tensão primária de distribuição inferior a 69 kV: quando a carga instalada na 
unidade consumidora for superior a 75 kW e a demanda a ser contratada pelo 
interessado, para o fornecimento, for igual ou inferior a 2.500 kW. 
• Tensão primária de distribuição igual ou superior a 69 kV ou de Subtransmissão: 
quando a demanda a ser contratada pelo interessado, para o fornecimento, for 
superior a 2.500 kW. 
Legislação do setor elétrico 
Resolução Normativa Nº 414/2010: É a norma que estabelece as Condições Gerais de 
Fornecimento de Energia Elétrica. Ela regula, estabelecendo os seus direitos e deveres, os 
pontos a serem verificados pelos consumidores e distribuidoras de energia elétrica. 
Procedimentos de Distribuição – PRODIST: São documentos elaborados pela ANEEL e 
normatizam e padronizam as atividades técnicas relacionadas ao funcionamento e 
desempenho dos sistemas de distribuição de energia elétrica. São um conjunto de regras 
com objetivo de subsidiar os agentes e consumidores na identificação e classificação de suas 
necessidades para o acesso ao sistema elétrico de distribuição. Os Módulos PRODIST são: 
o Módulo 1 - Introdução 
o Módulo 2 - Planejamento da Expansão do Sistema de Distribuição 
o Módulo 3 - Acesso ao Sistema de Distribuição 
o Módulo 4 - Procedimentos Operativos do Sistema de Distribuição 
o Módulo 5 - Sistemas de Medição 
o Módulo 6 - Informações Requeridas e Obrigações 
o Módulo 7 - Cálculo de Perdas na Distribuiçãoo Módulo 8 - Qualidade da Energia Elétrica 
o Módulo 9 - Ressarcimento de Danos Elétricos 
o Módulo 10 - Sistema de Informação Geográfica Regulatório 
o Módulo 11 - Fatura de Energia Elétrica e Informações Suplementares 
Módulo 3 – Acesso ao Sistema de Distribuição 
O módulo 3do PRODIST estabelece as condições de acesso, compreendendo a conexão 
e o uso do sistema de distribuição. Também define os critérios, requisitos e informações técnicas 
e operacionais necessária a implementação da conexão de acessantes novos e existentes. Na 
Figura 7 é apresentado o fluxograma para o processo de consulta de acesso ao sistema de 
http://www.aneel.gov.br/modulo-1
http://www.aneel.gov.br/modulo-2
http://www.aneel.gov.br/modulo-3
http://www.aneel.gov.br/modulo-4
http://www.aneel.gov.br/modulo-5
http://www.aneel.gov.br/modulo-6
http://www.aneel.gov.br/modulo-7
http://www.aneel.gov.br/modulo-8
http://www.aneel.gov.br/modulo-9
http://www.aneel.gov.br/modulo-10
http://www.aneel.gov.br/modulo-10
14 
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distribuição conforme o módulo 3 do PRODIST. O processo se divide em duas etapas: a consulta 
de acesso e a informação de acesso. 
 
Figura 7 – Fluxograma para consulta de acesso. Fonte: (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2017) 
A consulta de acesso deve ser formulada pelo acessante à distribuidora com o objetivo 
de obter informações técnicas que subsidiem os estudos pertinentes ao acesso, sendo permitido 
ao acessante, a indicação de um ou mais pontos de conexão de interesse. 
A informação de acesso é a resposta formal e obrigatória da acessada à consulta de 
acesso, sem ônus para o acessante, com o objetivo de fornecer informações sobre o acesso 
pretendido. Deve ser apresentada pela acessada ao acessante, por escrito, no prazo máximo de 
60 (sessenta) dias a partir da data da consulta de acesso. 
Esse processo é opcional para a maioria dos solicitantes ou acessantes ao sistema, 
conforme Tabela 2. 
Tabela 2 - Etapas para viabilização do acesso em caráter permanente por tipo de acessante. Fonte: (AGÊNCIA 
NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2017) 
ACESSANTE 
ETAPAS 
CONSULTA DE ACESSO / 
INFORMAÇÃO DE ACESSO 
SOLICITAÇÃO DE ACESSO / 
PARECER DE ACESSO 
Unidade Consumidora 
Conforme Condições Gerais de Fornecimento de Energia 
Elétrica – Resolução 414/2010. 
Central Geradora: Registro Opcionais Obrigatórias 
Central Geradora: Leilão 
Documento de Acesso 
para Leilão 
Obrigatórias 
Central Geradora: Autorização Obrigatórias Obrigatórias 
Distribuidora Opcionais Obrigatórias 
Agente Importador ou 
Exportador 
Opcionais Obrigatórias 
Micro E Minigeração Distribuída Opcionais Obrigatórias 
 
Na Figura 8 é apresentado o fluxograma simplificado para o processo de solicitação do 
parecer de acesso conforme o módulo 3 do PRODIST e esse processo é obrigatório para a maioria 
dos acesssantes ao sistema. O processo se divide em duas etapas básicas: a solicitação de acesso 
e o parecer de acesso. No caso da microgeração, cabe à distribuidora a realização de todos os 
estudos para a integração sem custo ao acessante. 
Consulta de 
Acesso 
Informação de 
Acesso 
Protocolo da 
Informação de 
Acesso 
60 dias 
60 dias 
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Figura 8 – Fluxograma simplificado para solicitação de acesso. Fonte:(AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 
2017) 
A solicitação de acesso é o requerimento formulado pelo acessante que, uma vez 
entregue à acessada, implica a prioridade de atendimento, de acordo com a ordem cronológica 
de protocolo. Para acessantes cujo MUSD seja igual ou superior a 3 MW, a solicitação de acesso 
deve ser formalizada com antecedência mínima de 12 (doze) meses da data de entrada em 
operação do empreendimento. 
O parecer de acesso é o documento formal obrigatório apresentado pela acessada, sem 
ônus para o acessante, onde são informadas as condições de acesso, compreendendo a conexão 
e o uso, e os requisitos técnicos que permitam a conexão das instalações do acessante, com os 
respectivos prazos. 
Os prazos apresentados consideram que não existe pendências impeditivas por parte do 
acessante. Para micro e minigeração distribuída, quando não houver necessidade de melhorias 
ou reforços no sistema de distribuição, os prazos são: 
• Até 15 dias, para central de microgeração distribuída. 
• Até 30 dias, para central de minigeração distribuída. 
Os prazos acima duplicam quando houver necessidade de execução de obras de 
melhoria ou reforço no sistema de distribuição acessado. 
Módulo 8 - Qualidade da Energia Elétrica 
O módulo 8 do PRODIST estabelece os procedimentos relativos à qualidade da energia 
elétrica (QEE). Nele é abordado a qualidade: da energia elétrica entregue (produto) e do serviço 
prestado e do tratamento de reclamações. Para avaliar a qualidade do produto, é definido 
terminologias e indicadores, que caracterizam os eventos ou perturbações no sistema elétrico 
e estabelece os limites ou valores de referência. Também define a metodologia de medição e a 
gestão das reclamações relativas à conformidade da qualidade da energia elétrica. Na avaliação 
da qualidade do fornecimento de energia elétrica, o módulo estabelece a metodologia para 
apuração dos indicadores de continuidade e dos tempos de atendimento a ocorrências 
emergenciais, definindo padrões e responsabilidades. Também define a metodologia de cálculo 
dos limites do indicador de qualidade comercial FER, que serve para avaliar a qualidade do 
tratamento de reclamações. 
Qualidade da energia elétrica 
Os fenômenos elétricos que devem ser tratados na avaliação da qualidade do produto 
entregue são: regime permanente ou transitório: 
Solicitação de 
Acesso 
Parecer de 
Acesso 
Celebração dos 
contratos de 
acesso 
Sem obras: 30 dias 
Com Obras: 120 dias 
90 dias 
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1) Regime Permanente 
a) Tensão em regime permanente; 
b) fator de potência; 
c) harmônicos; 
d) desequilíbrio de tensão; 
e) flutuação de tensão; 
f) variação de frequência. 
2) Regime Transitório 
a) Variações de tensão de curta duração - VTCD; 
Os instrumentos de medição devem atender os seguintes requisitos mínimos: 
• Protocolos estabelecidos pelas normas vigentes da International Electrotechnical 
Commission (IEC) 61000 série 4 ou normas técnicas brasileiras; 
• Método de medição Classe A ou S, conforme norma vigente da IEC 61000-4-30. 
Alternativamente até o ano de 2030, para a medição de tensão em regime permanente, poderão 
ser utilizados instrumentos com precisão de até 1% da leitura e os valores eficazes podem ser 
calculados a partir de amostras coletadas em janelas sucessivas. Cada janela compreenderá uma 
sequência de doze ciclos (0,2 segundos) a quinze ciclos (0,25 segundos). A metodologia medição 
e demais instrumentação está detalhada no módulo, assim como os procedimentos de gestão 
das reclamações associadas à qualidade da energia elétrica. Na Tabela 3 é apresentado as faixas 
de classificação para avaliação do nível de tensão dos pontos de conexão. Nesta tabela é 
utilizado a faixa de variação da tensão na Leitura (TL) e a tensão de referência (TR). A segunda 
apresentado os valores em volts de variação para um sistema em 380/220V. Na terceira coluna 
é apresentado os valores para tensões superiores 1kV e inferiores a 69kV, que incluem a tensão 
de distribuição primária. No caso de uma rede de 13,8kV, a tensão de referência ou TR seria 
13.800 V. 
 
Tabela 3 – Faixas de Classificação de Tensões – Tensões de Regime Permanente. Fonte: (AGÊNCIA NACIONAL DE 
ENERGIA ELÉTRICA, 2018) 
Faixa de 
Classificação 
Pontos de conexão em Tensão 
Nominal 380/220 V 
Pontos de conexão em Tensão Nominal 
superior a 1 kV e inferior a 69 kV 
Adequada 
(350 ≤ 𝑇𝐿 ≤ 399) 
(202 ≤ 𝑇𝐿 ≤ 231) 
(0,93 𝑇𝑅 ≤ 𝑇𝐿 ≤ 1,05 𝑇𝑅) 
Precária 
(331 ≤ 𝑇𝐿 < 350 𝑜𝑢 399 < 𝑇𝐿 ≤ 403 ) 
(191 ≤ 𝑇𝐿 < 202 𝑜𝑢 231< 𝑇𝐿 ≤ 233 ) 
(0,90 𝑇𝑅 ≤ 𝑇𝐿 < 0,93 𝑇𝑅) 
Crítica 
( 𝑇𝐿 < 331 𝑜𝑢 403 < 𝑇𝐿 ) 
( 𝑇𝐿 < 191 𝑜𝑢 233 < 𝑇𝐿 ) 
( 𝑇𝐿 < 0,90 𝑇𝑅 𝑜𝑢 1,05 𝑇𝑅 < 𝑇𝐿 ) 
 
 
Qualidade do serviço de fornecimento de energia elétrica 
O módulo 8 do PRODIST define procedimentos relativos à qualidade do serviço prestado 
pelas distribuidoras aos consumidores, centrais geradoras e distribuidoras acessantes do seu 
sistema. São definidos indicadores e padrões de qualidade de serviço de forma a acompanhar e 
controlar o desempenho das distribuidoras e fornecer subsídios para os planos de reforma, 
melhoramento e expansão da infraestrutura. Os indicadores permitem também aos 
consumidores e centrais geradoras parâmetros para avaliação do serviço prestado pela 
distribuidora. Tudo isso visando manter a qualidade na prestação do serviço público de 
distribuição de energia elétrica. 
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A ANEEL exige que as concessionárias mantenham um padrão de continuidade e edita 
limites para os indicadores coletivos de continuidade. Os indicadores são apurados pelas 
distribuidoras e enviados periodicamente para a ANEEL para verificação da continuidade do 
serviço prestado. Os indicadores representam o tempo e o número de vezes que uma unidade 
consumidora ficou sem energia elétrica para o período considerado (mês, trimestre ou ano), o 
que permite a avalição da continuidade de fornecimento de energia oferecida à população. 
• Duração equivalente de interrupção por unidade consumidora (DEC) – indica, no 
período de apuração, o intervalo de tempo médio em horas, que houve 
descontinuidade do fornecimento em cada unidade consumidora do conjunto 
considerado. 
• Frequência equivalente de interrupção por unidade consumidora (FEC) – indica o 
número médio de vezes, que aconteceu descontinuidade do fornecimento em cada 
unidade consumidora do conjunto considerado, no período de apuração. 
Na Tabela 4 , é mostrado o DEC e FEC estratificado do ano de 2019 para os conjuntos da 
COMPANHIA ENERGÉTICA DE PERNAMBUCO (CELPE) no município de Petrolina. Mostra os 
valores apurados e os limites definidos para cada um. 
Tabela 4 - Tabela com DEC e FEC Estratificado para os conjuntos no município de Petrolina (2019). Fonte ANEEL 
Indicadores de Continuidade por Conjunto da CELPE no município de Petrolina - Ano (2019) 
CONJUNTO CÓDIGO 
Nº DE 
CONSUMIDORES 
DEC 
APURADO 
DEC 
LIMITE 
FEC 
APURADO 
FEC 
LIMITE 
AFRANIO 15657 14637 15,27 20,00 5,15 10,00 
BARRA DE BEBEDOURO 14121 13970 21,09 17,00 5,47 9,00 
DOM AVELAR 14155 42674 8,26 9,00 3,76 7,00 
MASSANGANO I 14184 8737 20,77 17,00 7,84 8,00 
MASSANGANO II 14185 10865 10,33 17,00 2,80 9,00 
MASSANGANO III 14186 3822 17,53 16,00 6,69 9,00 
PETROLINA I 14201 23481 3,90 8,00 2,33 7,00 
PETROLINA II 14202 42761 9,34 10,00 5,49 9,00 
RAJADA 15658 5771 24,65 19,00 4,81 10,00 
SANTA CRUZ 16153 15524 28,92 21,00 8,30 11,00 
TOTAL DE CONJUNTOS: 10 CONSUMIDORES: 182.242 
 
• Duração de interrupção individual por unidade consumidora ou ponto de conexão 
de instalações dos demais acessantes (DIC) – indica o intervalo de tempo, em horas, 
que houve descontinuidade de fornecimento em uma unidade ou instalação durante 
o período de apuração. 
• Frequência de interrupção individual por unidade consumidora ou ponto de 
conexão de instalações dos demais acessantes (FIC) – indica o número de vezes em 
que ocorreu descontinuidade da prestação de serviço em uma unidade ou instalação 
durante o período de apuração. 
• Duração máxima de interrupção individual por unidade consumidora ou ponto de 
conexão de instalações dos demais acessantes (DMIC) – indica, no período de 
apuração, o intervalo de tempo máximo, em horas, que aconteceu descontinuidade 
da prestação de serviço em uma unidade ou instalação. 
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• Duração da interrupção individual ocorrida em dia crítico por unidade consumidora 
ou ponto de conexão (DICRI) – indica a duração, em horas, de cada interrupção 
ocorrida em dia crítico para cada unidade consumidora ou ponto de conexão. 
Na Tabela 5, é mostrado a estratificação do DIC, FIC, DMIC e DICRI do ano de 2019 para 
alguns dos conjuntos da CELPE no município de Petrolina. A distribuidora deve informar na 
fatura as informações referentes aos indicadores de continuidade individuais. O consumidor de 
energia elétrica ou da central geradora tem o direito de solicitar à distribuidora a apuração dos 
indicadores DIC, FIC, DMIC e DICRI a qualquer tempo. Também é direito do consumidor ou da 
central geradora de receber uma compensação, caso sejam violados os limites de continuidade 
individuais relativos ao seu fornecimento, para apuração mensal, trimestral e anual. Os critérios 
e as formas de calcular para aplicação das compensações são apresentados em detalhes no 
módulo 8. Existe também os indicadores de tempo de atendimento às ocorrências emergenciais, 
sendo obrigação da distribuidora informar à ANEEL. 
Tabela 5 – Indicadores Individuais de Continuidade por Conjunto na Região de Petrolina em 2019. Fonte: ANEEL 
COMPANHIA 
ENERGÉTICA DE 
PERNAMBUCO 2019 
DIC FIC DMIC DICRI 
(em horas) (número de interrupções) (em horas) (em horas) 
CONJUNTO ANUAL TRIM. MENSAL ANUAL TRIM. MENSAL MENSAL INTERRUPÇÃO 
U
rb
an
o
 
PETROLINA I 19,34 9,67 4,83 12,7 6,35 3,17 2,69 12,22 
PETROLINA II 20,3 10,15 5,07 13,2 6,6 3,3 2,86 12,22 
DOM AVELAR 19,82 9,91 4,95 12,7 6,35 3,17 2,77 12,22 
MASSANGANO I 23,64 11,82 5,91 12,95 6,47 3,23 3,46 12,22 
N
ão
 u
rb
an
o
 
PETROLINA I 40,03 20,01 10 29,79 14,89 7,44 5,28 16,6 
PETROLINA II 41,19 20,59 10,29 30,39 15,19 7,59 5,48 16,6 
DOM AVELAR 40,61 20,3 10,15 29,79 14,89 7,44 5,38 16,6 
MASSANGANO I 45,22 22,61 11,3 30,09 15,04 7,52 6,19 16,6 
 
Curva de Demanda 
A energia elétrica é utilizada em: residências, comércio e indústria, por diversos 
equipamentos para vários fins. A análise da demanda é importante na caraterização do perfil de 
consumo e demanda de um consumidor. As curvas de demanda são as diversas demandas de 
uma instalação que variam conforme a utilização instantânea de energia elétrica. Isso pode ser 
realizado analisando o histórico dos medidores de energia ou através de medição específica com 
analisadores de energia. Figura 9 é apresentado a curva de demanda medida com um analisador 
de energia para um supermercado durante o período de 24 horas. Foi percebido que a grande 
redução no horário noturno foi devido ao sistema de refrigeração do estabelecimento. 
• Demanda Média de um Consumidor ou Sistema: É a potência elétrica média 
absorvida durante um intervalo de tempo determinado (15min, 30min). 
𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎𝑚é𝑑𝑖𝑎 =
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑎
intervalo de tempo
 
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• Demanda Máxima de um Consumidor ou Sistema: É a maior de todas as 
demandas ocorridas em um período determinado; representa a maior média de 
todas as demandas verificadas em um dado período (1 dia, 1 semana, 1 mês, 1 
ano). 
 
Figura 9 – Curva de carga num período de 24 horas de um supermercado. Fonte: Próprio autor. 
Outra análise também pode ser realizada utilizando os dados das faturas de energia 
elétrica e comparar com outras grandezas que podem ter relação com o consumo de energia. 
Na Figura 10 é apresentada uma relação do histórico de consumo dos últimos 13 meses de um 
hospital em Florianópolis, bem como a temperatura média de cada mês na cidade. Percebe-se 
uma correlação inicial até dezembro, posteriormente há um salto no consumo que pode estar 
relacionado à mudanças na carga instalada no estabelecimento. 
 
Figura 10 – Gráfico comparativo entre o consumo mensal de energia e a mudança de temperatura média para um 
hospital em Florianópolis. Fonte: Próprio autor 
As curvas de cargas podem resultar em padrões de consumo. No gráfico da Figura 11, 
podemos verificar ospadrões de repetição de demanda horária para o SIN e os seus 
subsistemas. O gráfico foi obtido no website da ONS para o período de 01/08/2019 a 
31/08/2019. Podemos perceber a grande participação do subsistema Sudeste/Centro-Oeste na 
demanda no sistema Nacional. Analogamente esse tipo de estudo pode ser realizado dentro de 
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unidades consumidores para estudar o seu perfil de consumo, e consequentemente, buscar a 
otimização da eficiência energética no sistema elétrico. 
 
Figura 11 - Curva de demanda horária do Sistema Elétrico Brasileiro em agosto de 2019. Fonte: ONS 
 
 
Exercício de demanda de energia 
Um consumidor industrial tem uma demanda instantânea de 20 kW que se mantêm 
constante por dois minutos. A cada dois minutos aumenta 10kW até 70KW. O ciclo se reinicia. 
Calcular a energia e a demanda para tempos de: 10, 15 e 30 minutos. 
 
Figura 12 – Gráfico da demanda do exercício 
20 20
30 30
40 40
50 50
60 60
70 70
20 20
30 30
40 40
50 50
60 60
70 70
20 20
30 30
40 40
0
10
20
30
40
50
60
70
80
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29
Tempo (minutos)
Demanda (kW)
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𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎𝑚é𝑑𝑖𝑎 =
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑎
intervalo de tempo
 
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑎 = 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 × intervalo de tempo 
No entanto o intervalo de tempo está em minuto, para converter para kWh é necessário 
dividir por 60. No caso de 0 a 10 min: 
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑎 = 400 𝑘𝑊𝑚𝑖𝑛 ×
1ℎ
60𝑚𝑖𝑛
=
400
60
𝑘𝑊ℎ~6,67𝑘𝑊ℎ 
O intervalo de tempo de 10 min é convertido para 
1
6
 ℎ𝑜𝑟𝑎 
𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎𝑚é𝑑𝑖𝑎 =
6,67𝑘𝑊ℎ
1
6
 ℎ
= 6,67 × 6 𝑘𝑊~40 𝑘𝑊 
A demanda máxima analisada no período de 0 a 9,99 min (não inclui o 10min) é 60kW. 
As tabelas abaixo resumem as respostas. 
 
Intervalo de Tempo 
0 a 10 min 10 a 20 min 20 a 30 min 
Energia (kWh) 6,67 7,00 7,17 
Demanda média (kW) 40,00 42,00 43,00 
Demanda máxima (kW) 60,00 70,00 70,00 
 
Intervalo de Tempo 
0 a 15 min 15 a 30 min 
Energia (kWh) 10,17 10,83 
Demanda média (kW) 40,67 43,33 
Demanda máxima (kW) 70,00 70,00 
 
Intervalo de Tempo 
0 a 30 min 
Energia (kWh) 21,00 
Demanda média (kW) 42,00 
Demanda máxima (kW) 70,00 
 
 
 
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Fatores Típicos das Cargas 
Segundo o apresentado em(KAGAN; OLIVEIRA; ROBBA, 2010), será realizado o estudo 
dos fatores típicos na caracterização de cargas. Esses fatores serão dependentes do 
levantamento de carga. Em geral, as distribuidoras de energia elétrica elaboram levantamentos 
dos perfis de carga dos consumidores, de forma a obter uma relação entre a energia consumida 
e a demanda máxima. Para obter essa relação é necessário instalar um medidor de demanda 
em cada consumidor estudado durante o levantamento. Os fatores de diversidade e 
coincidência são usados na análise de agrupamentos de cargas ou conjunto de cargas. Eles 
comparam a demanda máxima não-coincidente com a demanda máxima de conjunto que 
coincide. Já os fatores de: contribuição, demanda e carga, estão direcionados ao estudo de uma 
carga específica. 
Fator de diversidade: é a relação entre a soma das demandas máximas das cargas e a 
demanda máxima do conjunto. Sempre maior ou igual a um. Mostra quanto as demandas 
máximas das cargas não coincidem com a demanda máxima do conjunto. 
𝑓𝑎𝑡𝑜𝑟𝑑𝑖𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 =
𝑠𝑜𝑚𝑎 𝑑𝑎𝑠 𝑑𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎𝑠 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑎𝑠 𝑖𝑛𝑑𝑖𝑣𝑖𝑑𝑢𝑎𝑖𝑠
demanda máxima de conjunto
 
Fator de coincidência: é o inverso do fator de diversidade. 
𝑓𝑎𝑡𝑜𝑟coincidência =
1
𝑓𝑎𝑡𝑜𝑟𝑑𝑖𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒
=
demanda máxima de conjunto
𝑠𝑜𝑚𝑎 𝑑𝑎𝑠 𝑑𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎𝑠 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑎𝑠 𝑖𝑛𝑑𝑖𝑣𝑖𝑑𝑢𝑎𝑖𝑠
 
Fator de contribuição: é a relação da demanda instantânea de uma carga com a 
demanda máxima do conjunto ou demanda máxima da carga. 
𝑓𝑎𝑡𝑜𝑟contribuição =
demanda de uma carga
demanda máxima de conjunto
 
𝑓𝑎𝑡𝑜𝑟contribuição =
demanda de uma carga
demanda máxima da carga
 
Fator de demanda: é a relação entre a demanda máxima (no intervalo de tempo 
considerado) e a potência nominal de uma carga ou um conjunto. 
𝑓𝑎𝑡𝑜𝑟demanda =
demanda máxima de uma carga
Potência instalada da carga
 
Fator de carga: é a relação entre a demanda média e a demanda máxima de uma carga 
ou um conjunto. 
𝑓𝑎𝑡𝑜𝑟carga =
demanda média de uma carga
demanda máxima de uma carga
 
Fator de perdas: é a relação entre a média das perdas de potência elétrica num tempo 
e a perda máxima. 
𝑓𝑎𝑡𝑜𝑟perdas =
perdas média
perdas máxima
 
 
 
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Exercício de demanda de energia 
Um sistema elétrico tem 3 circuitos: iluminação pública, carga residencial e carga 
industrial. Pede-se: 
➢ As demandas máximas individuais e do conjunto; 
➢ Fator de diversidade e coincidência; 
➢ Fator de contribuição para cada carga; 
➢ Fator de demanda considerando as potências nominais de 50kW, 2.500kW e 1.600kW; 
➢ Fator de carga; 
 
Tabela 6 - Exemplo de demanda horária diária de 3 cargas. 
Hora do dia Iluminação Pública 
(KW) 
Carga Residencial 
(KW) 
Carga Industrial 
(KW) 
0 50 70 200 
1 50 70 200 
2 50 70 200 
3 50 70 350 
4 50 80 400 
5 95 500 
6 90 700 
7 85 1000 
8 85 1000 
9 85 1000 
10 95 900 
11 100 600 
12 130 900 
13 90 1000 
14 80 1000 
15 80 1100 
16 100 800 
17 420 400 
18 50 1450 400 
19 50 1200 350 
20 50 1000 300 
21 50 700 300 
22 50 200 200 
23 50 50 200 
 
 
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 Unidad
e 
Iluminação 
Pública 
Carga 
Residencial 
Carga 
Industrial 
Conjunto das 
cargas 
Energia kWh 550 6.495 14.000 21.045 
Demanda 
máxima 
kW 50 1.450 1.100 1.900 
Demanda 
média 
kW 22,92 270,63 583,33 876,88 
𝑓𝑎𝑡𝑜𝑟𝑑𝑖𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 =
50 + 1450 + 1100
1900
=
2600
1900
= 1,368 
𝑓𝑎𝑡𝑜𝑟coincidência =
1
1,368
=
1900
2600
= 0,731 
𝑓𝑎𝑡𝑜𝑟contrib. IP =
50
50
= 1 𝑓𝑎𝑡𝑜𝑟contrib. res =
1450
1450
= 1 𝑓𝑎𝑡𝑜𝑟contrib.ind =
400
1100
= 0,364 
 
𝑓𝑎𝑡𝑜𝑟demanda IP =
50
50
= 1 𝑜𝑢 100% 𝑓𝑎𝑡𝑜𝑟demanda. res =
1450
2500
= 0,58 𝑜𝑢 58% 
𝑓𝑎𝑡𝑜𝑟demanda ind =
1100
1600
= 0,687 𝑜𝑢 68,7% 
𝑓𝑎𝑡𝑜𝑟demanda. conj. =
1900
50 + 2500 + 1600
= 0,458 𝑜𝑢 45,8% 
 
𝑓𝑎𝑡𝑜𝑟carga IP =
22,92
50
= 0,458 𝑜𝑢 45,8% 𝑓𝑎𝑡𝑜𝑟carga. res =
270,63
1450
= 0,187 𝑜𝑢 18,7% 
𝑓𝑎𝑡𝑜𝑟demanda ind =
583,33
1100
= 0,53 𝑜𝑢 53% 
𝑓𝑎𝑡𝑜𝑟demanda. conj. =
876,88
1900
= 0,462 𝑜𝑢 46,2% 
 
 
 
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Glossário 
 
Circuito elétrico: equipamentos e condutores ligados a um mesmo dispositivo de proteção. 
Dispositivo de proteção: dispositivo elétrico que atua automaticamente quando o circuito 
elétrico ao qual está conectado é submetido a condições anormais (alta temperatura ou curto-
circuito). 
Circuitos alimentadores (circuito de distribuição principal, divisionário, circuito 
subalimentador): alimentam os quadros terminais e/ou de distribuição, partindo da rede 
pública. 
Ponto de entrega de energia: É o ponto de conexão do sistema elétrico público com as 
instalações de utilização de energia elétrica do consumidor. 
Entrada de serviço de energia elétrica: Conjunto de equipamentos, condutores e acessórios 
instalados desde o ponto de derivação da rede de energia elétrica pública até a medição. 
Potência ou carga instalada: É a soma das potências nominais dos aparelhos, equipamentos e 
dispositivos a serem utilizados na instalação consumidora. Inclui tomadas, lâmpadas, chuveiros 
elétricos, aparelhos de ar-condicionado, motores e etc. 
Aterramento: Ligação à terra, por intermédio de condutor elétrico, de todas as partes metálicas 
não energizadas, do neutro da rede de distribuição da concessionária e do neutro da instalaçãoelétrica da unidade consumidora. 
Carga ou Potência Instalada: É a soma de todas as potências nominais de todos os aparelhos 
elétricos pertencentes a uma instalação ou sistema. 
Demanda: É a potência elétrica realmente absorvida em um determinado instante por um 
aparelho ou por um sistema. 
Potência de Alimentação, Potência de Demanda ou Provável Demanda: É a demanda máxima 
da instalação. Este é o valor que será utilizado para o dimensionamento dos condutores 
alimentadores e dos respectivos dispositivos de proteção; será utilizado também para classificar 
o tipo de consumidor e seu padrão de atendimento pela concessionária local. 
 
 
 
 
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Bibliogáfia 
AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA. Módulo 3 – Acesso ao Sistema de Distribuição. 
Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST. 
2017. v. 3, p. 74. 
______. Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica. Procedimentos de Distribuição de Energia 
Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST. 2018. v. 8, p. 88. 
BRASIL. DECRETO No 73.080, DE 5 DE NOVEMBRO DE 1973. Altera o artigo 47, do Decreto 
número 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, que regulamenta os serviços de energia elétrica. 
1973. Disponível em: <http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/decreto/1970-
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EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA (BRASIL). Balanço Energético Nacional 2019: Ano base 
2018. 2019. 292 p. 
KAGAN, N.; OLIVEIRA, C. C. B. De; ROBBA, E. J. Introdução aos sistemas de distribuição de 
energia elétrica. 2010. 
OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO. PLANO ANUAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 
DOS SISTEMAS ISOLADOS PARA 2020. PEN SISOL 2020. 2019.