Desafios do Setor Elétrico

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 Setor Elétrico - A
no 19 - Ed
ição 203 / M
aio-Junho d
e 2024
Ano 19 - Edição 203 / Maio-Junho de 2024
Iniciativa estabelecida no início dos anos 2000, 
determina a realização de investimentos em 
pesquisa e desenvolvimento por parte das 
empresas concessionárias do setor elétrico
Iniciativa estabelecida no início dos anos 2000, Iniciativa estabelecida no início dos anos 2000, Iniciativa estabelecida no início dos anos 2000, 
PESQUISA, 
DESENVOLVIMENTO 
E INOVAÇÃO: 
DESAFIOS DO SETOR ELÉTRICO
ARTIGO TÉCNICO - ARCO ELÉTRICO E O RISCO DE INCÊNDIO EM INSTALAÇÕES EM BAIXA TENSÃO
Por Luiz Carlos Catelani Júnior
FEIRA E CONGRESSO
COM LÍDERES DO SETOR ELÉTRICO, T&D ENERGY ELEVA O DEBATE SOBRE 
GESTÃO DE ATIVOS COM O COMPROMISSO DA TRANSIÇÃO ENERGÉTICA
Realizado entre os dias 17 e 18 de abril, em SP, evento reuniu os grandes players do mercado para discutir o presente 
e o futuro do setor elétrico brasileiro.
Capa ed 203_E.pdf 1 20/05/24 15:54
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4 Editorial 
A tragédia ambiental no Rio Grande do Sul e as mudanças climáticas
6 Cobertura especial 
Com líderes do setor elétrico, T&D Energy eleva o debate sobre gestão de ativos com o 
compromisso da transição energética
Fascículos
12 Transição Energéticae ESG
20 Transformação digital no setor elétrico
24 Digitalização de subestações e energias renováveis 
32 Perdas energéticas em GTD
36 Por Dentro das Normas 
Aguinaldo Bizzo – NR 10 / Paulo Barreto - NBR 5410 / Marcos Rogério - NBR 14039 
40 Espaço ABRADEE
Com segunda chamada em andamento, Sandboxes Tarifários da distribuição vai ouvir o consumidor
42 Espaço Aterramento 
SPDA UFV Parte 1/2
44 Espaço Cigre-Brasil 
Um novo papel para as hidrelétricas no Brasil
46 Reportagem
Pesquisa Desenvolvimento e Inovação: desafios do setor elétrico
52 Publieditorial
Workshop discute a importância da manutenção dos transformadores
53 Notícias do Setor
Pioneirismo: ABB vai integrar projeto de lítio zero carbono / Premiação: Chint Power Brasil 
lança campanha de incentivo para integradores / Indústrias do futuro: Engerey inicia 
produção de painéis com inversores inteligentes APM da Schneider / Reconhecimento: 
João Carlos Mello assume cadeira na Academia Nacional de Engenharia 
54 Artigo Técnico
Arco elétrico e o risco de incêndio em instalações em baixa tensão | Por Luiz Carlos Catelani Júnior
58 Pesquisa Setorial
Produtos para distribuição de energia
Colunas
60 Frederico Boschin - Conexão Regulatória
62 Lilian Ferreira Queiroz - Gestão de ativos
64 Cláudio Mardegan – Análise de Sistemas Elétricos
66 Luciano Rosito – Iluminação Pública
68 Roberval Bulgarelli – Instalações EX 
70 Aguinaldo Bizzo – Segurança do Trabalho 
72 Daniel Bento – Redes Subterrâneas em Foco 
74 José Starosta – Energia com Qualidade 
76 Danilo de Souza – Energia, Ambiente & Sociedade
78 José Barbosa – Proteção contra raios
80 Caio Cezar Neiva Huais – Manutenção 4.0 
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A tragédia ambiental no 
Rio Grande do Sul e as 
mudanças climáticas
O que a tragédia do Rio Grande do Sul tem a ver com as mudanças climáticas? Tudo, segundo estudos divulgados por um grupo 
de cientistas de diferentes países que realizam análises que colocam os extremos meteorológicos em uma perspectiva climática, 
logo após a sua ocorrência, o ClimaMeter.
Liderado por pesquisadores do centro especializado em ciências climáticas da Universidade Paris-Saclay, o grupo, que é 
financiado pela União Europeia e pela Agência Francesa de Investigação (CNRS), publicou o “estudo rápido de atribuição”, na qual 
mostra que as mudanças climáticas provocadas pela ação humana – em especial, a emissão de gases do efeito estufa liberados com 
a queima de combustíveis fósseis – tornaram as chuvas que atingiram a região Sul do país entre o final de abril e início de maio 
cerca de 15% mais intensas. 
Os estudos apenas evidenciam algo que já é falado, testemunhado e registrado em diversas partes do planeta, mostrando que 
a humanidade precisa adotar medidas urgentes para frear a emissão de gases poluentes e, principalmente, interromper e reverter 
os danos ambientais provocados pelo desmatamento e por diversas outras atividades econômicas que afetam o equilíbrio natural 
do meio ambiente. 
Para o setor elétrico, este tema não só é evidente, como já vem mobilizando todos os agentes do segmento, 
no Brasil e no mundo, na busca por uma transição energética capaz de reverter o cenário atual, que aponta para 
um acelerado e catastrófico desarranjo ambiental no planeta. Ao mesmo tempo em que busca a ampliação 
da geração elétrica proveniente de fontes renováveis, cresce também a busca por tecnologias e soluções 
que possibilitem a substituição massiva do uso dos combustíveis fósseis – campeões de poluição - em áreas 
como mobilidade urbana, transportes e na indústria de base, que engloba setores como o siderúrgico, 
metalúrgico, petroquímico e de cimento.
Como destacado no editorial da edição de número 201, intitulado “A hora de fazer o dever de casa”, 
se antes os efeitos danosos das mudanças climáticas eram apenas previsões de um possível futuro 
sombrio, agora, tudo isso, já é uma realidade, e diga-se de passagem, mais assustadora do que diziam 
os estudos científicos. 
As cheias no estado do Rio Grande do Sul, que afetaram 446 dos 497 municípios gaúchos, 
deixando mais de 600 mil pessoas desabrigadas e resultando na morte de 149 pessoas (até 16/05), 
e no desaparecimento de outras 112, sem contar a morte de centenas de animais, deve servir não 
só de alerta, mas também como uma grande lição para que a sociedade, governantes e os setores 
econômicos entendam, de uma vez por todas, que se continuarmos fazendo tudo do mesmo 
jeito, o único caminho que seguiremos é o da própria extinção humana.
 Boa leitura!
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Edmilson Freitas 
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Realizado entre os dias 17 e 18 de abril, a terceira 
edição marcou o encontro de grandes players do 
mercado para discutir o presente e o futuro do 
setor elétrico brasileiro
Por Matheus de Paula
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Com líderes do setor elétrico, 
T&D Energy eleva o debate sobre 
gestão de ativos com o 
compromisso da transição energética 
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Uma boa gestão de ativos é fundamental para a transição 
energética. A afirmação foi feita pelo Vice-presidente de Operações 
de Segurança da Eletrobras, Antonio Varejão Godoy, que esteve 
presente no T&D Energy 2024, evento que ocorreu nos dias 17 
e 18 de abril, no Novotel Center Norte, em São Paulo (SP). Na 
ocasião, Varejão, que participou do painel de abertura do encontro, 
ressaltou o compromisso da Eletrobras com o desenvolvimento 
e modernização do segmento, por meio de políticas robustas que 
assegurem ao país uma transição energética capaz de promover a 
descarbonização dos principais setores econômicos, com ampliação 
das fontes renováveis na matriz energética brasileira. 
“Uma empresa (Eletrobras) que tem controle privado, mas que 
tem a preocupação básica e fundamental em trazer a segurança e 
também a transição energética. Ou seja, a Eletrobras tem investido 
principalmente nos seus ativos e, fundamentalmente, buscando 
a segurança para que, de fato, aconteça uma transição energética 
no país”, ressaltou Varejão, que também participou do painel 
sobre segurança e universalização energética das transmissoras e 
distribuidoras de energia.
Participando dos debates, o Diretor Técnico da ABRATE, Geraldo 
Pontelo, também destacou a importância da preservação e da 
melhoria contínua nos ativos das distribuidoras, transmissoras e 
geradoras de energia. “Temos programado no PDE 2032 (Plano 
Primeiro painel de debates da terceira edição do T&D Energy
Decenal de Expansão de Energia) cerca de 165 bilhões em 
investimentos estimados, sendo que cerca de 105 bilhões são 
leilões de licitações e o restante são de renovação de ativos, seja 
por melhoria ou reforços autorizados. O contrato de concessão 
das transmissoras disciplina muito bem a obrigação de prestação 
de serviço adequado e, por conta disso, uma boa gestão de ativos, 
por isso temos técnicas para essas ações, como o monitoramento, 
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onde você pode preservar com mais tempo o ativo e a operação, por 
exemplo”, ressaltou o dirigente da ABRATE.
Os debates contaram ainda com a participação do 
Superintendente de Distribuição da Cemig, Denis Mollica, e o 
pesquisador da Gesel, Roberto Brandão, que atuou como moderador 
da conversa. 
RESILIÊNCIA ENERGÉTICA E OS EVENTOS CLIMÁTICOS 
EXTREMOS 
O impacto das mudanças climáticas, com o aumento acentuado 
de ocorrências climáticas extremas que afetam a segurança e o 
abastecimento de energia elétrica em todo o país, também esteve 
no centro das discussões do T&D Energy. Para isso, foi escalado um 
time de especialistas de peso, dentre eles, o Diretor de Engenharia 
da CPFL Energia, Caius Vinicius Sampaio Malagoli, que falou sobre 
os desafios operacionais enfrentados pelas distribuidoras para o 
rápido restabelecimento do fornecimento de energia, com uma 
equipe de suporte especializada de prontidão parao enfrentamento 
de condições climáticas adversas que resultam em danos ao sistema 
elétrico.
“No período de verão, normalmente nós temos de 70 a 80 
ocorrências, 70 a 80% delas atendidas por equipe leve, que são 
serviços mais simples, como por exemplo troca de fusível ou 
estender um ramal de serviço e de 20% a 30% por equipe pesada, 
que são já pessoas transportadas por caminhões e são trabalhos 
mais complexos, tipo um poste caído. Em época de eventos 
extremos, essa lógica adverte, eu passo a ter 70 a 80% de casos que 
demandam a equipe pesada que vão e chegam naquele local onde 
descobrem que tem diversos postes caídos, porque uma árvore caiu 
sobre ele. Então, começamos a trabalhar ali para restabelecer essa 
rede e quando terminamos, não podemos atender o próximo evento, 
porque precisamos retornar para base para buscarmos mais poste 
Daniel Lima, COO da Evoltz, Bruno Isolani, Gerente de execução 
de operação da TAESA e a mediação do CEO América Latina da 
Prysmian, Raul GIl, complementaram o debate
e mais transformadores, por isso eu levo muito mais tempo para 
restabelecer”, explica.
Um dos desafios para o enfrentamento dessas condições 
climáticas severas, segundo Luis Alessandro Alves, Diretor de 
Implantação da Taesa, é o envelhecimento de ativos, como as linhas 
de transmissão, que não foram feitas para suportar grandes vendavais, 
como vem ocorrendo, com frequência, em algumas regiões do país. 
“Nós temos ativos de 30, 40 e 50 anos, que são linhas de transmissão 
que não consideraram na elaboração de seus projetos os ventos de 
hoje, isso é nítido, e como vão ficar esses ativos?” Questiona o diretor, 
que responde adiante.
“Temos o procedimento de rede, o Módulo 3, que determina 
nosso serviço de transmissão. Nele, tem as questões de melhorias de 
grande porte, onde se enquadraria o reforço estrutural numa torre, 
então, é uma questão de reforço estrutural, visando a prevenção 
de eventos climáticos, versus o volume de ativos que nós temos 
no Brasil com idade superior há 30, 40 anos, onde o projeto, com 
certeza, está obsoleto. Então, é preciso um incentivo do regulador e 
também tempo de adequação das concessionárias de energia para 
poder atuar dessa forma”, pondera.
ARMAZENAMENTO DE ENERGIA NO BRASIL
Outro tema que ganhou destaque no evento, foram os avanços 
e perspectivas do armazenamento de energia elétrica. “Ao que tudo 
indica, inclusive, nos próximos anos, com esse aumento cada vez maior 
da penetração das outras fontes renováveis variáveis, o papel das 
hidrelétricas deve ser muito mais em contribuir com essa modulação, 
com esses recursos de flexibilidade e controlabilidade. Logo, é muito 
importante mostrar que hoje o armazenamento no Brasil já existe e está 
representado pelas grandes usinas hidrelétricas”, afirmou a Consultora 
de Superintendência de Transmissão da EPE, Thais Teixeira, que também 
falou da importância da flexibilidade do armazenamento energético. 
Participaram também do debate Tatiane Pestana, Gerente executiva 
de regulação e relacionamento com agentes da ONS, William 
Alves de Souza, Gerente de engenharia, automação e sistemas da 
distribuição da Cemig e a mediação de Rogério Camargo, Diretor 
técnico da Mata de Santa Genebra Transmissão
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Presente no painel que debateu o tema, a consultora da CELA - Clean Energy Latin America, 
Ana Zornitta, reclamou da alta carga tributária para importação de produtos e novas tecnologias de 
armazenamento, em especial, importadas da China, que é um dos maiores líderes no assunto.
“Quando importamos os sistemas de armazenamento, principalmente da China, a qual 
dependemos muito, enfrentamos uma carga tributária de mais de 100%, e quando comparamos 
com outras alternativas renováveis, até mesmo termelétricas, hidrelétricas, esse valor é muito menor. 
Então, é uma diferença grande, em termos de viabilidade, só que ainda não conseguimos viabilizar esse 
processo, por falta de regulamentação. Não tem ainda um órgão regulatório que dê segurança para 
os investidores. Precisamos decidir quem será o armazenador, comercializador, gerador, transmissor e 
distribuidor, ainda há muitas dúvidas sobre isso”. 
Apesar dos entraves, a expectativa é pouco positiva para a expansão do segmento de 
armazenamento no país, avalia a consultora. “A gente vê, no futuro, a possibilidade disso acontecer 
(transformação), mas hoje, infelizmente, ainda estamos um passo atrás. Temos um roadmap 
regulatório, só que está para ser finalizado lá em 2027, e até lá, o mercado, principalmente 
internacional, já passou bastante à nossa frente, se comparado ao Estados Unidos, Austrália, por 
exemplo”, alertou.
PALESTRAS ESPECIAIS
A Diretora de Gestão de Ativos da Eletrobras, Lilian Ferreira Queiroz, esteve presente no T&D, 
onde ministrou palestra sobre a gestão e monitoramento de ativos da empresa. “Recentemente, 
aconteceu a fusão das quatro subsidiárias, então temos em nosso portfólio uma capacidade instalada 
de 22% em todo o país e também 28% da energia elétrica produzida no Brasil. Como a gente vai 
equilibrar o custo, o risco e o desempenho? Tem o momento em que precisamos identificar os ativos 
e onde vamos expandi-los, ou seja, se eu estou decidindo trocar ativos, comprar ativos novos, eu 
tenho que trabalhar fortemente nas minhas especificações, nos meus projetos, e aqui, eu tento ter 
uma parceria muito grande, tanto das concessionárias, quanto de fabricantes e desenvolvedores, 
para que tenhamos ativos de qualidade” comentou Lilian.
Para um monitoramento mais completo e eficiente desses ativos, a Eletrobras utiliza diversos 
recursos tecnológicos, conforme explica a diretora de técnicas e tecnologias da empresa. “Temos um 
acompanhamento e monitoramento de ativos com sensores. Ou seja, todos os transformadores e 
reatores de uma das nossas subsidiárias, eles já são 100% monitorados e a gente monitora a bucha, a 
gente monitora óleo, a gente monitora tudo”, concluiu.
“Essa é nossa segunda participação e foi de 
alto aproveitamento, um público qualificado, 
interessado nas temáticas das palestras e com um 
direcionamento bastante específico para tratar 
do nosso produto, que são os transformadores. 
Isso prova que o modelo que foi instituído, via 
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do setor elétrico e a oportunidade de network é 
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Ao todo, foram 49 palestrantes e 17 patrocinadores, que puderam 
conhecer as melhores e mais inovadoras soluções práticas da 
engenharia e infraestrutura do setor 
Feira de exposição da terceira edição do T&D Energy
Estande da Itaipu Transformadores no T&D Energy
FEIRA DE NEGÓCIOS
Com mais de 17 estandes, a feira de exposição do T&D Energy 
repetiu as edições anteriores e ofereceu ao público presente a 
oportunidade de conhecer as melhores e mais recentes inovações 
das principais empresas provedoras de tecnologia do setor 
elétrico, proporcionando o cenário ideal para novos negócios e 
relacionamentos e networking.“A experiência foi muito positiva, 
nós estamos no evento desde a primeira edição, porque é bastante 
relevante, haja vista que podemos encontrar todas as pessoas do 
setor. A gente vem acompanhando a evolução do evento e sua 
relevância aumentando, inclusive para as distribuidoras, com o tema 
da resiliência energética. Então, a gente pode acompanhar palestras 
interessantes e de bastante importância para o setor”, afirma o 
gerente de vendas da S&C Electric Company, Adelson Pereira.
Em relação às oportunidades de negócios e de networking, 
o gerente executivo de vendas da Itaipu, Alexandre Rios Lopes, 
considera o T&D Energy uma referência nacional. “Essa é nossa 
segunda participação e foi de alto aproveitamento, um público 
qualificado, interessado nas temáticas das palestras e com um 
direcionamento bastante específico para tratar do nosso produto, 
que são os transformadores. Isso prova que o modelo que foi 
instituído, via congresso, é muito assertivo para as empresas do setor 
elétrico e a oportunidade de network é sempre marcada com bons 
resultados”, afirmou.
Um dos palestrantes da edição, o engenheiro sênior da Treetech, 
Rafael Prux Fehlberg, destacou o nível técnico das palestras do T&D. 
“As apresentações e debates que eu acompanhei, foram excelentes 
e de nível técnico muito interessante. Também, me surpreendeu, a 
quantidade de gente, todas as palestras, normalmente, lotadas”. 
Avaliação semelhante foi feita por Ronaldo Tarcha, diretor-
geral da Roxtec. “Eu tenho certeza que a tendência desse evento é 
crescer ainda mais em qualidade e em quantidade, trazendo mais 
informações e tecnologias para o mundo das subestações”.
 Lilian Ferreira Queiroz fala sobre o gerenciamento de ativos da 
Eletrobras no T&D Energy
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Capítulo 4
Os recursos energéticos distribuídos na 
modernização do setor elétrico brasileiro
Por Nivalde de Castro e Leonardo Gonçalves*
INTRODUÇÃO
Historicamente, as mudanças estruturais nas matrizes 
energéticas ocorreram com os objetivos de garantir a segurança 
de fornecimento destes insumos estratégicos e impulsionar as 
vantagens competitivas dos países no cenário global, utilizando 
como elemento dinâmico as inovações tecnológicas. Um exemplo 
dessa tendência histórica ocorreu com os choques do petróleo a 
partir da década de 1970.
Na época, a disparada do preço do petróleo, provocada 
pelo embargo dos países-membros da OPEP, impactou de forma 
significativa os países importadores de petróleo, afetando, em 
especial, a inflação. A partir dessa crise foram adotadas medidas 
direcionadas, principalmente, para investimentos em bens 
energéticos substitutos, com destaque para a energia nuclear, o gás 
natural e, no Brasil, o desenvolvendo da cadeia produtiva do etanol, 
além de inovações tecnológicas em prol da eficiência energética 
para reduzir o consumo de energia.
Em meados dos anos de 1980, um novo espectro de crise 
passa a ganhar a atenção mundial, uma vez que estudos científicos 
associavam a utilização intensiva de energia de fontes fósseis com 
mudanças climáticas que aumentavam a temperatura média 
mundial. Assim, foi se consolidando a percepção de que os padrões 
de produção e consumo de energia eram insustentáveis do ponto de 
vista econômico, social e ambiental.
Transição Energética e ESG
Estruturado pelo economista Nivalde de Castro, professor do Instituto de Economia da UFRJ 
e coordenador do Grupo de Estudos do Setor Elétrico - GESEL, desde 1997, este fascículo 
abordará as diferentes abordagens em curso no país relacionadas à transição energética e as 
práticas de ESG no setor elétrico. 
Deste contexto de risco climático, passam a ser realizadas 
conferências e firmados acordos internacionais, com a formulação 
de políticas em prol de um processo de transição energética. 
Diferentemente das transições anteriores – lenha, carvão, petróleo 
e substitutos –, o objetivo central da atual transição energética não 
possui um caráter econômico, mas visa neutralizar as emissões de 
gases de efeito estufa (GEE) e limitar o aquecimento do planeta a 
1,5ºC, através da substituição dos combustíveis fósseis das matrizes 
energéticas por fontes renováveis, com predominância das energias 
solar e eólica. Em suma, a prioridade da política energética passa 
a ser a descarbonização dos processos produtivos e dos padrões 
de consumo, sendo a indústria automobilística um exemplo 
paradigmático, ao sair dos veículos à combustão para os elétricos.
O imenso e complexo compromisso de descarbonização, ímpar 
na história, por sua vez, está ocorrendo em um momento em que os 
sistemas de eletricidade, notadamente no segmento de distribuição 
de energia elétrica, enfrentam uma série de desafios, que vão desde 
o envelhecimento da infraestrutura física, passando pelo crescimento 
contínuo da demanda por energia, até a intermitência das fontes 
renováveis. Diante deste inédito e imprevisível cenário, definiu-se um 
novo conceito, os Recursos Energéticos Distribuídos (REDs), para melhor 
expressar os desafios do processo indispensável de modernização das 
redes para lidar com os desafios impostos pela transição energética.
O perfil e as características dos REDs estão associados, entre 
outros, com:
13
I - A difusão acelerada das fontes renováveis intermitentes;
II - A descentralização da geração de energia elétrica;
III - O armazenamento de energia; 
IV - A difusão massiva e maciça das tecnologias de informação e 
comunicação (TICs).
Destaca-se que esses vetores irão elevar a capacidade de 
operação e flexibilidade do sistema elétrico, assim como viabilizar e 
exigir uma participação mais dinâmica dos agentes econômicos em 
termos de volume e qualidade dos investimentos.
Nestes termos, pode-se antever que os REDs, além do exposto, 
serão capazes de promover tanto o empoderamento do consumidor 
quanto novos modelos de negócio para as empresas do setor 
elétrico, passando pelo fortalecimento da resiliência e confiabilidade 
dos sistemas de eletricidade, além dos necessários benefícios 
ambientais para a preservação do planeta. 
Em síntese prévia, a importância deste conceito fica claramente 
qualificada como estratégica para um maior e melhor entendimento 
do porvir da transição energética.
Considerando a dimensão, a amplitude e a profundidade dos 
desafios e impactos sobre a economia e o setor elétrico como um 
todo, este capítulo da Série Transição Energética e ESG, fruto da 
parceria que o GESEL-UFRJ firmou com a Revista Setor Elétrico, 
irá analisar a importância dos REDs para a modernização do setor 
elétrico e o seu papel na promoção de inovações tecnológicas intra 
e intersetoriais.
O quarto capítulo da série está estruturado em três seções, além 
desta introdução e das conclusões. A primeira seção tem foco no 
contexto do processo de transformação estrutural observado 
atualmente no setor elétrico. A segunda seção examina 
os vetores que fundamentam e orientam o processo de 
transição energética, notadamente a descarbonização, 
a descentralização e a digitalização. Por fim, a terceira 
seção será dedicada à análise dos REDs enquanto 
indutores de inovações tecnológicas.
 
1 - A MUDANÇA DE PARADIGMA NO CONTEXTO 
DA TRANSIÇÃO ENERGÉTICA
Tradicionalmente, o paradigma tecno-
lógico tradicional do setor elétrico pode ser 
enquadrado em um retrato bem definido:
I - Geração centralizada distante dos grandes 
centros de consumo;
II - Transporte em linhas de transmissão 
de alta tensão; 
III - Distribuição da energia elétrica às 
unidades consumidoras em redes de média/
baixa tensão.
É um modelo com fluxos unidirecionais de energia e 
comunicação, no qual a “geração segue a carga”, com aspectos e 
possibilidades técnicas bem definidas de planejamento, operação, 
regulação e investimentos.
Derivado diretamente do processo de transição energética, a 
difusão acelerada das inovações tecnológicas nos segmentos de 
geração, transmissãoe distribuição estão alterando drasticamente 
esse cenário. As fontes renováveis (solar e eólica) e as tecnologias 
e equipamentos digitais, em especial, vem impulsionando a 
descentralização da geração de energia, aprimorando os mecanismos 
de medição e controle do sistema e viabilizando um consumo flexível 
por parte dos consumidores.
Neste contexto, se inserem os REDs, definidos como tecnologias 
de geração ou armazenamento de energia elétrica, localizadas dentro 
dos limites de uma área territorial determinada, cuja responsabilidade 
técnica é atribuída às concessionárias de distribuição de energia 
elétrica. Os REDs mais usuais são:
I - Micro e minigeração geração distribuída;
II - Armazenamento de energia;
III - Veículos elétricos e a infraestrutura de recarga;
IV - Resposta da demanda; 
V - Redes inteligentes.
O elemento diferencial dos REDs é serem capazes de estimular, 
desenvolver e impor componentes de inovação tecnológica 
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tanto do lado da demanda quanto do lado da oferta, servindo de 
complemento ou substituição ao sistema de geração centralizado. 
Além disso, são tecnologias que ajudam a diminuir a dependência 
dos combustíveis fósseis e, assim, a reduzir as emissões de GEE. 
Ademais, em relação aos investimentos associados, os REDs abrem 
margens expressivas para novos modelos de negócio associados a 
serviços para diferentes tipos de consumidores.
Em relação ao padrão de consumo, os REDs viabilizam uma 
verdadeira transformação do papel do consumidor em cliente, 
tirando-o de uma posição passiva e transformando-o em agente 
participativo das relações e dos fluxos de oferta e consumo de 
energia. O novo papel do consumidor é exercido através da geração 
própria de energia e comercialização do excedente produzido (os 
chamados prossumidores) ou, ainda, do poder de escolha com 
relação ao fornecedor de energia, processo este que está crescendo 
de maneira exponencial no Brasil com a abertura do mercado livre, 
inclusive na modalidade de geração distribuída por assinatura. 
Observa-se, assim, um novo padrão de consumo nas redes 
elétricas, cada vez mais descentralizado, digitalizado e com foco nas 
necessidades do cliente final.
2 - OS 3 D’S DA TRANSIÇÃO ENERGÉTICA
De forma geral, o processo de metamorfose do setor elétrico 
associado à transição energética analisado anteriormente 
pode ser sintetizado através de três vetores, os chamados 3 
D’s: a descarbonização, a descentralização e a digitalização. A 
descarbonização visa a conversão das matrizes energéticas baseadas 
em combustíveis fósseis para fontes renováveis, uma vez que o setor 
de geração de energia é o maior emissor de GEE do planeta.
Ademais, a descarbonização recebe um destaque central na 
agenda estratégica dos países, pois representa uma oportunidade 
de reduzir a dependência de importação de combustíveis externos. 
Portanto, nessa dinâmica, se abrem possibilidades para estratégias 
e planos/programas de investimentos nacionais que ajudam o 
crescimento e desenvolvimento econômico.
Neste processo específico, destacam-se os investimentos nas 
cadeias produtivas e ampliação da capacidade de geração das 
fontes de energia solar e eólica, recursos renováveis genuinamente 
nacionais, o que contribui, simultaneamente, ao aumento da 
segurança energética e à redução das emissões de poluentes.
Nessa conjuntura, o Brasil se destaca positivamente em relação 
ao cenário internacional. No que diz respeito à geração de energia 
elétrica, a matriz elétrica mundial apresenta uma baixa participação 
de fontes renováveis (cerca de 29%), como ilustrado no Gráfico 1, o 
que evidencia o tamanho do desafio da descarbonização no âmbito 
do setor elétrico para a grande maioria dos países.
Por outro lado, o Brasil apresenta uma das matrizes elétricas 
com maior participação de fontes renováveis na geração de energia 
elétrica do planeta, apresentada no Gráfico 2, cujo percentual de 
renovabilidade alcançou cerca de 87% no ano de 2022.
Gráfico 1: Evolução da geração renovável e não renovável de 
energia elétrica mundial: 2000-2022 (em %). Fonte: Arquivo pessoal, 
a partir de Energy Institute
Gráfico 2: Evolução da geração renovável e não renovável de 
energia elétrica do Brasil: 2000-2022 (em %). Fonte: Arquivo 
pessoal, a partir de Energy Institute
Esses dados atestam a vocação inquestionável do Brasil para 
geração de energia renovável. A título de destaque, apenas o estado 
do Ceará possui um potencial de geração solar de 1,363 TWh/ano, o 
que corresponde a quase o dobro da oferta interna de eletricidade 
do Brasil em 2022.
Deste modo, observa-se uma possibilidade concreta de 
impulsionar a inserção das fontes renováveis, com o objetivo de 
elevar o grau de sustentabilidade do país, ao mesmo tempo em 
que é imprescindível fortalecer as cadeias produtivas nacionais de 
renováveis, fazendo do processo de descarbonização um catalisador 
do desenvolvimento tecnológico e econômico nacional. Contudo, 
ainda falta uma percepção clara e focada do Governo Federal, a ser 
materializada por meio de uma política pública estratégica à qual 
as diferentes instâncias e organismos devem estar subordinadas. A 
única e positiva exceção que merece ser destacada é o BNDES.
O pilar da descentralização, por sua vez, refere-se à alteração 
do modelo de geração de energia, tradicionalmente centralizado, 
visando a distribuição das fontes de energia em uma rede mais 
ampla. A descentralização permite que as comunidades gerem 
parte ou toda a sua própria energia, reduzindo a sua dependência 
de fontes de energia não renovável e mitigando os riscos associados 
a falhas em grandes infraestruturas centralizadas. Além disso, a 
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descentralização irá estimular e envolver, gradativamente, o uso de 
tecnologias de armazenamento de energia, como baterias, o que 
permitirá que as comunidades armazenem o excesso de energia 
gerada durante os períodos de pico para consumo posterior ou o 
injetem de volta na rede com uma compensação financeira.
No Brasil, o avanço da descentralização vem ocorrendo de forma 
acelerada através da difusão exponencial da micro e minigeração 
solar distribuída. Desde 2012, essa dinâmica modalidade de geração 
saltou de 7 MW de capacidade instalada no país para mais de 28 GW 
no 1º trimestre de 2024, como ilustra o Gráfico 3.
Gráfico 3: Evolução da capacidade instalada de geração solar 
distribuída no Brasil: 2012-2024 (em MW). Fonte: Arquivo pessoal, a 
partir de ABSOLAR
Vale destacar que esse crescimento significativo também 
vem produzindo externalidades extremamente positivas tanto 
para a economia quanto para a descarbonização. Estimativas da 
Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) 
apontam que, desde 2012, a geração solar distribuída já mobilizou 
mais de R$ 140 bilhões em investimentos e cerca de R$ 42 bilhões 
em arrecadação para os cofres públicos, além de ter gerado mais 
de 860 mil empregos, espalhados pelas cinco regiões do país. 
No acumulado de 12 anos, a fonte também foi responsável por 
evitar a emissão de mais de 47 milhões de toneladas de CO2 
na atmosfera. No entanto, esse crescimento exponencial ainda 
ocorre através de subsídios, o que, hoje, não é mais necessário, 
pois os próprios números indicam claramente que esta indústria 
já atingiu a fase de maturidade. Por outro lado, o volume de 
subsídios associados ao crescimento exponencial tende a superar, 
em muito os benefícios associados, destacando-se aqui o impacto 
negativo sobre a modicidade tarifária do mercado cativo.
Aliado a micro e minigeração solar distribuída, o 
armazenamento de energia desempenha um papel fundamental 
na maximização dos benefícios da geração descentralizada para 
os consumidores. Embora a geração distribuída seja altamente 
vantajosa em termos de sustentabilidade e resiliência, a natureza 
intermitente da fonte solar pode apresentar desafios para o 
fornecimentode energia contínua e confiável.
Neste sentido, as tecnologias de armazenamento permitem 
armazenar o excesso de energia produzida durante os períodos 
de alta geração para uso posterior, o que auxilia a garantir um 
fornecimento estável mesmo quando as condições de geração são 
variáveis. Destaca-se que as novas regras da Lei nº 14.300/2022, 
que instituem mudanças no sistema de compensação de energia 
elétrica, também tornarão mais vantajoso o uso dos sistemas 
de armazenamento, uma vez que a energia autoproduzida e 
armazenada não será passível de descontos.
Além disso, os sistemas de armazenamento podem servir 
como uma fonte de backup de energia em caso de falhas ou 
”apagões“ na rede elétrica principal, elevando a confiabilidade, a 
resiliência e a autonomia no fornecimento de energia. Portanto, 
o armazenamento é um segmento tecnológico e econômico 
que ganhará importância e predominância nos investimentos, 
abrindo possibilidades consistentes para novos negócios nos 
próximos anos.
O terceiro e último vetor, da digitalização, diz respeito à 
integração de tecnologias digitais avançadas com objetivo de 
melhorar a eficiência, a confiabilidade e a sustentabilidade do 
sistema elétrico. Ao passo em que a descentralização amplia a 
inserção das fontes renováveis e a participação de novos agentes 
na gestão da rede, a digitalização, através de um volume cada vez 
maior de dados e equipamentos modernos, possibilita a tomada 
de respostas operacionais rápidas, o que é capaz de elevar o 
rendimento do sistema como um todo e viabiliza o surgimento 
de novos serviços que se encaixem nos padrões de consumo dos 
clientes.
Dentre as tecnologias que compõem o ecossistema digital 
do setor elétrico, destacam-se os medidores inteligentes, que 
são dispositivos que registram o consumo de energia em tempo 
real e facilitam a gestão e o controle mais precisos da demanda 
de cada unidade consumidora. A disseminação dos medidores 
inteligentes permite, por exemplo, que as smart grids utilizem 
tecnologias de comunicação e controle para melhorar a eficiência 
e a confiabilidade da distribuição de energia, possibilitando uma 
melhor integração de fontes renováveis e acomodando a geração 
distribuída de acordo com os requisitos operacionais da rede 
elétrica.
A digitalização também cumpre a importante função de 
elevar a produtividade em outros segmentos operacionais. 
Sensores e sistemas de monitoramento avançados, por exemplo, 
permitem o acompanhamento em tempo real do desempenho de 
equipamentos e infraestrutura, o que possibilita a manutenção 
preditiva e a otimização do uso de recursos financeiros. No âmbito 
das tecnologias digitais da fronteira do conhecimento, como 
a inteligência artificial, os algoritmos de análise de dados são 
capazes de prever a demanda de energia e a geração de fontes 
renováveis, ajudando os operadores de rede a tomar decisões 
mais informadas sobre o planejamento e a operação do sistema.
17
3 - OS REDS COMO INDUTORES DA INOVAÇÃO 
TECNOLÓGICA 
Diante do cenário disruptivo apresentado nas duas seções 
anteriores, percebe-se que a inserção dos REDs no contexto da 
transição energética e de seus principais vetores abriu um curso 
irreversível de uma verdadeira revolução tecnológica no setor 
elétrico, alterando os perfis de infraestrutura e fundamentos da 
operação dos sistemas. Mais do que isso, a difusão desses novos 
recursos tem o potencial de viabilizar um salto tecnológico 
tanto no âmbito da economia nacional quanto em segmentos 
específicos do setor, como é o caso da distribuição de energia, 
com grandes ganhos para o desenvolvimento econômico e social 
do país, através de novos investimentos, do aumento do emprego 
e da criação de novas cadeias produtivas.
Com relação ao primeiro ponto, a disseminação avançada dos 
REDs pode catalisar o investimento em inovações tecnológicas e 
a formação de diversas cadeias produtivas nacionais associadas 
a equipamentos de geração e armazenamento de energia limpa. 
No caso da geração distribuída, por exemplo, as perspectivas 
de crescimento acelerado das instalações solares apontam para 
o desenvolvimento de um enorme mercado consumidor, que 
hoje é atendido através do elevado volume de importações 
provenientes da China.
A fabricação de células e painéis fotovoltaicos, assim como 
de inversores - equipamentos que tem a função de converter 
a corrente contínua para corrente alternada, possibilitando 
o uso da energia elétrica gerada pelos sistemas solares -, se 
apresenta como uma oportunidade para a indústria brasileira de 
se posicionar na liderança da transição energética global e, ao 
avançar na maturação das tecnologias (com painéis fotovoltaicos 
mais eficientes, por exemplo), disputar o mercado interno 
nacional e os mercados consumidores do exterior.
De forma análoga, o armazenamento de energia distribuído 
pode ser um importante vetor para o desenvolvimento de 
uma cadeia produtiva e inovativa nacional. Assim como 
acontece com a geração distribuída, as etapas de 
processamento e fabricação das baterias são 
geograficamente concentradas na China. No 
entanto, a abundância de recursos minerais do 
Brasil e as perspectivas de redução gradual 
dos preços das baterias, em função dos 
ganhos de escala e dos avanços tecnológicos, 
indicam uma promissora oportunidade 
para o desenvolvimento de tecnologias 
de armazenamento em solo brasileiro. Essas 
possibilidades permitem, inclusive, a integração entre 
as cadeias produtivas e comerciais no padrão observado 
em países desenvolvidos, como Alemanha e Itália, onde 70% 
das instalações de geração distribuída são comercializadas em 
conjunto com sistemas de armazenamento.
No caso dos veículos elétricos, as estratégias de eletrificação 
das montadoras já instaladas em território nacional e a chegada 
de grandes grupos chineses têm o potencial de requalificar a 
posição brasileira na indústria automotiva mundial. Deste modo, 
a fabricação dos modelos eletrificados no Brasil contribui para a 
eletrificação da frota nacional de veículos e para a transformação 
do país em um polo exportador, em especial para a América 
Latina.
Concomitante a isso, e de forma análoga à experiência 
da década de 1950, o ingresso das fabricantes estrangeiras 
e a produção dos veículos elétricos no Brasil podem 
mobilizar a estruturação de toda uma cadeia de autopeças, 
equipamentos, tecnologias digitais e baterias para o mercado 
da eletromobilidade, com o aproveitamento da 
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expertise das companhias com longa trajetória de mercado e a 
exploração das vantagens competitivas do país neste segmento.
Para as empresas do setor elétrico, o crescimento do mercado 
da eletromobilidade também representa uma oportunidade 
para o desenvolvimento de novas tecnologias e oferta de novos 
serviços. A existência de uma infraestrutura de recarga dos 
veículos, por exemplo, constitui uma das principais demandas 
de potenciais proprietários, abrindo um nicho de mercado de 
eletropostos para as empresas tanto em locais públicos como em 
áreas privadas (residências, prédios comerciais, estacionamentos, 
etc.).
Com relação ao segmento de distribuição de energia 
elétrica, a difusão dos REDs implica em uma evolução do modelo 
tradicional, com as concessionárias passando a atuar como 
operadoras do sistema de distribuição (DSOs, na sigla em inglês) e 
não mais apenas como operadoras da rede de distribuição (DNOs, 
na sigla em inglês. Ou seja, caberá às DSOs operar e gerenciar 
o sistema de distribuição de um determinado território através 
da coordenação dos fluxos bidirecionais de energia das fontes 
renováveis e dos REDs conectados à rede elétrica.
Nota-se que a transição de DNO para DSO envolve uma série 
de mudanças significativas nas operações das distribuidoras de 
energia, que pressupõe a internalização de inovações tecnológicas 
capazes de qualificá-las a assumiremnovas responsabilidades. 
Isso inclui a implementação de tecnologias avançadas de 
monitoramento e controle, dispositivos de automação da rede e 
sistemas de gerenciamento de dados em tempo real.
Na relação com os consumidores, a digitalização da rede 
também é relevante para a viabilização de mecanismos de 
resposta da demanda, na qual os consumidores ajustam o seu 
consumo de energia em resposta a um sinal de preço, e de outros 
serviços inovadores, como o carregamento inteligente de veículos 
elétricos e sistemas de gerenciamento que elevam a eficiência 
energética das residências.
Neste contexto, vale destacar a recente iniciativa da ANEEL de 
promover sandboxes tarifários, visando a evolução e adequação 
do modelo tarifário brasileiro em direção a uma regulação 
aderente à nova realidade digital. Os projetos são campos de 
teste de novos serviços, baseados em tarifas personalizadas para 
usuários de REDs, como micro e minigeração distribuída, veículos 
elétricos e resposta da demanda.
Deste modo, o upgrade tecnológico em direção às DSOs é 
visto como um passo importante na modernização e adaptação 
das redes elétricas aos crescentes desafios do setor elétrico, em 
especial relativos ao segmento da distribuição, uma vez que todas 
essas novas tecnologias irão utilizar as redes elétricas.
Ao promover a correta e eficaz integração dos REDs à rede 
elétrica, as DSOs desempenham um papel crucial na consolidação 
de um sistema:
I - Com maior segurança no fornecimento de energia;
II - Mais eficiente na utilização dos recursos energéticos;
III - Capaz de manter a dinâmica da sustentabilidade através da 
promoção de tecnologias limpas;
IV - Mais resiliente na resposta a eventos críticos e falhas na rede;
V - Capaz de estimular e viabilizar a participação ativa dos con-
sumidores; 
VI - Com maiores possibilidades para o desenvolvimento de novos 
serviços e modelos de negócio para os agentes econômicos, 
criando mais emprego e gerando mais renda.
CONCLUSÕES
A transição energética está induzindo uma ampla e profunda 
transformação do setor elétrico. Neste contexto, os REDs têm 
surgido como uma resposta à necessidade de diversificação 
e descentralização das fontes de energia e, para além do 
empoderamento dos usuários, cumprem uma importante 
função quando integrados à rede elétrica, fornecendo serviços 
ancilares e de flexibilidade. A transição para os REDs também vem 
impulsionando a adoção de inovações tecnológicas que estão 
transformando as distribuidoras de energia em DSOs, de modo 
a ampliar os seus atributos e sua capacidade de coordenação 
da rede elétrica, ao passo em que exploram novos modelos de 
negócio capazes de refletir melhor os custos e benefícios da 
geração e do consumo de energia em tempo real.
Dessa forma, os REDs são catalisadores da metamorfose 
tecnológica que o setor elétrico atravessa e a sua integração 
se mostra imprescindível ao enfrentamento dos desafios da 
mudança climática e à construção de um futuro energético mais 
seguro, limpo e acessível para todos.
O Brasil, especificamente, se vê diante de uma oportunidade 
única de convergir a modernização do setor energético com as 
bases de crescimento econômico. O potencial quase infinito de 
aproveitamento dos recursos renováveis abre a possibilidade 
para a fabricação e internalização de novas tecnologias no setor 
de energia em linha com os objetivos de uma neoindustrialização 
em bases sustentáveis.
Para as empresas do setor elétrico, por sua vez, as inovações 
tecnológicas contribuem não só para o upgrade do sistema 
como um todo, visando a garantia da segurança energética do 
país, mas também para o desenvolvimento de novos negócios e 
serviços. Ainda falta, porém, uma estratégia integrada e global, 
coordenada e capitaneada pelo Governo Federal, uma vez que 
são observadas iniciativas de diferentes ministérios sem um norte 
mais estruturado e centralizado.
*Leonardo Gonçalves é Pesquisador Associado do GESEL-
UFRJ.
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Capítulo 4
Energia e processos: o bispo do jogo
Transformação digital no setor elétrico
Em constante evolução, a transformação digital do setor elétrico é um caminho sem volta. Para tratar 
deste tema contaremos com toda a expertise da engenheira e pesquisadora de energia da FIT Instituto 
de Tecnologia, em Sorocaba/SP, Priscila Santos, que possui mestrado em Energia e doutoranda em 
Agroenergia e Eletrônica, é pesquisadora de energia do Programa MCTI Futuro do FIT, uma iniciativa 
do Ministério da Ciência, Tecnologia e Inovação, com recursos da Lei nº 8.248, de 23/10/1991, e conta 
com a coordenação da Softex, execução e parceria com diversas instituições privadas.
Nos fascículos anteriores, enfatizamos a evolução nos 
processos de transformação e distribuição de energia elétrica. 
Fornecemos uma explanação concisa sobre as tecnologias 
predominantes, bem como as oportunidades e impactos 
associados. No entanto, é importante ressaltar, que todo esse 
progresso seria em vão, sem os meios de telecomunicações, 
que foram detalhados no segundo fascículo. Além disso, é 
crucial considerar nosso sistema de infraestrutura, que engloba 
a geração, transmissão e distribuição de energia, citado no 
terceiro fascículo. 
Porém, a existência de uma infraestrutura robusta de 
telecomunicações e redes, é inútil sem um processo adequado 
21
de normas e resoluções. Como o enxadrista do século XIX, o Barão Tassilo, diplomata alemão, 
uma vez disse: “O xadrez é, em essência, um jogo. Em forma, uma arte. E em execução, uma 
ciência” [1]. Da mesma forma, a implementação eficaz de tecnologias de telecomunicações e 
redes, requer uma abordagem que equilibre a estratégia do jogo, a beleza da arte e a precisão 
da ciência. Isso só pode ser alcançado através de um conjunto de normas e resoluções bem 
definidas que acompanhem as transformações.
OS BISPOS DO SETOR ELÉTRICO
No xadrez, existem quatro bispos, dois para cada jogador. No xadrez, cada bispo é 
confinado a casas de uma só cor, movendo-se apenas diagonalmente, uma analogia à rigidez 
dos processos normativos no setor elétrico. Esta peculiaridade reflete a rigidez e a rotina 
dos processos em nosso setor, onde cada etapa é limitada e segue um caminho predefinido. 
Normas, procedimentos, conexões e resoluções normativas são os “bispos” do nosso setor, 
trazendo rigidez. No entanto, essa rigidez, quando aliada à modernização do nosso sistema, 
por meio da digitalização, impulsiona mudanças e transformações. Embora o processo possa 
ser desafiador, esses elementos são fundamentais para a evolução contínua do sistema.
A modernização do sistema elétrico, facilitando mudanças rápidas em normas e 
regulamentações, marca um progresso significativo na quebra de padrões e movimentos 
repetitivos. Essa transformação pode ser comparada aos desafios apresentados ao tentar tirar 
uma foto com um celular Motorola PT550 ou com um lampião, como mostrado no primeiro e 
segundo fascículo. Assim, a evolução do sistema elétrico, bem como a evolução da tecnologia, 
exige a superação de obstáculos e a quebra de paradigmas estabelecidos. É uma jornada 
desafiadora, mas necessária para o progresso.
Como podemos mudar e adaptar normas, procedimentos e resoluções, considerando o 
uso de IoT e IA, integrados à cibersegurança? Como acelerar a modernização das normas e 
resoluções? Da oportunidade ao desafio, já que não temos ainda de forma pública uma diretriz 
para o desenvolvimento dessas tecnologias e inserção delas, podemos utilizar e estabelecer 
com esses laboratórios de testes reais e abertos às novas resoluções ou previsões destas, usar a 
tecnologia de IA a favor do sistema, acelerando assim a transformação digital e o acesso a novas 
tecnologias, o desafio sempre será grande, mas se as mudanças não acompanharem teremos 
sistemas obsoletos. 
1 - AS TECNOLOGIAS ENVOLVIDAS NO PROCESSO DE TRANSFORMAÇÃO 
A transformação do setor elétrico é um desafio considerávelpara todas as empresas 
envolvidas, sejam elas distribuidoras, transmissoras ou geradoras de energia. Acompanhar a 
evolução tecnológica e as adaptações de mercado, requer uma transição de sistemas arcaicos 
para sistemas digitais. Isso exige a adaptação das redes e a calibração de novos equipamentos 
conforme os requisitos de conexão. Além disso, a modernização das equipes responsáveis pela 
manutenção e a implementação de novos processos, além de segurança são aspectos cruciais 
nesse processo. Portanto, a transformação do setor energético não é apenas uma questão de 
atualização tecnológica, mas também uma questão de adaptação organizacional e operacional. 
Como mencionamos no primeiro capítulo, as principais tecnologias estão relacionadas à 
implementação da Internet das coisas (IoT), Big data, Inteligência Artificial (IA), machine 
learning e blockchain.
A implantação da IoT tem revolucionado os processos no setor elétrico, tornando-os mais 
eficientes, seguros e econômicos. Esta inovação marca a transição de um setor tradicionalmente 
rígido para um modelo mais flexível e orientado a dados. A IoT oferece uma plataforma 
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robusta que permite coletar, analisar e compartilhar dados de 
diversas fontes, facilitando assim uma tomada de decisões mais 
informada e efetiva [2]. 
A implementação robusta da Internet das Coisas (IoT) tem 
melhorado e continua aprimorando o fornecimento de energia 
elétrica. Isso é particularmente evidente no que diz respeito ao 
tempo de interrupção das linhas de distribuição, um aspecto 
crítico do sistema, e a confiabilidade da rede.
Além disso, a transformação digital tem contribuído para 
a melhoria dos índices de qualidade relacionados às metas 
da ONU, como as métricas de eficiência. Esses avanços são 
fundamentais para atender às crescentes demandas do setor 
de energia elétrica e para garantir um fornecimento de energia 
confiável e eficiente para todos os brasileiros. A continuidade 
dessas inovações e melhorias será crucial para o futuro do setor 
de energia elétrica no Brasil [3]
No artigo “How will the internet of energy (IoE) revolutionize 
the electricity sector? A techno-economic review”, o autor 
Laroussi discute como as camadas da IoT são aplicadas ao setor 
de energia. Ele descreve a camada física, também conhecida 
como camada base, que é a fundação do sistema. Além disso, 
ele menciona a camada de dados, que atua como uma interface 
entre as demais camadas e as aplicações. Esta análise fornece 
uma visão valiosa sobre a estrutura e o funcionamento do IoT no 
contexto da energia. Segundo o autor, no processo da camada 
base encontram-se os sistemas de medição, gerenciamento da 
distribuição, sistemas de armazenamento, carros elétricos e os 
sistemas de micro redes. Já na segunda camada, que liga o mundo 
físico, sendo a última camada de operação do sistema. [4]
As aplicações de Big Data e Inteligência Artificial estão alinhadas 
com a proposta de valor que visa aprimorar nosso sistema. Elas 
fornecem informações relevantes para a expansão do sistema, o 
desenvolvimento de metodologias para combater falhas e furtos 
Figura 1 diferentes camadas IoT e as oportunidades oferecidas em 
cada nível . Fonte [4]
de energia, além de permitir a simulação de cenários futuros para 
a implementação de novas tecnologias. Essas tecnologias incluem 
sistemas de armazenamento com baterias, sistemas de geração 
distribuída, carros elétricos, entre outros. Além disso, a análise de 
dados pode ajudar a prever tendências de preços e até mesmo 
cenários de mudanças na regulamentação das concessionárias, 
normas da ABNT e de outros órgãos competentes [5].
Com a implementação de novas tecnologias no sistema elétrico 
brasileiro, é vital que a segurança e o conhecimento evoluam 
proporcionalmente. Nesse contexto, encontramos soluções 
inovadoras em sistemas blockchain aplicados a redes inteligentes. 
Essas soluções abrangem diversas áreas, como comércio de energia, 
veículos elétricos, gestão de resposta à demanda, além de segurança 
e privacidade. Essas tecnologias estão atreladas ao sistema de 
aprendizado de máquina (machine learning), que desempenha 
um papel crucial na identificação de padrões de comportamento 
e mudanças no consumo de energia. Além disso, essas inovações 
abrem novas possibilidades para o consumidor final, como o acesso 
a novas opções de compra de energia. Portanto, a implementação 
de novas tecnologias no sistema elétrico, não apenas melhora 
a eficiência e a segurança, mas também oferece oportunidades 
inéditas para os consumidores [6]
2 - CORRIDA CONTRA O TEMPO 
Para ilustrar a situação atual do setor de energia, vamos 
considerar uma analogia: seria possível transformar um Ford Model 
A, de 1903, em um Rolls-Royce Boat Tail, de 2024? Poderíamos 
mudar um sistema mecânico para um sistema automático da noite 
para o dia? Embora essa comparação possa parecer exagerada, ela 
destaca a diferença de um século. Da mesma forma, nossas normas, 
regulamentações e resoluções muitas vezes demoram para se 
adaptar às novas tecnologias e às transformações que elas trazem.
Então, quais são as resoluções normativas para a transformação 
digital em clientes de baixa tensão? Como podemos nos adequar ao 
excesso de eletrônica inadequada presente em alguns inversores 
e equipamentos do cliente final, na rede da distribuidora? 
Equipamentos mais baratos para o cliente podem acabar sendo 
caros para a distribuidora de energia, considerando as harmônicas e 
perturbações que podem ocorrer no sistema.
Um exemplo clássico disso é a NBR 5410, a norma de Instalações 
Elétricas de Baixa Tensão. Desde sua última versão em 2004, houve 
mudanças significativas no comportamento do consumidor em 
relação ao uso da eletricidade e na evolução de alguns aparelhos. A 
questão é: essa norma acompanhou essa evolução ou previu essas 
mudanças? Essas são questões importantes que precisamos abordar 
23
à medida que avançamos na era digital.
As lâmpadas incandescentes, por exemplo, evoluíram para as 
fluorescentes (que hoje são difíceis de encontrar para comprar) 
e, finalmente, para as de LED. Os eletrodomésticos também 
passaram por mudanças, tanto em termos de potência quanto de 
funcionalidade.
Além disso, com o advento das casas inteligentes, surgem 
novas necessidades. Precisamos de uma resolução normativa 
que implemente a cibersegurança nas instalações, especialmente 
considerando os sistemas de assistente virtual que podem ser 
vulneráveis a ataques cibernéticos. Essas são questões importantes 
que precisamos abordar, à medida que avançamos na era digital.
Este é um exemplo de como a corrida contra o tempo em relação 
aos avanços tecnológicos é desafiadora. Assim como não é possível 
tirar fotos com um lampião, também pode ser complexo acelerar 
o processo de evolução tecnológica em sintonia com as normas e 
resoluções normativas dos órgãos competentes. A questão central 
é: como podemos harmonizar a rápida evolução da tecnologia com 
a necessidade de regulamentação adequada? Este é um desafio que 
precisamos enfrentar à medida que avançamos na era digital.
REFERÊNCIAS
[1] Title, Handbuch des Schachspiels ; Author, Paul Rudolph von Bilguer ; 
Editor, Tassilo Heydebrand und der Lasa ; Edition, 2, illustrated ; Publisher, Veit, 1852.
[2]Sultanabanu, Kazi & Liyakat, Sayyad & Kazi, Kutubuddin. (2023). IoT in the 
Electric Power Industry. 8.
[3] Xavier, S.S., Lima, J.W.M., Lima, L.M.M. et al. How Efficient are the Brazilian 
Electricity Distribution Companies?. J Control Autom Electr Syst 26, 283–296 
(2015). https://doi.org/10.1007/s40313-015-0178-2
[4]Ilias Laroussi, Liu Huan, Zhao Xiusheng, How will the internet of energy 
(IoE) revolutionize the electricity sector? A techno-economic review, Materials 
Today: Proceedings, Volume 72, Part 7, 2023, Pages 3297-3311, ISSN 2214-7853, 
https://doi.org/10.1016/j.matpr.2022.07.323. (https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S2214785322049550)
[5] Liao, H.; Michalenko, E.; Vegunta, S.C. Review of Big Data Analytics for 
Smart Electrical Energy Systems. Energies 2023, 16, 3581. https://doi.org/10.3390/
en16083581
[6] Mololoth, V.K.; Saguna, S.; Åhlund, C. Blockchain and Machine Learning 
for Future Smart Grids: A Review. Energies 2023, 16, 528. https://doi.org/10.3390/
en16010528
24
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Digitalização de Subestações e Energias Renováveis
Por Paulo Henrique Vieira Soares e *Carolina Reis Silva
Capítulo 4
Comissionamento de centrais geradoras 
fotovoltaicas
1 - INTRODUÇÃO
O comissionamento de usinas fotovoltaicas é um processo 
crucial que assegura a operacionalidade e eficiência de tais 
instalações. Dividido em comissionamento a frio e a quente, cada 
fase desempenha funções específicas para validar a segurança e 
desempenho dos sistemas envolvidos. O comissionamento a frio 
verifica os aspectos de segurança e conformidade técnica sem 
necessidade de energia ativa, enquanto o comissionamento a 
quente confirma a capacidade operacional sob condições reais 
de carga.
O comissionamento começa com o isolamento e sinalização 
da área para acesso controlado. É essencial inspecionar o sistema 
para conformidade com o projeto e segurança, incluindo a 
verificação de circuitos, conexões e aterramento. Antes da 
energização, é crucial avaliar se os padrões de proteção elétrica 
e segurança foram cumpridos. Os testes devem ser conduzidos 
na:
1 - Usina Fotovoltaica
2 - Subestação Elevadora/Coletora
3 - Linha de Transmissão
4 - Subestação Transmissora
A integração das fontes de energias renováveis nas redes elétricas, impulsionada pela digitalização, está 
remodelando o paradigma da geração, distribuição e consumo de energia. Para abordar os desafios relacionados 
a este assunto convidamos o Engenheiro Master da Vale, Paulo Henrique Vieira Soares. Mestre em engenharia 
Elétrica pela UNIFEI, possui MBA em Gestão (FGV) e pós-graduação em Sistemas fotovoltaicos pela UFV. 
Este artigo foca nos testes da Usina Fotovoltaica, uma 
área emergente, diferentemente dos itens 2 a 4, que são bem 
estabelecidos. Os subsistemas em foco são aterramento, módulos 
solares, rastreadores e inversores conforme Figura 1.
Figura 1 - SKID de geração
Após as verificações iniciais, é viável começar os testes usando 
apenas a alimentação auxiliar dos equipamentos. Frequentemente, o 
projeto ainda está em andamento nesta fase, e geradores podem ser 
empregados para energizar o sistema e prosseguir com as atividades 
em campo.
25
Figura 2 - Vista interna de uma Caixa de junção
2 - COMISSIONAMENTO A FRIO
Durante o comissionamento a frio de uma usina fotovoltaica, uma 
série de testes são conduzidos sem a necessidade de energização 
do sistema. Isso inclui a verificação da integridade estrutural, a 
instalação correta e a segurança dos equipamentos. Testes de 
continuidade asseguram a conexão adequada entre os módulos e o 
sistema de aterramento, enquanto testes de polaridade confirmam a 
correta instalação elétrica dos componentes. Além disso, verificações 
visuais e ensaios específicos como o de resistência de isolamento são 
realizados para garantir que não existam falhas de isolamento que 
possam afetar o desempenho ou a segurança da usina.
Aterramento
Inicialmente, é crucial assegurar a conexão de todos os módulos 
e rastreadores ao sistema de aterramento, o que deve ser verificado 
por testes de continuidade. Em situações em que o uso de um 
multímetro não se mostra eficiente para tal medição, a aplicação de 
um microhmímetro é aconselhada.
No SKID ou ITS (Inverter and transforrmer Station), que abriga o 
transformador, inversores centrais, o controlador dos rastreadores e 
o Sistema de Proteção contra Descargas Atmosféricas (SPDA), deve 
existir um sistema de equipotencialização. Este sistema assegura a 
interconexão da malha de aterramento dos rastreadores e caixas 
de junção com os demais componentes da estação. A verificação 
da continuidade dentro deste sistema e sua conexão com outros 
sistemas é imprescindível. Adicionalmente, dada a presença de 
circuitos de média tensão e o acesso frequente à área, é imperativo 
a realização de ensaios de passo e toque para garantir a segurança.
No contexto da resistência de aterramento em usinas 
fotovoltaicas, a ausência de diretrizes normativas específicas 
complica a padronização dos procedimentos. Considerando a 
Tabela 1 - Medição de continuidade (Relatório de aterramento)
Item
 1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Área
SKID
SKID
SKID
SKID
SKID
SKID
SKID
SKID
SKID
SKID
Área
SKID
SKID
SKID
SKID
SKID
SKID
SKID
SKID
SKID
SKID
Descrição
Barra de Equalização
Barra de Equalização
Barra de Equalização
Barra de Equalização
Barra de Equalização
Barra de Equalização
Barra de Equalização
Barra de Equalização
Barra de Equalização
Barra de Equalização
Descrição
Trocador de calor
UCR-01
UCR-02
UCR-03
Barra do SIKD
Para-raio 01
Para-raio 02
Escada SKID
Leito Cabos
Transformador
Leitura
R (mΩ)
79,70
57,00
68,90
67,00
83,60
94,50
48,30
90,00
54,60
78,20
Parecer
Conforme
Conforme
Conforme
Conforme
Conforme
Conforme
Conforme
Conforme
Conforme
Conforme
Ponto de Origem Ponto de Destino
extensa área que essas instalações ocupam, realizar ensaios em todo 
o parque não é viável. Contudo, é possível executar esses testes na 
área da ITS, isolando-a por meio da caixa de equipotencialização. 
Os valores obtidos nessa medição servirão como referência para 
intervenções futuras, garantindo uma base consistente para a 
manutenção da integridade do sistema de aterramento.
Módulos e Caixa de junção
O comissionamento de campo para módulos solares é regido 
pela norma ABNT NBR 16274, a qual estabelece diretrizes para os 
ensaios realizados no arranjo fotovoltaico. Tal arranjo consiste em um 
agrupamento de módulos conectados em série e interligados à caixa 
de junção, garantindo a conformidade técnica e operacional do sistema.
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Os ensaios previstos para os arranjos incluem:
• Polaridade: verificação em todos os cabos de corrente contínua 
para assegurar a conexão adequada dos equipamentos, baseando-se 
na tensão entre polos.
• Caixa de Junção: avaliação para confirmar conexões corretas e a 
funcionalidade das seccionadoras e fusíveis.
• Corrente de Curto-Circuito: medição em cada circuito para 
identificar possíveis falhas nos cabos.
• Corrente de Operação: análise em cada circuito quanto à sua 
funcionalidade, comparando valores medidos com os esperados. 
• Tensão de Circuito Aberto: checagem em cada circuito para 
confirmar a quantidade e conexão correta dos módulos.
• Resistência de Isolamento: garantia da isolação adequada dos 
módulos e condutores, podendo ser realizada individualmente em 
cada série de módulos.
É importante destacar que, devido à natureza inerente das 
fontes energéticas, não é possível isolar completamente os 
circuitos para testes. Isso implica que as medições de resistência 
de isolamento podem ser afetadas pela direção da corrente gerada 
pelo módulo em relação à corrente de teste. Especificamente, 
medições entre o eletrodo positivo e o terra podem subestimar a 
resistência real, enquanto medições entre o eletrodo negativo e o 
terra podem superestimá-la. Assim, uma avaliação empírica torna-se 
necessária, esperando-se que resistências de isolamento de circuitos 
similares sem falhas alcancem valores próximos. Tal avaliação exige 
considerável experiência por parte do executor.
Tabela 2 - Relatório de Ensaios de Categoria 1 – Medições 
de Resistencia de Isolamento.
Arranjo
1
2
3
4
5
6
7
8
Voc (V)
1346
1347
1343
1341
1342
1340
1356
1347
N (-)
20,2
20,2
20,2
20,2
20,2
20,2
20,2
20,2
P (+)
17,2
17,2
17,2
17,2
17,2
17,2
17,2
17,2
Ensaio de Megger do Arranjo (MΩ)
Temperatura (ºC): 37,9 Umidade (%):35
Open-circuitVoltage (Voc) = 49,54 
Short-circuit Currente (Isc): 13,63 A
Parecer
Conforme
Conforme
Conforme
Conforme
Conforme
Conforme
Conforme
Conforme
Uma alternativa mais precisa, conforme norma, envolve o 
curto-circuito dos terminais positivos e negativos em relação à terra. 
Entretanto, essa abordagem apresenta um risco elétrico elevado para o 
executor, sendo recomendada a sua realização noturna para minimizar 
tais riscos.
Rastreadores Solar
O comissionamento dos rastreadores é uma responsabilidade 
exclusiva do fabricante, devido a questões de garantia. O sistema inclui 
Unidades Controladoras Autônomas (UCA) em cada suporte de módulo, 
Unidades Controladoras de Rede (UCR) para cada SKID/ITS, estações de 
meteorologia para o monitoramento perimetral e um servidor para 
suporte remoto do fabricante, abrangendo todo o projeto. A quantidade 
de equipamentos varia conforme a escala do projeto. O processo 
inicia-se pela identificação individual de cada UCA, associando-a à 
UCR correspondente, que configura e controla o rastreamento. Esta 
comunicação, geralmente sem fio (Protocolo Zigbee), é testada para 
assegurar a execução correta dos comandos, incluindo um “teste de 
giro” que verifica a resposta dos rastreadores.
Além disso, as estações solarimétricas são responsáveis por 
monitorar a velocidade e direção do vento, essenciais para posicionar 
os módulos na “posição de segurança” em caso de ventos fortes. Estas 
estações são distintas das usadas para fornecer dados ao Operador 
Nacional do Sistema (ONS). Antes dos testes de vento, é crucial 
que a usina tenha a alimentação auxiliar e a rede de comunicação 
estabelecidas. Após os testes, ajustes finais são feitos na angulação dos 
rastreadores para evitar sombreamento nos módulos, considerando 
as características do terreno. Finalmente, um arquivo de configuração 
“como construído” é atualizado no software e no servidor do fabricante, 
permitindo o acesso remoto a todos os dados dos equipamentos, 
concluindo o comissionamento.
Inversores
O comissionamento de inversores em usinas fotovoltaicas 
geralmente é efetuado pelos fabricantes devido à complexidade e 
especificidade técnica desses dispositivos. Dada a importância crítica e 
o alto valor dos equipamentos, envolver “terceiros” no comissionamento 
pode introduzir riscos adicionais. O processo de comissionamento 
inicia-se com a inspeção do sistema de troca de calor e o reaperto das 
conexões elétricas, que podem ser afetados durante o transporte e 
armazenamento. Posteriormente, realiza-se uma série de verificações, 
medições e testes em subsistemas como o trocador de calor, nobreak 
e sistema de incêndio, se presentes, além de realizar ajustes funcionais 
e calibrações conforme necessário. É crucial, nessa fase, configurar e 
validar a comunicação e os pontos digitais para garantir a execução 
remota de leituras e comandos durante os testes de carga subsequentes.
3.0 - COMISSIONAMENTO A QUENTE
No comissionamento a quente, o sistema é testado sob condições 
operacionais plenas, o que inclui a geração e distribuição de energia. 
Esta fase verifica se a usina atende aos requisitos de desempenho 
esperados e se comporta adequadamente sob carga. Testes de geração 
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de energia, ajustes de inversores e verificação da qualidade da energia 
produzida são alguns dos aspectos avaliados. Esta etapa também 
envolve a interface com órgãos de regulamentação para garantir que 
a usina esteja em conformidade com todas as normas e regulamentos 
aplicáveis antes de iniciar a operação plena.
É essencial que o sistema de geração esteja completamente 
finalizado e as condições climáticas, particularmente a incidência 
solar, devem ser favoráveis durante os testes, dada a dependência da 
energia solar como fonte de geração. Adicionalmente, é crucial obter 
a autorização do Operador Nacional do Sistema (ONS) para iniciar os 
testes de geração. Caso a usina esteja conectada à rede do Sistema 
Interligado Nacional (SIN), é necessário cumprir determinados requisitos 
para adquirir a Declaração de Atendimento aos Procedimentos de Rede 
para operação em teste (DAPR/T) e, consequentemente, a autorização 
da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) para despacho da 
energia.
Inversores
Durante o comissionamento, a “certificação” dos cabos de geração 
é crucial. Inversores contêm dispositivos de monitoramento de isolação 
que bloqueiam a entrada em operação se a resistência de isolação estiver 
abaixo do limite configurado. Assim, uma baixa isolação em qualquer 
ponto do sistema pode impedir que o inversor alcance sua capacidade 
total. Além disso, conforme a NBR 16149, o inversor necessita de uma 
tensão de referência da rede para operar, uma exigência conhecida 
como proteção anti-ilhamento.
Na ausência de impedimentos, procede-se às validações 
operacionais do inversor, envolvendo potência ativa e reativa. Uma 
vez ativados os conversores, tensões e correntes são inspecionadas, 
e a qualidade da energia produzida é avaliada por meio de medições 
fasoriais e oscilografias para identificar distorções causadas pelos 
inversores conforme Figura 3.
Para otimizar a eficiência, inversores utilizam a tecnologia MPPT 
(Maximum Power Point Tracking), que ajusta automaticamente o 
equipamento para operar no ponto de máxima potência, com base na 
tensão de entrada CC. Se a tensão cair abaixo do mínimo operacional, por 
exemplo, devido a uma redução na irradiância solar, o inversor entra em 
modo de espera. Adicionalmente, os inversores podem “gerir” a potência 
reativa para controlar a tensão da rede à noite, diminuindo a necessidade 
de bancos de capacitores na subestação elevadora. Esse controle reativo 
é geralmente limitado a alguns inversores para balancear a demanda e 
minimizar o desgaste. Com os inversores em funcionamento, os testes 
operacionais subsequentes da usina podem prosseguir.
Termografia
A termografia é uma ferramenta valiosa na inspeção de módulos 
solares e conexões, mas requer configurações precisas do equipamento, 
incluindo resolução da câmera, faixa de temperatura e precisão de 
medição. Para resultados confiáveis, é essencial ajustar corretamente 
os parâmetros como emissividade, distância ao objeto e temperatura 
ambiente, que variam conforme o objeto e as condições ambientais. 
Durante o ensaio, as normas exigem que os módulos operem 
normalmente, sob condições de irradiância superiores a 600W/m² e 
em clima estável, sem vento, chuva forte ou nuvens significativas para 
evitar variações de corrente que afetem os resultados. Variações na 
temperatura dos módulos indicam funcionamento anormal, podendo 
apontar para “pontos quentes” causados por defeitos ou sombreamento, 
que necessitam de investigação.
Para grandes usinas, inspeções termográficas aéreas via drones 
são práticas, porém podem fornecer “apenas” uma visão geral devido à 
limitação na resolução das imagens. Áreas suspeitas identificadas nesta 
inspeção preliminar devem ser examinadas mais de perto em inspeções 
terrestres. Além dos módulos, é crucial realizar termografia terrestre em 
caixas de junção, conexões, inversores e transformadores para identificar 
potenciais sobreaquecimentos em seccionadoras, disjuntores, porta-
fusíveis e conexões, prevenindo perdas materiais e interrupções no 
sistema de geração.
Curva I x V
O ensaio com o traçador de curva IxV é essencial em usinas 
fotovoltaicas de grande escala para verificar a integridade dos 
arranjos, identificando defeitos ou sombreamentos. Utilizando 
esse equipamento e acessórios apropriados, é possível mensurar 
temperatura, irradiância, corrente, tensão e potência. Essas medições, 
Figura 3 - Qualidade da corrente CA em baixa potência (esquerda) e potência nominal (direita).
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combinadas com as especificações dos módulos solares, permitem 
normalizar os resultados para as Condições Padrão deTeste (STC), 
facilitando a comparação com os valores e gráficos esperados, 
assegurando a conformidade dos arranjos.
Para a realização do ensaio, conforme a NBR 16274, é necessário que os 
módulos permaneçam em rastreamento, quando aplicável, posicionados 
em um ângulo máximo de ±22,5° em relação ao sol, sob irradiância direta 
e superior a 700W/m². A presença de sujeira nos módulos pode afetar os 
resultados, sendo recomendada a limpeza prévia dos módulos. Durante o 
ensaio, o traçador de curva realiza rapidamente a leitura dos parâmetros 
e a elaboração da curva IxV. A norma também detalha os desvios típicos 
que podem ser observados na curva, fornecendo insights sobre possíveis 
falhas e suas causas subjacentes.
Caso a curva não apresente nenhum dos desvios indicados 
na norma, avalia-se os parâmetros medidos com os valores STC 
fornecidos.
Se os valores medidos não excederem a tolerância especificada 
pelo fabricante do módulo, considerando também a precisão do 
traçador de curva, as séries de módulos são consideradas aprovadas. Este 
procedimento precisa ser executado em cada série ou arranjo fotovoltaico 
da usina. A obtenção de resultados satisfatórios em todos os ensaios indica 
que o sistema está devidamente qualificado e pronto para a operação.
Figura 4 - Curva IxV, gráfico esperado (unidade) e medido (Série)
Figura 5 – Exemplo de Curva IxV de referência prevista na 
NBR 16274
4.0 - PRÓXIMOS ARTIGOS
O Artigo V explorará os sistemas SCADA e PPC aplicados no 
monitoramento e controle das usinas fotovoltaicas de grande 
porte. Serão abordados exemplos práticos de aplicação e melhores 
práticas adotadas para otimização da operação remota e segura do 
complexo.
Tabela 3 - Dados de placa e dados de Medição de curva IxV
Parâmetro
Irradiância
Temperatura ambiente
Umidade
Clima
Temperatura do módulo
Parâmetro
Potência Máxima (Pmáx)
Tensão de Máxima Potência (Vmp)
Corrente de Máxima Potência (Imp)
Tensão de Circuito Aberto (Voc)
Corrente de Cuito-circuito (Isc)
Unidade
916 W/m2
33 ºC
29%
Seco
54 ºC
STC
15.900 Wp
1.226,1 V
12,97 A
1.484,40 V
13,73 A
Medição
13.204 Wp
1.079,13 V
12,24 A
1.333,05 V
13,05 A
Condições Climáticas Modulo Solar (Série de 30 módulos)
Ilustrações - Keli Antunes
*Carolina Reis Silva é engenheira eletricista, formada pela PUC-MG. Atua na implantação de subestações de energia desde 2014 
e parques solares de geração centralizada desde 2017, com vivência nos processos de montagem e comissionamento de sistemas 
elétricos e participação em projetos executivos.
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350A até 5000A 250A até 2500A 1000A até 5000A
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Capítulo 4
Perdas da geração de energia elétrica
Conforme definido pela Agência Reguladora: “as perdas na Rede 
Básica são calculadas pela diferença da energia gerada e entregue nas 
redes de distribuição. Essas perdas são apuradas mensalmente pela 
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e o seu custo, é 
definido anualmente nos processos tarifários, e dividido em 50% para 
geração e 50% para os consumidores.”
Importante primeiro saber de forma resumida que a Rede 
Básica é composta pelas instalações de transmissão de energia 
elétrica do Sistema Interligado Nacional (SIN), por sua vez, composto 
principalmente pelas linhas de transmissão, subestações e demais 
componentes inerentes a estas, em tensão igual ou superior a 230 
kV. Portanto, de uma forma resumida, a rede básica é a responsável 
pelo transporte de energia elétrica entre a geradora (hidrelétrica, 
Perdas energéticas em GTD
Um dos grandes desafios para o setor elétrico é a redução das perdas energéticas em 
geração, transmissão e distribuição, pois elas impactam não somente os consumidores, como 
toda a cadeia responsável pelo fornecimento de energia no país. Para este fascículo, teremos 
como mentor o engenheiro Márcio Almeida da Silva, que possui MBA em Planejamento e 
Gestão de Serviços e, atualmente, ocupa a posição de Diretor Executivo da LIG Engenharia, 
Consultoria e Treinamento.
termelétrica, eólica, fotovoltaica, entre outras) e o consumidor, sendo 
os principais as Distribuidoras de Energia Elétrica.
Cabe aqui esta primeira reflexão no sentido que analisarmos que as 
geradoras já partem para compor a remuneração da sua produção de 
um percentual de perda na rede básica definido pela ANEEL e apurado 
pela CCEE, portanto, se torna, entre outros fatores, desenvolver modelos 
cada vez mais eficientes e muito bem projetados por especialistas 
do segmento, de modo e mitigar estes impactos no investimento e 
assegurar uma remuneração adequada.
Dentre as principais fontes geradoras previstas nas concessões, 
permissões e autorizações dos serviços que energia elétrica estão:
• Central Geradora Hidrelétrica – CGH;
Figura 1 - Matriz Elétrica Brasileira - Fonte ANEEL
• Central Geradora Undi-elétrica – CGU;
• Central Geradora Eólica – EOL;
• Pequena Central Hidrelétrica – PCH;
• Central Geradora Solar Fotovoltaica – UFV;
• Usina Hidrelétrica – UHE;
• Usina Termelétrica – UTE;
• Usina Termonuclear – UTN.
Neste artigo, vamos nos ater ao tema de perdas na geração àquelas 
que têm obtido a maior notoriedade e crescimento ao longo dos anos 
no país, no caso a UFV e EOL, estas que tem sido destaque em um país 
onde predominantemente e historicamente sempre se destacou pela 
Geração Hidroelétrica (CGH) e também porque consistem em fontes de 
energia renováveis e limpas. Outro mais uma abordagem específica a 
cada outro tipo demandaria de matérias específicas com expertises de 
outros especialistas do setor.
Como dito, a Matriz Elétrica Brasileira segundo a Agência Nacional 
de Energia Elétrica, apresenta a atual característica e distribuição na 
Figura 1.
 Nos últimos anos, as fontes renováveis mais especificamente 
as fotovoltaicas e eólicas se destacaram em cenário nacional e ainda 
colocaram o Brasil como protagonista no cenário mundial para fontes 
renováveis, mostrando que a matriz energética brasileira é mais 
renovável do mundo, segundo a EPE (Empresa de Pesquisa Energética) 
que fornece estudos e pesquisas ao Ministério de Minas e Energia, 
empresa esta responsável pelo desenvolvimento sustentável da 
infraestrutura energética do país e os resultados obtidos comprovam a 
sua atuação.
PRINCIPAIS PERDAS NO SISTEMA FOTOVOLTAICO
É óbvio dizer que as centrais geradoras fotovoltaicas jamais 
operam em sua capacidade máxima ao longo do dia, pois muitos 
fatores contribuem para isto, então se torna um dever minimizar estes 
fatores que se constituem em Perdas e consequentemente estas 
devem ser evitadas com um correto planejamento e dimensionamento 
maximizando o potencial produtivo.
Dentre os principais fatores de perdas nos sistemas fotovoltaicos, 
temos:
a) Sombreamento e poeira: a análise do local de instalação é 
um dos principais fatores que prejudicam a geração de energia e, 
consequentemente, é uma das principais causas de perdas no sistema. 
Isto acaba sendo resultado de uma falha no Planejamento que não 
consistiu em uma vistoria preliminar do local onde fosse possível 
constatar a existência de árvores ou outros objetos fixos (totens, 
chaminés, silos, etc), que possuem alturas que possam afetar a produção 
dos módulos e onde estes serão instalados, incluindo construções 
consolidadas ou previstas.
Figura 2 - Expansão da matriz elétrica brasileira - Dezembro/2023 - 
Fonte ANEEL
As poeiras também somam ao fator de sombreamento ou ainda, de 
forma isolada, atuam como perdas quando não se leva em consideração 
a existência de canteiros de obras nas proximidades, o porte da 
construção, e também a existência de estradas nas proximidades em 
especial na região rural onde quase a totalidade delas não possuem 
pavimento e são feitos de terra.
Consideramos este o principal fator, pois um mau dimensionamento 
e planejamento pode provocar transgressões ao meio ambiente com 
o intuito de reverter estas perdas, como por exemplo a remoçãode 
árvores assim evoluindo para um crime de ordem ambiental.
b) Mismatch ou Incompatibilidade: também considerada como uma 
das principais perdas e de fator extremamente importante a ser avaliado 
na fase de projeto. Consiste, basicamente, na diferença da capacidade de 
geração de dois ou mais módulos fotovoltaicos, colocados em série ou 
paralelo, que por razões de diferenças nas características construtivas, 
sombreamento parcial (por exemplo, folhas ou objetos que caem sobre 
parte dos módulos e até mesmo poeiras), springs incompatível ao 
número de módulos, isso reduz a capacidade de desempenho o que 
causa uma perda da capacidade de geração. Este tipo de perda pode ser 
resolvida através de manutenção preventiva.
c) Temperatura: considerando como cada vez mais o clima global e as 
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estações do ano têm surpreendido até os meteorologistas, este fator 
de perda pode ser algo que venha a surpreender após a implantação 
da central fotovoltaica, pois altas temperaturas também prejudicam o 
sistema e consequentemente provocam perdas.
O cálculo para melhor resultado é dado pela equação:
Tinst. = Tamb. + (Tamb. – Tref.)
Equação 1 – Temperatura de Instalação
Onde:
Tinst. – Diferença entre a temperatura real e a de referência.
Tamb. – Temperatura ambiente considerada para operação normal ou 
real.
Tref. – Temperatura de referência obtida em ensaios a 25°.
É importante também levar em consideração sempre o coeficiente 
de correção de temperatura obtido no pico de potência do módulo 
fotovoltaico.
 
d) Formas de Instalação e Sistema: outro ponto a se observar é a forma 
de instalação, ou seja, aparente ou subterrânea, que associado à energia 
elétrica seja ela em corrente contínua ou corrente alternada pode 
implicar em perdas razoáveis.
Em corrente contínua a distância passa a ser um fator muito 
relevante já em corrente alternada as condições de instalação devem 
ser primordialmente consideradas tanto para questões de perda quanto 
para detecção de falhas e manutenção corretiva. Usualmente as perdas 
desse fator podem variar de 1% a 7%.
e) Orientação e Inclinação: muito embora este tema esteja diretamente 
ligado ao sombreamento e poeira já que é um fator a ser considerado em 
conjunto com estes, optei por deixar em separado já que pode ser uma 
particularidade exclusiva de observação quando se colocado no topo 
de edifícios ou nos telhados das residências, onde o sombreamento é 
superado e a poeira fortemente minimizada.
Outro destaque que deve ser ponto de atenção para reduzir as 
perdas ou assim mitigá-las em conjunto com a inclinação é a direção 
de instalação dos módulos fotovoltaicos considerando primordialmente 
a posição onde nasce o sol e onde este se põe para se obter a correta 
instalação e melhor obtenção no sistema de geração, que podem 
inclusive variar as perdas conforme a região do Brasil.
Para finalizar este item, é importante sempre acompanhar as 
tendências de mercado que cada vez mais visam imitar a natureza 
e assim obter a maior eficiência na produção de energia elétrica por 
meio de centrais fotovoltaicas como é o dos painéis solares que imitam 
o movimento de um girassol conhecidas por placa de energia solar do 
tipo girassol.
A manutenção preventiva é um item obrigatório ainda mais ações 
da natureza como por exemplo limpeza de placas solares por empresas 
especializadas ou como mecanismo automático integrado ao sistema.
PRINCIPAIS PERDAS NO SISTEMA EÓLICO
Assim, como qualquer outro projeto de geração, cada qual 
apresenta a sua particularidade conforme a tecnologia a ser empregada 
e para que o planejamento e consequentemente o projeto possa ter 
a maior taxa de sucesso não se deve jamais desconsiderar as perdas 
envolvidas a este sistema e que comprometem o investimento a ser 
realizado.
No que se refere às perdas no sistema eólico dentre os principais 
fatores de perdas a serem considerados de forma simplista, iremos 
abordar 3 (três) principais:
1 - Características meteorológicas: acesso às informações 
meteorológicas do local e região, por um período e medições 
ajudam a considerar a melhor localização dos aerogeradores e 
consequentemente tem por objetivo a obtenção e seleção da melhor 
tecnologia a ser empregada. Neste ponto as informações e medições 
a serem primordialmente observadas são: velocidade, direção, pressão 
e ângulo de incidência do vento, além da temperatura, entre outros. 
Isto pode evitar desempenho inadequado ou abaixo do esperado e 
consequentemente em perda de rendimento no potencial fornecimento 
de energia elétrica.
2 - Desempenho de Aerogeradores: a norma IEC 61400-26-11 veio 
com o objetivo de propiciar o melhor desempenho baseado no tempo 
e produção da energia elétrica, assegurando entre outros pontos a 
expectativa de vida útil do equipamento e critérios de manutenção 
evitando entre outros fatores a parada desnecessária que afetam a 
perda da produtividade. Já a norma ABNT NBR IEC 61400-21 contribui 
diretamente para o desempenho ao definir e especificar as grandezas a 
serem determinadas para caracterizar a qualidade da energia elétrica de 
um aerogerador conectado à rede entre outros fatores.
3 - Normatização: atentar-se sempre e assegurar que os 
dimensionamentos e procedimentos para o bom desempenho dos 
aerogeradores sigam o seu melhor desempenho parece soar como 
óbvio, mas é sempre bom trazer em tela visto que muitos desconhecem 
as normas da série 61400 e séries em âmbito nacional e as de referências 
irmãs da IEC de mesma numeração principal.
Por fim, analisamos a pauta das perdas em geração de forma 
resumida vemos que temos grandes avanços a serem feitos não só em 
busca de novas soluções e tecnologias mas fundamentalmente em 
ações e equipamentos eficientes voltados a manutenção preventiva 
assim como empresas altamente capacitadas para estas manutenções 
e de corretiva que forma a detectar possíveis falhas vindouras e realizar 
manutenções periódicas que antecedem as falhas que é a principal 
bandeira das indústrias 4.0.
As perdas técnicas podem ser reduzidas a partir de estudos 
detalhados, planejamento, projeto, instalação e manutenção, palavras 
e ações simples que devem caminhar juntas e que explicam que tudo 
tende a dar certo se começado de forma correta!
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Confira insights 
e curiosidades 
sobre o processo 
de atualização das 
normas NR 10, 
NBR 14039 e NBR 5410
CONTEÚDO PROGRAMÁTICO DOS CURSOS DE RECICLAGEM
Conforme texto colocado em consulta pública em 2020, 
vide Aviso da Consulta Pública nº 1/2020, no processo de revisão 
da Norma Regulamentadora nº 10 (Norma Regulamentadora de 
Segurança em Instalações e Serviços em Eletricidade), é definido 
no item 10.8 Treinamento de Segurança, vide item 10.8.4 que: “A 
organização deve definir o conteúdo programático teórico e prático 
dos treinamentos periódico e eventual de maneira a atender às 
necessidades da situação que o motivou, bem como a carga horária 
mínima de treinamento de 75% daquela obedecida no treinamento 
inicial de segurança”.
Qual o objetivo da definição dessa carga horária para os cursos 
de reciclagem, uma vez que o texto vigente não define carga horária 
específica?
A proposta do treinamento de reciclagem define carga 
horária mínima, porém não define especificamente o conteúdo 
programático e os recursos a serem utilizados. A definição da carga 
horária, visa minimizar a situação atual dos treinamentos existentes 
 SEGURANÇA EM INSTALAÇÕES E SERVIÇOS EM ELETRICIDADE | Por Aguinaldo Bizzo
no mercado, especialmente EAD, onde predominam cursos de 
“gênero”, não direcionados à realidade laboral das organizações, 
ou seja, buscam somente “atender requisito legal da forma mais 
rápida e com menor custo possível”.
Entendo que, a definição de carga horária mínima, deve 
ser tratada de forma diferenciada para os cursos de reciclagem 
bianual, daquelesque devem ser realizados em situações 
específicas, como mudança de empresa, retorno de afastamento 
do trabalho, novos procedimentos e\ou métodos de trabalho, 
acidentes do trabalho, etc, onde o conteúdo e carga horária 
devem atender a situação que o motivou.
Ainda, considero fundamental que o conteúdo programático 
dos cursos de reciclagem, independente da situação que os 
motivou, sejam direcionados à realidade laboral da organização, 
considerando especialmente o processo de análise de risco, 
procedimentos e medidas de controle, face os cenários elétricos 
existentes e características construtivas das instalações elétricas.
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INSTALAÇÕES ELÉTRICAS DE BAIXA TENSÃO | Por Paulo Barreto
PROJETO DAS INSTALAÇÕES ELÉTRICAS
Para chamar ainda mais a atenção para certas 
características que um projeto de instalações elétricas deve 
contemplar, o texto de revisão da NBR 5410, que ficou em 
consulta nacional até 27/02/2024, criou uma subseção 
específica, com a seguinte estrutura:
4.2 Projeto
4.2.1 Generalidades
4.2.2 Parâmetros da fonte de alimentação
4.2.3 Utilização e demanda
4.2.4 Influências externas
4.2.5 Seção dos condutores
4.2.6 Tipos de linhas elétricas e métodos de instalação
4.2.7 Dispositivos de proteção
4.2.8 Documentação da instalação elétrica
O conteúdo dessa subseção “4.2 Projeto” não é novo, mas 
existem aspectos interessantes que auxiliam o projetista em sua 
tarefa de elaboração, cálculos e determinação das proteções.
Para este artigo, destaque-se o texto a seguir:
4.2.2 Parâmetros da fonte de alimentação
Para a elaboração do projeto das instalações 
elétricas é necessário considerar os parâmetros da 
fonte de alimentação.
Modificações nas características da fonte de alimentação 
podem afetar a segurança da instalação. Em particular, 
no caso da alimentação pela rede pública, quando o 
operador da rede modificar as características da rede, ele 
deve informar o consumidor.
Particular atenção se deve ter com o trecho “parâmetros 
da fonte de alimentação”. Afinal, se um empreendimento será 
conectado à rede pública de distribuição de energia elétrica, 
nada mais natural e coerente do que obter os parâmetros 
dessa rede que, de uma forma ou de outra, podem influenciar 
as instalações elétricas dos consumidores.
Diversos são esses parâmetros, e indicados no projeto de
revisão da NBR 5410, porém, destacam-se os seguintes:
• Tensão nominal;
• Potência de curto-circuito ou corrente de curto-circuito 
presumida no ponto de entrega 
A citação da tensão nominal parece óbvia, mas algumas 
regiões do Brasil possuem, na baixa tensão, tensões 
nominais diferentes das usuais 127/220 V e 220/380 V, 
como por exemplo, 120/240 V e 120/208 V. Esta última, se 
passar despercebida pelo projetista e não observada no 
dimensionamento da instalação e na especificação dos 
componentes, poderá causar enorme dor de cabeça aos 
usuários.
O caso da corrente de curto-circuito presumida é ainda 
mais preocupante, uma vez que influencia sobremaneira 
o nível de curto-circuito ao longo da instalação e, por 
conseguinte, a especificação dos disjuntores e a determinação 
da energia incidente nos quadros de distribuição (para efeitos 
de proteção ao trabalhador em eletricidade – especificação 
da vestimenta). 
E por fim, salientar o trecho final do texto de 4.2.2 “(...) 
quando o operador da rede modificar as características da 
rede, ele deve informar o consumidor”. Ou seja, se o projeto 
foi elaborado considerando determinados parâmetros da 
rede e esses são alterados, nada mais coerente e necessário do 
que analisar os impactos dessa modificação nas instalações 
elétricas do consumidor.
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CHOQUE ELÉTRICO POR FALHA NA ISOLAÇÃO
Quando ocorre uma falha na isolação entre uma parte viva da 
instalação e a massa, aquele ponto da instalação, que não deveria estar 
sob tensão, fica energizado. Se uma pessoa tocar neste ponto, ficará 
sujeita àquela tensão. Contrariando o senso comum, a condição de 
perigo nessas ocasiões, não é propriamente a magnitude da tensão 
que é originada pela falha, mas sim, a circulação da corrente elétrica 
resultante da aplicação daquela tensão sobre a impedância equivalente 
do corpo humano que, passando através da região do coração, possui 
magnitude suficiente para causar fibrilação ventricular. 
O limite seguro dessa corrente, depende da proporção que flui 
através da região do coração, da resistência entre o ponto de contato 
do ser humano com a estrutura sob tensão e a terra, da impedância do 
caminho da corrente no ser humano e da duração da corrente.
A ABNT NBR 14039 prescreve que deve existir na subestação em 
média tensão (MT) um dispositivo de proteção para o seccionamento 
automático da alimentação. Esse dispositivo, deve secionar 
automaticamente a alimentação do circuito ou do equipamento 
protegido, em um tempo de interrupção relativamente curto, sempre 
que ocorrer uma falha na isolação, que dê origem a uma tensão de 
contato superior ao valor máximo tolerável pelo ser humano.
O efeito da corrente elétrica sobre o corpo humano tem sido alvo 
de exaustivas investigações, com o intuito de definir limites seguros de 
corrente tolerável pelo corpo humano. Esses estudos, visam evitar que as 
pessoas expostas a choques elétricos possam sofrer danos irreversíveis 
ou até que venham a óbito. Entretanto, devemos reconhecer que a 
ocorrência de uma falha na isolação, a impedância entre o ponto sob 
tensão e a terra, a magnitude da corrente da falha que passa pelo corpo 
humano, o tempo para interrupção da corrente e até a presença de seres 
humanos no local, são de natureza probabilística.
A norma IEC 60479-1:2018 apresenta um extenso estudo sobre 
os efeitos da corrente elétrica (c.a. e c.c.) sobre o ser humano e fornece 
diretrizes para o cálculo do limite de corrente tolerável em função do 
tempo de seccionamento. 
A figura 1, apresenta os limites toleráveis da corrente corporal 
(em corrente alternada 50/60 Hz), em função do tempo de duração 
da corrente de falha, até a interrupção pelo sistema de seccionamento 
automático de proteção:
INSTALAÇÕES ELÉTRICAS DE MÉDIA TENSÃO | Por Marcos Rogério
Figura 1 – Corrente corporal permitida versus tempo de duração 
(percurso mão esquerda ao pé)
Nessa figura, a Zona AC-1 abrange o limite até 5mA – curva “a” 
e corresponde ao efeito fisiológico de percepção possível e que 
geralmente não causa reação. A Zona AC-2, abrange, desde 5mA, 
até a curva “b”, e produz uma provável percepção e contração 
muscular involuntária, porém sem efeitos fisiológicos. A Zona AC-3, 
abrange a partir da curva “b” para cima, produzindo fortes contrações 
musculares involuntárias, dificuldade respiratória e disfunções 
cardíacas reversíveis. 
De maior interesse para o assunto deste texto é a Zona AC-4, 
acima da curva c1, da curva c1-c2, curva c2-c3 e acima de c3, 
podendo, nestes casos, ocorrer efeitos patológicos graves, inclusive 
paradas cardíacas, paradas respiratórias, queimaduras ou outros 
danos às células. A probabilidade de fibrilação ventricular aumenta 
com a intensidade da corrente e do tempo. A probabilidade de 
fibrilação ventricular é de 5% na região AC-4.1, de 50% na região 
AC-4.2, e acima de 50%, na região AC-4.3.
A norma IEC 61936-1:2021, que é utilizada como base para a 
ABNT NBR 14039, apresenta a seguinte fórmula para o cálculo da 
tensão de toque permitida:
 UTp = IB t(f ) x 1/HF x ZT (UT) x BF (1)
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Figura 2 – Tensão de toque permitida
Para o projeto de uma instalação em MT, essa mesma 
norma fornece, como subsídio, a curvada figura 2, calculada 
pela aplicação da fórmula (1).
A IEC 61936-1:2021 também informa que, como regra 
geral, atender aos requisitos de tensão de toque, satisfaz os 
requisitos de tensão de passo, porque, os limites de tensão de 
passo toleráveis, são muito mais elevados do que os limites 
de tensão de toque devido o diferente caminho da corrente 
da falha, através do corpo humano.
ONDE:
UT é a tensão de toque;
UTp é a tensão de toque permitida;
tf é a duração de falta; 
IB.t(f ) é o limite de corrente do corpo,
HF é o fator da corrente cardíaca
ZT (UT) é a impedância do corpo
BF é o fator corporal
c2 na Fig. 1, onde a probabilidade de fibrilação ventricular é inferior a 5%. 
IB depende da duração da falta
1,0 para a mão esquerda para os pés, 0,8 para a mão direita para os pés, 0,4 
para mão a mão
ZT depende da tensão de toque.
Figura 3 da IEC 60479-1:2018, ou seja, 0,75 para a mão nos dois pés, 0,5 para as 
duas mãos para a frente
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Com segunda chamada em 
andamento, Sandboxes Tarifários da 
distribuição vai ouvir o consumidor
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O COORDENADOR DO P&D FALA SOBRE OS PROJETOS EM ANDAMENTO E AS 
PERSPECTIVAS PARA OS PRÓXIMOS PASSOS
Um ano e meio após o início da 1ª Chamada Pública para 
execução de projetos pilotos de tarifas, o P&D Governança de 
Sandboxes Tarifários vai ouvir o consumidor de energia. Para o 
coordenador da iniciativa, Lindemberg Reis, esta é uma etapa 
de grande relevância para os experimentos tarifários. A iniciativa 
será executada ao longo dos próximos meses, com expectativa de 
resultados mais completos entre agosto e setembro de 2024. A ideia 
é verificar a percepção do usuário em relação às tarifas, a propensão a 
entender novas modalidades tarifárias e, principalmente, responder 
a elas. Leia os principais pontos da entrevista:
Como você avalia o desempenho do projeto até aqui? Já temos 
cerca de um ano e meio de projeto, e nesse tempo, tivemos duas 
chamadas. Os projetos da primeira chamada já estão consolidados. 
Temos o projeto aprovado pela Energisa, que vai trabalhar a tarifa 
time of use e o pré-pagamento; o da Equatorial, que vai trabalhar 
com a tarifa com sinais locacionais; o projeto da Enel com tarifa 
trinômia; e o da EDP com tarifas binômias e trinômias.
São 4 projetos que já estão estruturados e em andamento. 
Esperamos que em setembro de 2024 tenha o início das medições 
em campo, que é um fato extremamente relevante. A primeira 
empresa que vai fazer é a Energisa, na área de concessão da Energisa 
Sul-Sudeste.
É uma grata surpresa porque ainda esse ano veremos os 
experimentos em campo e começaremos a ter coleta dessas 
informações. Na sequência, as outras empresas também farão 
suas coletas de dados. Inclusive, a Energisa, por ter sido a primeira 
empresa a assinar o projeto de P&D, já forneceu à ANEEL o relatório 
octomestral, conforme prevê a Resolução Normativa 966/2021. 
Você pode dar mais detalhes sobre a pesquisa com os 
consumidores? Temos uma nova frente em andamento, que é uma 
pesquisa qualitativa com os usuários de energia. A Innovare iniciou 
esse processo no primeiro trimestre deste ano. No final de abril 
começamos as interlocuções com o que se chama de grupos de 
discussões, que nos darão a dimensão de quanto os diversos usuários 
de energia conhecem a tarifa, e quanto eles estão propensos a mudar 
seus hábitos de consumo em face de novos sinais tarifários.
A ideia é abordar os mais diversos usuários, desde os que têm 
rendas mais baixas, até os com rendas mais elevadas, ou níveis 
de escolaridades distintos. É um questionário que está sendo 
desenvolvido para ser aplicado em 30 grupos de discussão: 20 
grupos de usuários residenciais e outros 10 grupos de usuários rurais. 
A iniciativa será executada ao longo dos próximos meses e 
esperamos, já entre agosto e setembro de 2024, ter resultados sobre 
a percepção do usuário em relação às tarifas, a propensão a entender 
novas modalidades tarifárias e, principalmente, responder a elas. 
Como está a 2ª Chamada Pública? Enquanto na primeira 
chamada nós tivemos 6 projetos aprovados e 4 que de fato se 
concretizaram, nesta segunda chamada, a ANEEL recebeu 5 
propostas de projetos, oriundas de 4 grupos econômicos (Cemig, 
Copel, Energisa e Light). Essas propostas foram avaliadas e o projeto 
de governança propôs a aprovação de todos. Alguns até possuem 
determinadas ressalvas, mas, em geral, os projetos da 2ª Chamada 
foram bem desenhados. 
E qual será o próximo passo? Nosso posicionamento já foi 
enviado à ANEEL, e obviamente, a deliberação final depende dela. 
Mas fato é que, em comparação com a primeira chamada, esses 
projetos vieram bem mais estruturados. Portanto, a gente entende 
que eles podem prosperar.
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SPDA UFV
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*Paulo Edmundo Freire da Fonseca é engenheiro eletricista e Mestre em 
Sistemas de Potência (PUC-RJ). Doutor em Geociências (Unicamp), membro 
do Cigre e do Cobei e também atua como diretor na Paiol Engenharia.
UFV deve ou não ter um sistema de proteção contra quedas 
diretas de raios? Em outras palavras: é para instalar para-raios 
em UFV? Esta é uma pergunta recorrente, e que tem ardorosos 
defensores, tanto do sim como do não. Eu estou neste segundo 
grupo e apresento neste artigo os meus argumentos.
A Tabela B.2 da parte 2 da NBR-5419 estabelece a probabilidade 
de uma estrutura sofrer danos físicos por uma queda de raio, em 
função da classe do SPDA e do conjunto de medidas de proteção 
adotadas. A primeira categoria desta tabela são as estruturas 
não protegidas por SPDA – no meu entendimento arranjos 
fotovoltaicos normalmente enquadram-se nesta categoria.
Este entendimento leva a duas consequências:
• Aplica-se a Análise de Risco à Cabine de Medição, aos 
eletrocentros, Sala de O&M etc., mas não aos arranjos fotovoltaicos;
• Quando da queda direta de um raio em um componente dos 
arranjos fotovoltaicos, a probabilidade de dano é de 100%, 
podendo ser um dano fatal (que compromete a operacionalidade 
do equipamento atingido) ou latente (que vai diminuir a sua vida 
útil).
 Podemos considerar a ideia mais simples – vamos instalar 
captores para interceptar os raios de modo que eles não atinjam 
as placas e outros equipamentos. Mas onde vamos fixar estes 
captores – nos arranjos fotovoltaicos, ora pois!
 Será que vamos conseguir uma proteção efetiva? A meu ver, a 
proteção dos arranjos fotovoltaicos por meio de terminais aéreos 
neles fixados (hastes de aço zincado com comprimento até 0,5 
m), não caracteriza um sistema de captação efetivo. Geralmente, 
o dimensionamento da distribuição destes elementos captores 
curtos é baseado no modelo eletrogeométrico. Ocorre que não 
se pode esperar um desempenho adequado para um captor que 
tem extensão da ordem de apenas 1% do raio da esfera rolante 
(vide Figura 2). O comportamento de um raio é um processo 
extremamente complexo e essencialmente estocástico, não 
admitindo a ilusão de que o modelo eletrogeométrico possa ter 
tanta exatidão.
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Figura 1: Tabela B.2 da NBR-5419-2 - Probabilidade de uma descarga causar 
danos físicos a uma estrutura
Figura 2: raio da esfera rolante com 45 m para o nível III de 
proteção
43
Figura 3: tensões induzidas por um raio nas strings internas de 
uma placa fotovoltaica
Figura 4: ponto quente em placa fotovoltaica causado por 
sombreamento de para-raios
Ainda que se pudesse atribuir esta esperada exatidão ao modelo 
eletrogeométrico, o uso de terminais aéreos diretamente fixados 
nas estruturas dos arranjos fotovoltaicos não resultaria na desejada 
proteção das placas. Os danos nos painéis solares na maioria das 
vezes têm origem nas sobretensões induzidas pelo raio nos circuitos 
internos das células fotovoltaicas e respectivos diodos de by-pass.
Um módulo Fv é composto por células conectadas em série 
com diodos de by-pass em paralelo com a string - a passagem de 
uma corrente impulsiva muito próxima ao módulo induz tensões 
nas suas malhas internas. Quando uma descarga atinge o frame do 
painel, a corrente do raio flui para a estrutura e desta para o sistema 
de aterramento, onde é descarregada no solo. Contudo, a elevada 
taxa de variação do fluxo magnético vai induzir sobretensões nos 
circuitos internos dos módulos mais próximos, e nos condutores 
cc ligados aos módulos. Geralmente, os diodos são os primeiros a 
serem danificados e, dependendo da intensidade do raio, outros 
componentes também o serão.
OK, então vamos evitar o uso de terminais aéreos e de mastros 
para-raios fixados nos arranjos fotovoltaicos e partir para a solução 
de fixar mastros para-raios entre as strings dos arranjos fotovoltaicos.
Como não vai dar para separar os aterramentos dos mastros 
para-raios e dos arranjos fotovoltaicos, eles vão acabar sendo 
interligados. Neste caso, além da injeção de parte da corrente do 
raio na estrutura do arranjo fotovoltaico, surge um novo problema 
– o sombreamento. As fotos mostram o ponto quente em uma placa 
fotovoltaica associado ao sombreamento por mastro para-raios. A 
formação diária de pontos quentes nas placas vai comprometer a 
sua vida útil a médio prazo.
Ora, o problema do sombreamento pode ser resolvido com um 
adequado planejamento, mas os contras precisam ser considerados:
• Pode ser necessário aumentar o espaçamento entre as strings – vale 
a pena diminuir o W/m² em função dos raios que poderão vir a cair?
• A instalação de mastros para-raios nos corredores entre strings 
não vai comprometer a circulação nestes espaços e atrapalhar os 
trabalhos de limpeza e manutenção dos painéis, corte de mato etc.?
• A solução é efetiva, ou seja, vale a pena pagar o preço de diminuir 
o W/m² e atrapalhar a circulação entre as strings, em função de uma 
solução que não consegue garantir que vai resolver o problema das 
quedas diretas de raios?
Eu tenho minhas dúvidas que um raio de alta intensidade caindo 
em um mastro para-raios entre duas linhas de arranjos fotovoltaicos 
não vai induzir nenhuma sobretensão nas strings próximas. Até 
que ponto esta solução é efetiva e vale o custo de implantação e 
de manutenção deste sistema de spda? Gostaria muito de ver um 
estudo abordando uma UFV GD. Uma UFV de 5 MVA ocupa uma área 
da ordem de 140.000 m². Em um local com Ng = 7 raios/km²/ano, 
esta UFV vai estar exposta a uma queda direta de raio por ano. Qual 
é o prejuízo médio de uma queda de raios (em termos de material e 
de perda de geração)? Qual é o impacto de um spda no custo total 
de uma UFV dessas? Qual vai ser o impacto no custo da malha de 
aterramento (que vai ter que ser necessariamente aumentada).
Penso que antes de se partir para uma solução cara e de eficiência 
questionável, como é um spda para descargas diretas em uma UFV, 
outras providências nem sempre adotadas devem ser consideradas:
• Boas práticas de instalação, com uma boa organização dos 
condutores cc e ca;
• Utilizar DPS de boa qualidade, corretamente dimensionados e com 
aterramento adequado;
• Interligação do eixo de torção (torque tube) em todas as estacas 
dos trackers (frequentemente isolados por um casquilho de plástico);
• Uso de câmeras de CFTV autoalimentadas por uma placa solar 
dedicada (mais carregador e bateria, para a noite) e com linha de 
sinal de fibra ótica, que melhora significativamente a imunidade dos 
serviços de supervisão da UFV e auxiliares dos eletrocentros.
44
Um novo papel para as 
hidrelétricas no Brasil
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João Carlos de Oliveira Mello (presidente), 
Antonio Carlos Barbosa Martins (diretor técnico), 
Maria Alzira Noli Silveira (diretora de assuntos corporativos) e 
André Luiz Mustafá (diretor financeiro)
A expansão do parque gerador de energia elétrica segue 
impulsionada pela disseminação em larga escala de projetos de usinas 
eólicas e fotovoltaicas, embalada pelo apelo incontestável da transição 
energética e por vantagens comparativas em relação a outras fontes. A 
pujança do crescimento da geração de eletricidade a partir da energia 
do sol e da força dos ventos contrasta, entretanto, com um quadro de 
quase estagnação da geração hidrelétrica. Esse contraste nos leva a 
questionar: qual é o futuro da geração hidráulica no país?
Os dados do crescimento da matriz elétrica em 2023, produzidos 
pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), evidenciam a 
paralisia da geração hidráulica, que por muitas décadas conduziu, 
com grandes empreendimentos, o crescimento do parque gerador 
elétrico. Em 2023, entraram em operação apenas 158 megawatts 
(MW) em pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) – usinas com 5 
a 50 MW de potência – e outros 11,4 MW em centrais geradoras 
hidrelétricas (CGHs), que são as usinas com capacidade com até 5 
MW. Não foi registrada a entrada em operação de nenhuma usina 
hidrelétrica – as centrais com mais de 50 MW de capacidade instalada.
Apesar dessa situação, as usinas hidrelétricas, que contam com 
uma participação majoritária na matriz elétrica – respondem por 
54,5% da capacidade total do parque gerador do país -, podem 
desempenhar um papel importante na nova configuração da 
operação do sistema elétrico, determinada pela disseminação 
de fontes com geração intermitente. Explica-se: dependentes da 
presença do sol e da força dos ventos, as fontes fotovoltaica e eólica 
não sustentam a produção de energia o tempo todo. Para garantir 
a segurança do suprimento, diante das oscilações na produção 
de eletricidade dessas fontes, é necessário que a matriz elétrica 
disponha de alternativas que proporcionem energia firme, como 
é o caso das usinas hidrelétricas e das termelétricas. A vantagem 
das usinas hidrelétricas é que, assim como as usinas fotovoltaicas, 
a geração hidráulica é uma fonte renovável, o que contribui para a 
transição energética.
Portanto, há uma forte corrente do setor elétrico que defende 
a utilização das hidrelétricas como se fossem “baterias naturais” do 
sistema elétrico. Ou seja, as hidrelétricas deixariam futuramentede 
atuar “na base”, no jargão dos técnicos do setor – ou seja, funcionando 
em tempo integral para atender à demanda imediata do sistema 
elétrico, papel que caberia às fontes intermitentes. E passariam a 
atuar como garantia de fornecimento, considerando as oscilações da 
oferta por conta da intermitência dessas fontes. Já há um movimento 
para, inclusive, prover a necessária regulação dessa nova atividade.
Atento a esse importante novo papel das hidrelétricas, o 
CIGRE-Brasil, um think tank que atua na busca de soluções para a 
modernização do setor elétrico brasileiro, tem-se dedicado a estudos 
que contribuam para maximizar a utilização da geração hidráulica 
para tornar mais segura a operação do sistema elétrico. Um trabalho 
em particular, intitulado “Estado da arte e tendências das tecnologias 
de turbinas Francis com ampla faixa operativa”, produzido por um 
fabricante de turbinas no âmbito do Grupo de Estudos de Geração 
Hidráulica (GGH), que atua no SNPTEE - Seminário Nacional de 
Produção e Transmissão de Energia Elétrica, evento do CIGRE-Brasil, 
aponta um potencial para a ampliação da capacidade de regulação 
de carga no sistema elétrico, levando-se em conta, justamente, 
o aumento significativo na participação de fontes renováveis 
intermitentes na geração de energia, embora esta ampliação da 
faixa operativa de turbinas Francis necessite um amplo estudo de 
modificação na sua fabricação, além, naturalmente, da elevação 
dos custos e da longa duração na modernização destas inúmeras 
turbinas, que já estão em operação em todo o país.
O estudo está centrado na possibilidade de maior aproveitamento 
das turbinas Francis, uma das mais utilizadas na geração hidrelétrica 
no país. São mais de 400 turbinas espalhadas pelo Brasil, que 
respondem por aproximadamente 75% da capacidade de geração 
hidrelétrica. Essa turbina é conhecida pela sua flexibilidade e pela 
capacidade de operar em faixas de quedas e com potências nominais 
diferenciadas. Mas funcionam atualmente dentro de uma faixa 
operacional limitada entre 50% e 100% de sua potência nominal, 
prática que restringe sua flexibilidade em resposta a variações na 
demanda e disponibilidade dos recursos hídricos.
De acordo com o estudo, a modernização das usinas hidrelétricas 
existentes no Brasil com turbinas de ampla faixa operacional 
proporcionaria uma melhor resposta às variações resultantes da 
participação crescente das fontes intermitentes. Dessa forma, 
assegurariam uma melhor integração dessas fontes ao sistema 
elétrico nacional, assegurando estabilidade e confiabilidade no 
fornecimento de energia. Para o país, o resultado seria contribuir 
para impulsionar ainda mais a transição energética do país.
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Iniciativa estabelecida no início dos anos 2000, 
determina a realização de investimentos em 
pesquisa e desenvolvimento por parte das 
empresas concessionárias do setor elétrico
Por Matheus de Paula
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PESQUISA, 
DESENVOLVIMENTO E 
INOVAÇÃO: DESAFIOS 
DO SETOR ELÉTRICO
Em constante evolução, o setor elétrico enfrenta diversos 
desafios quando o assunto é modernização e desenvolvimento. 
Dentre esses obstáculos, destacam-se a necessidade contínua 
de descarbonização da matriz energética, com o crescimento da 
geração de energia oriunda de fontes limpas, bem como a adaptação 
e mitigação dos impactos das mudanças climáticas na geração, 
transmissão e distribuição de energia elétrica. Neste contexto, duas 
palavras são fundamentais para impulsionar a inovação para as 
companhias elétricas: pesquisa e desenvolvimento (P&D). 
Esse conceito engloba uma série de compromissos estabelecidos 
pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), no qual empresas 
concessionárias do setor elétrico devem destinar uma parcela da 
renda líquida operacional para investimentos em temas específicos, 
com base nas necessidades do setor e nas prioridades estratégicas 
da ANEEL, voltadas para pesquisa e inovação - com exceção 
daquelas que geram, exclusivamente, a partir de pequenas centrais 
hidrelétricas (PCHs), biomassa, cogeração qualificada, usinas eólicas 
ou solares. 
O Programa de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação da ANEEL 
foi criado juntamente com a promulgação da Lei nº 9.991, de 24 
de julho de 2000, também conhecida como Lei de Modernização 
do Setor Elétrico. Desde a sua formação, a iniciativa vem sendo 
gradualmente implementada e aprimorada por meio de diversas 
resoluções normativas e deliberações realizadas pela própria ANEEL.
Segundo o levantamento da EPE (Empresa de Pesquisa 
Energética), no período entre 2010 e 2020, foram investidos mais de 
8 bilhões de reais pelas concessionárias de energia em projetos de 
P&D. 
Todos esses investimentos, além de tornar o segmento 
mais competitivo, também resultam em ganhos e melhorias na 
prestação de serviços aos consumidores de todo o país, conforme 
explica Lindemberg Reis, Gerente de Planejamento e Inteligência 
de Mercado da ABRADEE e Coordenador de P&D Estratégico de 
Sandboxes Tarifários. 
“No setor elétrico, sobretudo nas distribuidoras, os impactos do 
P&D são diversos, porque a sociedade se beneficia, a distribuidora 
e o usuário de energia elétrica também. Isso acontece porque há 
um desenvolvimento de novos negócios, empresas e economia, 
pois você não faz pesquisa e desenvolvimento apenas com o 
corpo técnico da distribuidora, pelo contrário, é necessário ter 
parceiros para essa iniciativa e daí surgem a participação dos centros 
tecnológicos, das universidades e startups. Então, todo mundo se 
47
beneficia no processo”, explica o Coordenador de P&D Estratégico de 
Sandboxes Tarifários. 
PAPEL DA ANEEL NA INOVAÇÃO E DESENVOLVIMENTO DO 
SETOR ELÉTRICO
Para garantir um avanço constante no setor elétrico, a ANEEL 
estabelece diretrizes para o Programa de Pesquisa e Desenvolvimento, 
contemplando os três principais segmentos: geração, transmissão e 
distribuição de energia elétrica (GTD). Segundo as normativas da 
Agência, a porcentagem de investimento altera de acordo com o 
tipo de empresa e região onde ela atua, em geral, as empresas são 
obrigadas a investir cerca de 0,5% da sua renda líquida operacional.
Essa estrutura regulatória é fundamental para promover o 
desenvolvimento de novas tecnologias e soluções no setor elétrico 
brasileiro. Desde a criação do P&D em 2000, aconteceu uma série 
de marcos regulatórios que dão continuidade no propósito de 
desenvolver inovações para o setor. 
Em 2004, com a Resolução Normativa n° 288/2004, a ANEEL 
estabeleceu as primeiras diretrizes para o investimento em P&D. 
Essa resolução definiu os percentuais mínimos a serem aplicados 
e os tipos de projetos elegíveis. A seguir, a Resolução Normativa 
nº 414, de 2010, consolidou e aprimorou as diretrizes do P&D, 
modernizando seus objetivos, instrumentos e mecanismos de 
acompanhamento. Como também, a criação do Comitê Gestor do 
P&D, que, representado por membros da ANEEL, do setor elétrico 
e da academia, tem a função de assessorar a Agência na gestão do 
programa e acompanhar os resultados das pesquisas.
A aprovação da Resolução Normativa Normativa n° 482, de 
2013, estabeleceu novas diretrizes para o P&D da ANEEL, com foco 
em eficiência energética, energias renováveis e novas tecnologias de 
geração e transmissão de energia. Já no ano de 2019, aconteceu a 
revisão das diretrizes do Programa de P&D da ANEEL, com tópicos 
voltados à transição energética, a digitalização do setor elétrico e a 
descarbonização da matriz energética.
Na última atualização, em 2023, houve a implementação de 
mudanças estruturais no programa, com foco em maior flexibilidade 
e agilidade na execução de projetos, além de permitir a participação 
de startups e fundos de investimentos.
Para o Doutor em engenharia e Pesquisador do Centro de 
Pesquisas de Energia Elétrica (CEPEL), Hélio Amorim, o surgimento da 
obrigação do investimento em pesquisaobrigou as concessionárias 
de energia a uma adequação burocrática complexa, que resultou 
num desafio imediato para essas empresas. 
“Durante esse período, os processos que envolvem submissão, 
avaliação, aprovação e, finalmente, execução, foram modificados, 
com o intuito de aperfeiçoamento do processo. Logo, um dos 
principais desafios encontrados foi a adequação dos envolvidos 
a todo esse processo, que era, como de se esperar, novidade. O 
processo inicial era muito custoso e burocrático, dificultando 
demasiadamente o fluxo contínuo dos projetos. Aos poucos, as 
empresas e as instituições foram se aperfeiçoando e encontrando 
meios para acelerar e, por vezes, automatizar o processo, por isso, 
as empresas do setor criaram departamentos exclusivos para se 
adequarem ao programa”, explica. 
Além de estimular a pesquisa e inovação das concessionárias 
do setor elétrico, a ANEEL também assume a responsabilidade 
de fiscalizar os projetos em andamento e avaliar a maturidade 
tecnológica para sua implementação. Dessa forma, a agência 
utiliza o padrão TRL (Technology Readiness Level), que determina 
os diferentes estágios de maturidade de uma tecnologia até sua 
aplicação prática, caracterizados em níveis de 1 a 9. 
Os estágios iniciais, do 1 ao 3, representam a fase de pesquisa 
básica e viabilidade do projeto - com o objetivo de entender se a 
pesquisa é justificável. Nos níveis de maturidade 4 a 6, ocorre o plano 
de desenvolvimento e teste em ambiente controlado. Por fim, em 
seguida, do 7 ao 9, acontece a implementação de toda pesquisa e 
desenvolvimento.
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USO DA ESCALA TRL POSSIBILITA O ACOMPANHAMENTO DE ATIVOS TECNOLÓGICOS DURANTE OS PROCESSOS DE 
PESQUISA, DESENVOLVIMENTO E VALIDAÇÃO, E TAMBÉM A COMPARAÇÃO DIRETA ENTRE ATIVOS
IDEIA
Conceito não comprovado, nenhum teste foi realizado
PESQUISA BÁSICA
Busca de conhecimento para elaborar a pesquisa, com artigos, documentos e o que mais for necessário
FORMULAÇÃO DA TECNOLOGIA 
Pesquisa exploratória e a busca pelo conceito da aplicação
MOMENTO DE VALIDAÇÃO
Elaboração de um estudo para entender quais serão os resultados mínimos favoráveis do produto
PROTÓTIPO DE PEQUENA AMOSTRA 
Início da fase prática e são vistos os primeiros indicadores 
PROTÓTIPO EM GRANDE ESCALA 
Validação dos processos conforme os indicadores
SISTEMA DO PROTÓTIPO
Avaliação do protótipo
DEMONSTRAÇÃO DO SISTEMA
Teste em ambiente operacional com desempenho pré-comercial
PRIMEIRO SISTEMA COMERCIAL 
Todos os processos e sistemas técnicos de apoio à atividade comercial estão prontos
APLICAÇÃO COMERCIAL COMPLETA 
Tecnologia em disponibilidade geral para uso
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DESENVOLVIMENTO, PESQUISA E INOVAÇÃO
De acordo com o Especialista em Inovação Tecnológica da 
Neoenergia, João Fonseca, desde o estabelecimento do Programa de 
Pesquisa e Desenvolvimento da ANEEL, as empresas do setor elétrico 
têm demonstrado uma compreensão profunda da importância dos 
investimentos em P&D. “A Neoenergia, por exemplo, enxerga o 
Programa como uma grande oportunidade que as distribuidoras 
vêm tendo, ao longo do tempo, para, de fato, alcançar resultados 
concretos, com produtos no mercado, que conseguem promover 
uma movimentação dos agentes e dos nossos parceiros para a 
inovação em rede”.
Do ponto de vista das distribuidoras, João frisa as diferenças que 
cada concessionária de distribuição apresenta no cenário de P&D, 
processo que é influenciado pelo tamanho e área de atuação. Com 
base nisso, a Neoenergia implementou uma colaboração entre as 
distribuidoras nos projetos do seu portfólio, com o objetivo de obter 
uma tecnologia comum.
“Olhando para o setor elétrico, existem muitas diferenças entre 
as distribuidoras. Têm aquelas de área de concessão grande e as 
distribuidoras que fazem parte de uma área de concessão menor. 
Pela Neoenergia, a gente tem a concessão de cinco distribuidoras 
e a maior parte dos nossos projetos são cooperativos, porque a 
gente entende que os problemas da distribuição, pelo menos nas 
nossas áreas de concessão, na maior parte das vezes, são comuns. 
Então, quando a gente desenvolve uma tecnologia que vai atender 
a necessidade da distribuição, todas as distribuidoras participam, 
por mais que a pesquisa se desenvolva em uma área de concessão 
específica, todas se beneficiam desses avanços e soluções”, destaca. 
A implementação globalizada de políticas de P&D nas 
concessionárias, segundo Paulo Barreto, professor de Engenharia 
Elétrica do Instituto Brasileiro de Educação Continuada - INBEC, 
foi uma das determinações da ANEEL, em 2023. “A orientação mais 
recente da ANEEL, que começou a ser aplicada em 2023, está no 
sentido de que um projeto não represente um processo isolado, 
mas que faça parte de um movimento, ou seja, de um conjunto 
de pesquisas que estão na mesma linha de raciocínio. Então, a 
orientação é para projetos encorpados, dessa forma, ampliamos a 
perspectiva da criação de produtos para o mercado, como um todo”, 
explicou. 
49
50
INOVAÇÃO NA PRÁTICA
Como resultado do Programa de P&D da ANEEL, a Neoenergia 
desenvolveu o GODEL, uma família de tecnologias nacionais para 
redes inteligentes, baseada nos pilares de perdas e qualidade. O 
GODEL conta com conjunto de equipamentos, softwares, analytics e 
sistemas focados nos processos de redução de perdas e de melhoria 
da qualidade do produto e do serviço, tanto relacionado ao nível 
de tensão e correntes harmônicas, como relacionado à duração e 
frequência das interrupções. 
“O GODEL Qualidade nos permite saber quais são os motivos 
para um desligamento de energia do cliente, e também, os possíveis 
locais onde isso ocorre na rede. Dessa maneira, a gente consegue 
reduzir o que chamamos de ‘área de vulnerabilidade do cliente’, 
ao pegarmos uma rede de 6 mil quilômetros e identificarmos as 
áreas onde ocorrem eventos que desligam os clientes, que são uma 
pequena parte dessa rede. Além disso, por meio de inspeções na 
rede, podemos diminuir ainda mais a área de interesse. Desse modo, 
conseguimos saber quais são as áreas afetadas, e com isso somos 
capazes de realizarmos ações muito mais assertivas no sentido de 
melhoria de serviço”, detalha o especialista em Inovação Tecnológica 
da Neoenergia, João Fonseca.
O especialista ressalta ainda que existem quatro pilares 
fundamentais da Neoenergia para a implementação de novas 
tecnologias desenvolvidas, de acordo com o Programa de 
Desenvolvimento e Inovação da ANEEL e, são elas: inovação em rede; 
desenvolvimento tecnológico; propriedade intelectual; e inserção 
dos equipamentos no mercado. ”Então, o GODEL exemplifica esses 
pilares, porque ele é um case de inovação em rede, pois são vários 
parceiros que estão envolvidos. É um case de desenvolvimento 
tecnológico, porque essas tecnologias foram avançando na escala 
de TRL e a gente foi, de fato, desenvolvendo esses produtos, essas 
tecnologias. E, por fim, é um case de propriedade intelectual, visto 
que todas essas tecnologias geraram registros de PI, sejam eles 
patentes, software, dentre outros”.
GODEL Smart Sensor 34,5 kV é um 
equipamento de monitoramento de 
redes de média tensão até 34,5 kV
de instrumentos, disjuntores, subestações isoladas a gás, capacitores 
de potência e para-raios.
Para Hélio Amorim, um dos engenheiros participantes do projeto, 
o IMA-DP representa a independência tecnológica que as empresas 
brasileiras têm para produzir suas próprias tecnologias e soluções. 
“O IMA-DP é um sistema desenvolvido por engenheiros e cientistas 
brasileiros, que já obteve prêmios nacionais e internacionais. 
Atualmente, a sua utilização está em plena expansão, atingindo as 
maiores e mais importantes empresas do setor elétrico, incluindo a 
Eletrobras, Petrobras, Itaipu, entre outras”, conclui.
Amostra de descargas parciais do IMA-DP
Criado também pelaANEEL, o Plano Quinquenal de 
Investimentos, conhecido como Plano Estratégico Quinquenal 
de Inovação (PEQuI), define as diretrizes, objetivos e metas de 
investimentos das empresas para um período de cinco anos. A edição 
mais recente do plano entrou em vigor em 1 de outubro de 2023 e 
teve o objetivo de definir as prioridades na produção de inovação 
no setor elétrico até 2028. O Plano está focado em ações voltadas à 
digitalização do setor, cibersegurança, modernização e modicidade 
das tarifas, smart grids, entre outros.
“As pesquisas trouxeram uma diversidade muito grande no setor, 
mas também o desafio do regulador em monitorar se esses produtos 
estão de acordo com a proposta da ANEEL, isso fez com que a Agência 
realiza-se uma série de aperfeiçoamentos regulatórios e normativos que 
foram pautados ao longo do ano de 2023, e resultou numa mudança 
de regulamentação do Plano Quinquenal de Investimentos. Então, 
você tem diretrizes muito claras de onde as distribuidoras ou em temas 
que as distribuidoras deveriam investir seus recursos. Quando falo de 
distribuidoras, na verdade, do setor elétrico como um todo, ou seja, 
distribuidoras, transmissoras e geradoras, que têm a compulsoriedade 
de aplicar o recurso para pesquisa e desenvolvimento. Então, nos 
próximos 5 anos, elas têm diretrizes muito claras de quais temas são 
estratégicos a serem investido”, explica Lindemberg.
Além disso, em 2023, entrou em vigor uma determinação com 
o objetivo de enfrentar o desafio da transparência e prestação 
de contas das empresas do setor elétrico, em relação aos recursos 
recebidos da população, sob o pretexto da sociedade reconhecer os 
serviços prestados em seu benefício. “Esse é um ponto que resultou, 
inclusive, numa preocupação e determinação normativa externada 
pela ANEEL, da qual os projetos de pesquisa e desenvolvimento, nos 
próximos 5 anos, terão vídeos de divulgação dos seus portfólios de 
investimentos, com o objetivo de demonstrar à sociedade, de forma 
prática e pragmática, os resultados dos recursos”, complementa 
Lindemberg. 
Outro projeto resultante do Programa de P&D é o IMA-DP, 
tecnologia desenvolvida pela CEPEL, que se baseia na Medição de 
Descargas Parciais (DP), um teste não destrutivo que visa avaliar o 
isolamento de equipamentos elétricos de alta tensão. Essa tecnologia 
pode ser aplicada em cabos, geradores, motores, compensadores 
síncronos, transformadores de potência, reatores, transformadores 
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3.000kVA nas classes de tensão até 36,2kV, 
com frequência de 50Hz ou 60Hz.
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Referência nacional em análises de fluidos isolantes e manutenção 
de transformadores de potência e equipamentos elétricos, a Liquitec 
realizou, no dia 10 de maio, seu primeiro workshop sobre “A importância 
da manutenção dos transformadores”. O evento, que ocorreu no Gran 
Hotel Morada do Sol de Araraquara/SP, contou com a participação de 
mais de 50 pessoas, entre especialistas renomados do setor elétrico, 
empresários, além de diretores e colaboradores da empresa. 
Com uma extensa programação, o encontro debateu temas 
como: boas práticas de inspeções e manutenções preventiva, 
preditiva e corretiva em transformadores e reatores; selagem de 
transformadores - pulmão de ar; acessório de transformador de 
força - instalação, manutenção e falhas; óleo vegetal; termovácuo; 
técnicas e vantagens da regeneração de óleos isolantes; acessório 
de transformador de força - instalação, manutenção e falhas; dentre 
outros temas relacionados à manutenção desses equipamentos.
Os participantes do workshop tiveram ainda a oportunidade 
de acompanhar, virtualmente, uma palestra do Technical Manager 
da Sea Marconi Latinoamericana, Manuel Dal Bello, empresa 
italiana especializada em soluções sustentáveis para a gestão de 
transformadores e outros equipamentos elétricos com fluidos 
isolantes. Com o tema “Investigação de casos de enxofre corrosivo 
- Análise de PCB”, o executivo compartilhou insights valiosos e 
experiências da empresa, que possui mais de 3.000 Clientes em 5 
continentes, com escritórios na França, Espanha, Argentina e Itália 
- sede da empresa. 
“Para nós, da Liquitec, esse workshop foi um marco. Além 
Workshop discute 
a importância da 
manutenção dos 
transformadoresP
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Organizado pela Liquitec, evento reuniu especialistas 
para compartilhar insights, novas tecnologias e 
técnicas de manutenção dos equipamentos
de fortalecer laços com nossa comunidade, pudemos reafirmar 
nosso compromisso com a excelência em serviços relacionados 
a transformadores. O evento foi uma jornada de conhecimento, 
marcada por apresentações instigantes, trocas de ideias e 
experiências enriquecedoras. Profissionais de diferentes origens 
trouxeram perspectivas valiosas, contribuindo para um debate 
diversificado e dinâmico”, destaca o Diretor de RH da empresa, 
Marcos B. Ferreira. 
Liquitec - O Diretor-Executivo da Liquitec, Thiago Marques, 
tratou sobre os benefícios e diferenciais da aplicação do óleo vegetal 
em subestações. De acordo com o especialista, além de proporcionar 
vantagens ambientais, a utilização de óleo vegetal, como fluído 
refrigerador para transformadores, contribui para o aumento da vida 
útil dos materiais isolantes em celulose, além de apresentarem grande 
resistência ao fogo, requisito fundamental para este tipo de fluído. 
“Esperamos que este workshop seja apenas o primeiro de uma série 
de eventos que promovam o aprendizado e a colaboração contínua. 
Estamos ansiosos para construir sobre essa base e proporcionar mais 
oportunidades para crescermos juntos”, ressaltou Thiago Marques.
Coube ainda aos especialistas da Liquitec Luiz Gustavo Rocha 
(Supervisor de Laboratório) e Thales Pratavieira (Gerente Comercial), 
abordarem o tema “Análise de óleos isolantes - técnicas para a 
realização e diagnósticos de transformadores”. Participaram ainda do 
evento: Danilo di Lazzaro – Anilag; Alexandre Vieira – TDM; Claudio 
Rancoleta – Urkraft; Estevão Tomé – Termofiltro; Joyce Fontanella e 
Heitor Grangheli – ITOIL.
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Pioneirismo: ABB vai integrar 
projeto de lítio zero carbono 
A empresa líder em automação, ABB, vai integrar um projeto 
de extração mineral em desenvolvimento na Alemanha que 
promete ser o primeiro no mundo a disponibilizar lítio dissociado 
de emissões para o mercado de baterias. A organização assinou um 
memorando de entendimento com a Vulcan Energy Resources para 
integrar o projeto Zero Carbon Lithium, que pretende extrair lítio de 
água salobra do subsolo do Alto Rio Reno, onde estão os maiores 
depósitos do metal na Europa. 
 “A associação da ABB com a Vulcan oferece perspectivas 
empolgantes porque, se conjugadas, nossas abordagens, expertises 
e tecnologias têm potencial de impactar a produção de baterias para 
usos industriais e domésticos”, explica Michael Marti, diretor global 
da Divisão de Growth Industries,da ABB. 
Premiação: Chint Power Brasil 
lança campanha de incentivo 
para integradores
A Chint Power, fabricante chinesa e líder global com mais de 
um milhão de inversores fotovoltaicos instalados, lançou, no início 
de maio, a campanha de incentivo para integradores brasileiros: a 
“Rally de Vendas 2024”. Com um tema que traz conceitos de energia, 
força e velocidade para incentivar os participantes, a empresa busca 
fortalecer ainda mais a marca, além de colaborar com os resultados 
das distribuidoras parceiras.
O principal prêmio da nova Campanha é uma viagem para Nova 
Iorque/EUA. A Rally de Vendas 2024 teve início no dia 6 de maio e 
considerará as vendas realizadas e cadastradas até 04/08/2024. Para 
participar, basta entrar no site da campanha e se cadastrar 
Mulheres na energia: Energy Summit 2024 anuncia desconto 
especial para a participação de mulheres 
Considerado o principal evento de inovação e empreendedorismo 
em energia sustentável do mundo, o Energy Summit 2024 anunciou um 
desconto exclusivo para mulheres que tenham interesse e sejam do setor 
de energia e que queiram ir ao evento. A categoria “Women In Energy 
Pass”, dará um desconto de até 80% no ingresso do público feminino. 
A quantidade de mulheres no setor de energia ainda é pequena, 
de acordo com estudo da FESA Executive Search, mulheres 
ocupavam apenas 6% dos cargos de liderança no setor de energia no 
Brasil, representando 19% nos cargos de direção e 13% em posições 
de apoio ao negócio. 
Indústrias do futuro: Engerey 
inicia produção de painéis com 
inversores inteligentes APM da 
Schneider 
A Engerey, especializada na fabricação de painéis elétricos 
de baixa e média tensão, anunciou sua nova homologação pela 
Schneider Electric, multinacional francesa com tecnologia em 
automação e energia, para a produção de equipamentos com 
inversores de frequência do modelo Altivar Process Modular (APM).
Os dispositivos têm a função de controlar a velocidade de 
motores de alto desempenho, podendo alcançar até 1.000 kilowatts 
de potência (kW). Os inversores são amplamente utilizados 
em diversos setores industriais, como saneamento, óleo e gás, 
mineração, alimentos e bebidas, além do agronegócio. O diferencial 
dessa nova geração de inversores está em sua capacidade de 
conectividade, que permite o processamento de informações e seu 
compartilhamento em tempo real, resultando em operações mais 
resilientes e produtivas para máquinas, pessoas e sistemas.
Reconhecimento: João 
Carlos Mello assume cadeira 
na Academia Nacional de 
Engenharia 
O CEO da Thymos Energia, João Mello, foi eleito membro titular 
da Academia Nacional de Engenharia (ANE). A instituição, que 
desde 1991 atua na promoção do debate e da proposição de ideias 
e políticas relacionadas à formação de engenheiros, garantiu uma 
cadeira ao executivo por sua trajetória profissional e acadêmica. O 
executivo tomou posse no dia 29 de abril, na Escola de Guerra Naval, 
no Rio de Janeiro, com outros nove profissionais.
“É uma honra receber a titulação de uma instituição que sempre 
tem desempenhado um papel crucial para o fomento do debate 
acadêmico e profissional para moldar as políticas que irão definir 
o futuro da Engenharia no Brasil”, disse João, ao reforçar que está 
animado para colaborar com outros membros para impulsionar a 
inovação e a excelência nesta área.
54
A grande maioria dos curto-circuito elétricos em instalações de 
baixa tensão são devido a falha de isolação entre partes vivas e a 
massa. 
As medidas de proteção contra choques elétricos, seccionamento 
automático da alimentação através de dispositivos específicos 
em função do regime de aterramento, garantirá o desligamento 
automático da alimentação em caso de falha para correntes elevadas.
Mas a falha entre um condutor fase e o terra com amplitude 
menor que a do limite de atuação da proteção de sobrecorrente, 
poderá ocorrer, sem o devido desligamento da proteção.
Quando um cabo é danificado localmente ou uma conexão 
elétrica se deteriora, duas condições podem ocorrer:
Falha de arco em série (Figura 1):
Este fenômeno resulta de um arco entre duas partes do 
mesmo condutor. Sempre que um condutor estiver danificado ou 
uma conexão não estiver devidamente apertada, irá ocorrer um 
ponto quente localizado que carboniza os materiais isolantes nas 
proximidades.
Sendo o carbono, produto resultante na queima do isolante 
de um material condutor, permite o fluxo da corrente que se torna 
excessivo em vários pontos. Como o carbono é depositado de 
maneira não homogênea, as correntes que passam por ele geram 
arcos elétricos para facilitar seu trajeto. Então, cada arco amplifica 
a carbonização dos materiais isolantes, resultando em uma reação 
que é mantida até que a quantidade de carbono seja alta o suficiente 
para que um arco a inflame espontaneamente (Figura 2).
Arco elétrico 
e o risco de incêndio 
em instalações 
em baixa tensão
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Luiz Carlos Catelani Junior * 
Figura 1 - Fonte: Schneider Electric Fire Protection Figura 2 - Fonte: Schneider Electric Fire Protection
55
Sempre que os materiais isolantes entre dois condutores 
energizados forem danificados, uma corrente significativa pode ser 
estabelecida entre os dois condutores, mas é de amplitude baixa 
para ser considerado como um curto-circuito e ocasionar o disparo 
de um disjuntor. Por ser entre dois condutores, dispositivos de 
proteção contra por corrente residual não detecta, pois esta corrente 
não vai para a terra.
Ao passar por estes materiais isolantes, estas correntes de 
fuga otimizam seus caminhos gerando arcos que transformam 
gradativamente os materiais isolantes em carbono. Assim, a mesma 
Falha de arco paralelo, curto-circuito resistivo – 
(Figura 3):
Este fenômeno acontece entre dois condutores diferentes.
Figura 3 - Fonte: Schneider Electric Fire Protection
degradação irá ocorrer, formando mais carbono e gerando mais 
aquecimento até o incêndio.
A característica comum destes fenômenos é a ignição por arcos 
ocasionando fogo, por isso a detecção da presença de arcos é uma 
forma de evitar que eles se transformem em desastre.
Esses fenômenos podem ocorrer normalmente nas seguintes 
situações:
• Cordões de alimentação sujeitos a esforços excessivos;
• Defeitos ou mau contato nos cordões de alimentação;
• Mau contato ou conexões inapropriadas na emenda de cabos;
• Danos acidentais na isolação de condutores;
• Envelhecimento da isolação ou degradação por exposição a 
agentes externos;
• Falta de aperto, mau contato ou perda parcial das conexões elétricas;
• Danos ocasionados por animais roedores.
A tecnologia do dispositivo de detecção de falha de arco 
(AFDD) torna possível detectar perigos à arcos e assim proteger as 
instalações.
Tais dispositivos foram implantados com sucesso nos Estados 
Unidos desde o início da década de 2000, e sua instalação é exigida 
pela NEC (National Electric Code) desde 2013, a Norma Internacional 
IEC 62606 define Dispositivos Detecção de Falha de Arco (AFDD) 
56
A
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o como sendo equipamentos que detectam a presença de arcos 
elétricos perigosos e interrompam a fonte de alimentação do circuito 
para evitar o início da primeira chama.
A velocidade é essencial, pois um arco elétrico pode se 
transformar em um flash (literalmente), incendiar qualquer material 
inflamável próximo e causar um incêndio. De acordo com IEC 62606, 
os dispositivos de detecção de falha de arco devem reagir muito 
rapidamente em caso de falhas de arco e isolar o circuito dentro de 
um tempo limitado. 
Esses perigosos arcos elétricos não são detectados por 
dispositivos de corrente residual nem por disjuntores ou fusíveis.
Figura 4 - Fonte: Schneider Electric Fire Protection
A figura 4 mostra um comparativo entre curvas de atuação de 
disjuntores IEC curvas B, C e D com o tempo de atuação do AFDD. 
Mesmo em correntes menores que a nominaldo disjuntor, há a 
atuação do dispositivo de arco.
O dispositivo de detecção de falha de arco monitora em tempo 
real vários parâmetros elétricos do circuito que protege (Figura - 
5) para detectar informações características da presença de arcos 
elétricos perigosos, em função da forma de onda (Figura - 6).
Alguns parâmetros que são usados para detectar a presença de 
arcos:
• A corrente do arco em série é perigosa assim que seu valor for igual 
ou exceder a 2,5 A;
• A duração e/ou aparecimento do arco muito curto é característico 
da operação normal de um interruptor;
• A irregularidade do arco (os arcos dos motores com escovas, 
por exemplo, são bastante regulares e como tais não deve ser 
considerado perigoso);
• A distorção do sinal de corrente no momento de seu cruzamento 
por zero é característica da presença de arco elétrico: a corrente flui 
somente após o aparecimento de um arco que necessita de uma 
tensão mínima para ser criado;
• A presença de perturbações em níveis variados de diferentes 
frequências é característica da passagem de uma corrente através de 
materiais heterogêneos (como isolamento de cabos).
Figura 5 - Fonte: Schneider Electric Fire Protection
Figura 6 - Fonte: Schneider Electric Fire Protection
Dispositivos de detecção de falha de arco (Figura 7) são 
projetados para limitar os riscos de incêndio causados pela presença 
de correntes de arco nos circuitos terminais de uma instalação fixa.
São instalados em quadros elétricos para proteger circuitos 
que fornecem energia a tomadas e iluminação e são especialmente 
recomendados em casos de reforma e/ou atualização das instalações 
elétricas.
Desde 2014, a Norma Internacional IEC 60364 – Instalações 
elétricas de edifícios Parte 4-42, faz as seguintes recomendações, 
relacionadas à instalação e ambientes de aplicação de AFDDs em 
edifícios residenciais e comerciais:
• Em locais com acomodações para dormir, como hotéis, lares de 
idosos, quartos em locais de habitação;
• Em locais com riscos de incêndio devido a grandes quantidades 
de materiais inflamáveis, como celeiros, marcenarias, depósitos de 
materiais combustíveis;
5757
Figura 7 - Fonte: Schneider Electric Low Voltage Catalogue
• Em ambientes com materiais de construção combustíveis, como 
edifícios de madeira ou aglomerados;
• Em estruturas de fácil propagação de incêndio, como edifícios altos;
• Em locais onde estão alojados bens insubstituíveis, como museus 
e antiquários.
Recomenda-se que os AFDDs sejam instalados em circuitos 
terminais a proteger (isto é, quadro elétrico de uma instalação).
Mais especificamente, a instalação do AFDD é altamente 
recomendada para proteger circuitos com maior risco de incêndio, 
tais como:
• Cabos salientes ou expostos (risco de impactos mecânicos);
• Cabos áreas externas (maior risco de deterioração);
• Cabos desprotegidos em áreas isoladas (como depósitos);
• Fiação envelhecida e deteriorada ou fiação para a qual as caixas de 
conexão são inacessíveis.
A ligação dos AFDD deve ser feita com a passagem dos dois 
condutores que alimentam o circuito, independente se seja de duas 
fases ou uma fase e neutro. Isso se dá para poder monitorar tensão 
e corrente para detecção de arcos conforme mostrado na figura 5.
Para facilitar o uso e a verificação do dispositivo, existe um botão 
teste que executa e verifica se há o desligamento adequado.
*Luiz Carlos Catelani Junior é engenheiro eletricista pela 
Unicamp, com ampla experiência em proteção de sistemas 
elétricos, subestações AT, linhas de transmissão elétrica e 
plantas industriais. Ao longo de sua carreira, tem desenvolvido 
atividades ligadas à geração de fontes renováveis, sendo, 
atualmente, um dos principais especialistas do país em análise 
de energia incidente de média e alta tensão – ATPV e Arc Flash.
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de vendas Principais clientes
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(11) 4199-7515
(47) 3036-3000
(11) 5567-0200
(11) 2969-2244
(21) 3812-3100
(35) 3629-2500
(12) 99163-9377
(47) 3375-6700
(11) 4752-9900
(11) 97389-6213
(16) 3263-9400
(21) 98112-3517
(31) 3218-8030
(11) 2384-0155
(11) 98158-5740
(19) 3272-6380
(31) 98492-8859
(44) 3233-8500
(11) 5094-3200
(47) 3348-1700
(11) 4448-8000
(47) 3036-9666
(44) 3233-8500
(41) 3382-6481
(19)38529555
0800 7289 110
(19) 3515-2000
(11) 97174-4009
(12) 3797-8800
(65) 3611-6500
(11) 2023-9000
(11) 2410 1190
CIDADE
Barueri
Blumenau
São Paulo
São Paulo
Valença 
Itajubá
Pindamonhangaba
Corupá
Suzano
Bauru
Itapolis
Rio de Janeiro
Belo Horizonte
Guarulhos
São Paulo
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Contagem
Mandaguari
São Paulo
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Blumenau
Mandaguari
São José dos Pinhais
Pedreira
São Paulo
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Jundiai
São José dos Campos
Cuiabá
São Paulo
Atibaia 
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Nesta edição, trazemos uma relação completa dos principais distribuidores e 
revendedores de equipamentos para redes de distribuição e transmissão de 
energia. Dinâmico e extremamente conectado com as principais novidades do 
segmento em nível global, os distribuidores desses produtos suprem uma cadeia 
altamente especializada, responsável por garantir a segurança e a resiliência do 
sistema elétrico brasileiro. 
Cabos elétricos Acessórios para 
cabos elétricos Isoladores Compensação de reativos Manutenção
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60
A hora e a vez 
do autoprodutor
O cenário energético global passa por importantes transformações, 
com destaque para as formas renováveis de geração, mais eficientes e 
distribuídas, que visam abastecer um mercado consumidor de energia 
elétrica novo, intenso e célere, alinhado com todas as inovações 
tecnológicas, que vão desde a digitalização das unidades de consumo, 
até a utilização de veículos elétricos. 
No Brasil, não tem sido diferente, com destaque para a micro e 
minigeração distribuída (a “MMGD”), por fonte solar fotovoltaica, que 
atingiu 29GW de potência instalada, o que equivale, apenas a título 
de comparação, ao dobro da potência instalada da Usina Hidrelétrica 
de Itaipú. 
A principal disrupção causada pela MMGD reside no fato de que os 
consumidores têm hoje a possibilidade de gerar sua própria energia, 
seja junto à carga ou remotamente, por meio de equipamentos 
próprios ou alugados, trazendo economias significativas, em razão da 
não aplicação de tributos, reajustes tarifários e aplicação das bandeiras 
tarifárias. 
Sabidamente, até pouco tempo, não existia outra opção para o 
seu abastecimento de energia elétrica, pois dependia inteiramente 
do mercado cativo, que consiste no fornecimento de energia elétrica 
e pagamento apenas às distribuidoras, de acordo com suas áreas de 
concessão. Em virtude de todas essas vantagens, existem hoje mais 
de 2 milhões e meio de consumidores com sistemas de geração 
distribuída conectados às redes de concessionárias, no âmbito do 
Sistema de Compensação de Energia Elétrica (o “SCEE”), anteriormente 
previsto pela REN 482/2012, e agora, revisado para a Lei 14.300/2022, 
conforme dados fornecidos pela ANEEL . 
Como já falamos em colunas passadas, este crescimento 
exponencial da MMGD, inclusive, deu origem a recentes e acaloradas 
discussões acerca das novas regras a serem aplicadas ao SCEE (com 
o recente advento da Lei 14.300) e os eventuais encargos a serem 
cobrados em função do uso da rede, o que gera, não só insegurança 
regulatória para novos empreendimentos, como desgastam a relação 
entre consumidores e distribuidoras, freando investimentos e este 
Frederico Carbonera Boschin é Diretor Executivo da Noale Energia e Sócio 
da Ferrari Boschin Advogados. Conselheiro da ABGD; Conselheiro Fiscal do 
Sindienergia RS e Professor do Curso de MBA da PUC/RS, UCS/RS e PUC/MG.
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crescimento exponencial do setor de geração distribuída ocorrido nos 
últimos anos. 
De forma prática e irreversível, esta é, portanto, a tendência atual 
mais clara nos consumidores de energia – a geração própria de energia. 
Entretanto, gerar a própria energia não é benefício (ou intenção) 
de consumidores residenciais ou atendidos por concessionárias de 
distribuição.
Neste contexto, o mercado livre de energia vive um atual momento 
bastante propício para a penetração da energia solar, tal qual ocorreu 
com o mercado cativo e a geração distribuída. Uma vez que os custos 
de energia sofreram reiterados e severos reajustes, nos últimos anos 
(decorrência da crise hídrica), cada vez mais consumidores livres 
de energia optam pela geração própria de energia – a chamada 
autoprodução de energia (“APE”).
Conceitualmente, autoprodutor é a pessoa física ou jurídica 
ou empresas reunidas em consórcio que recebam concessão ou 
autorização para produzir energia elétrica destinada ao seu uso 
exclusivo, podendo, mediante autorização da ANEEL, comercializar 
seus excedentes de energia.
A figura do autoprodutor de energia no Ambiente de Contratação 
Livre (o “ACL”), o chamado mercado livre de energia, igualmente, vive 
seus momentos de mudanças e de aprimoramentos (nada de novo até 
aqui), todavia, é um mercado mais maduro e acostumado a estritos 
regulamentos e complexidades técnicas, em especial no âmbito do 
Projeto deLei 414, que trata da abertura e modernização do setor 
elétrico como um todo.
Pois bem, conforme o artigo 2º do Decreto nº 2.003/96, 
considera-se como autoprodutor de energia elétrica, a pessoa física ou 
jurídica ou empresas reunidas em consórcio que recebe, concessão ou 
autorização, para produção de energia destinada ao seu uso exclusivo. 
Como observa-se, os autoprodutores possuem como 
finalidade a geração de energia elétrica voltada para o consumo 
próprio, enquadrando-se para fins de qualificação na Câmara de 
Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), como agentes da categoria 
1 https://app.powerbi.com/view?r=eyJrIjoiZjM4NjM0OWYtN2IwZS00YjViLTllMjItN2E5MzBkN2ZlMzVkIiwidCI6IjQwZDZmOWI4LWVjYTctNDZhMi05MmQ0LWVhNGU5YzAxNzBlMSIsImMiOjR9 
61
de geração. 
Como se trata de geração própria de energia, seguindo a 
tendência dita acima, cada uma dessas centrais necessita de dados 
de leitura e regularizações específicas, a fim de padronizar e controlar 
adequadamente suas gerações e consumos. Outro fato importante a 
ser destacado, é que o APE pode vender seus excedentes de energia 
gerados no mercado livre de energia (ACL), segundo o parágrafo 
único do art. 6 “[..] Os outorgados sob o regime de autoprodução de 
energia elétrica estão autorizados a comercializar os seus excedentes 
de energia na forma do inciso IV do art. 26 da Lei nº 9.427, de 26 de 
dezembro de 1996.”, e isso, por si só, já admite a formação de novos e 
mais sofisticados modelos de negócios. 
Percebe-se, portanto, que a injeção de energia na rede da 
concessionária é contabilizada não como créditos de energia, mas 
sim como um produto (TE) a ser comercializado no ambiente de 
contratação livre (ACL) a valores de mercado (preço horário). 
Na resolução normativa N° 921, de 23 de fevereiro de 2021, é 
inserido e devidamente explicado como se configura e se declara um 
autoprodutor de energia, incluindo seus direitos e deveres. Como dito, 
podem ser incluídas pessoas físicas ou jurídicas, por meio de consórcios 
que possuem o objetivo comum de uma implantação ou exploração 
de centrais geradoras elétricas próprias. Essas centrais podem ser de 
energia eólica, os EOL (Central Geradora Eólica), energia hidráulica, 
os PCH (Pequenas Centrais Hidrelétricas) ou de energia solar, os UFV 
(Central Geradora Fotovoltaica). 
Assim, um conceito de autoprodução que surgiu no início dos anos 
90 (destinado e restrito a empreendimentos centralizados construídos 
e geridos por corporações eletrointensivas, em especial siderúrgicas 
e montadoras com gerações hidráulicas remotas), com o advento da 
tecnologia solar e custos compatíveis, vivencia um atual momento curioso: 
a tecnologia solar no mercado livre alcança seu grande concorrente e 
inibidor de expansão - o preço da energia no mercado livre. 
Caso se considere que, no cenário atual, a geração solar tem 
custo igual ou inferior que a aquisição de energia por meio de 
contratos CCEALs (Contrato de Compra de Energia no Ambiente 
Livre), especialmente em aplicações na carga, onde a simultaneidade 
entre curva de carga e curva de geração favorece a autoprodução de 
energia, não por acaso, a geração solar, igualmente tem momento 
favorável no mercado livre de energia.
Os benefícios são econômicos e viabilizados graças a uma 
convergência de fatores rara em um país de custos crescentes: 
tecnologia com custos decrescentes, descontos e exonerações 
tarifárias/setoriais (PROINFA, CDE e CCC) e repercussões tributárias que 
trazem para o concorrido mercado livre de energia as vantagens da 
geração solar descentralizada (ou “distribuída”).
É importante lembrar também que há obrigações, como a 
cobertura de custos e implementações, por parte do outorgado, 
como também a obrigatoriedade de participação dos sistemas de 
transmissão e distribuição nacionais, do pagamento das cotas mensais 
da Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC, da Taxa de 
Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica e dos impostos das já 
citadas redes de transmissão e distribuição, as TUST e TUSD. 
Aqui entram os conceitos de Energia Evitada Vs. Energia 
Comprada. Para os consumidores que possuem autoprodução de 
energia junto à carga e a aferição do consumo é líquida, o que logo 
de início limita o autoprodutor ao pagamento de encargos setoriais 
e tributos que usualmente são cobrados sobre o consumo de energia 
elétrica adquirida de terceiros, seja no âmbito do mercado cativo ou 
livre. 
Diferentes estruturações e gestão energética tem ainda o condão 
de otimizar os benefícios trazidos ao autoprodutor, tais como a 
compra no mercado livre do déficit não produzido ou da venda da 
energia excedente. Não obstante, a notória a liquidez do mercado 
financeiro e a disponibilidade de crédito em condições facilitadas para 
empreendimentos de energia, o que atrai cada vez mais consumidores 
de energia interessados em tornarem-se autoprodutores, seja por 
meio de ativos próprios, ou de ativos de terceiros, são as tendências 
de aumentos nos custos de energia e a facilidade na aplicação da 
tecnologia solar. 
Com essas ideias estabilizadas, passamos para os conceitos e 
implicações da energia evitada e comprada. Para uma boa percepção, 
os conceitos de energia comprada como LCOE (Levelized Cost of 
Electricity ou Custo Nivelado de Energia, em tradução livre) e de 
energia evitada como LACE (Levelized Avoided of Electricity ou Custo 
Evitado Nivelado de Energia). O primeiro é calculado como o custo 
necessário para construir e operar um sistema de geração, até obter 
uma receita positiva para gerar, no mínimo, 1MWh de eletricidade, 
dependendo da fonte alternativa a ser utilizada. 
Já o LACE calcula diretamente o custo evitado da energia gerada, 
ou, em outras palavras, precifica a escolha de não utilizar a reserva 
padrão para atender a demanda, injetando os MW’s produzidos pela 
fonte alternativa na rede de distribuição, “poupando” os MW’s das 
fontes tradicionais e os deixando de reserva na rede, caso ocorra uma 
explosão de demanda. 
Desta forma, o LACE abarca, genericamente, a soma de todos os 
custos evitados de uso das reservas tradicionais, conforme o tempo 
de atividade de planta de geração alternativa é dividida pela média 
de geração anual dessa planta. Esse resultado, em R$/MWh, é o 
informativo de qual o valor dessa nova planta e qual a vantagem de 
inseri-la no sistema de potência geral.
Com isso em mente, entendemos que a autoprodução deve ser 
a nova onda do mercado de energia (distribuída) descentralizada, 
principalmente para aqueles consumidores que tenham possibilidade 
de geração junto à carga, mas que exige maior conhecimento técnico 
do que a geração distribuída, diante de sua complexidade regulatória, 
jurídica, contábil e fiscal.
h ttps://www.in.gov.br/en/web/dou/-/resolucao-normativa-aneel-n-921-de-23-de-
fevereiro-de-2021-305704311 
http://www.abesco.com.br/pt/o-que-e-uma-empresa-esco/ 
Levelized Costs of New Generation Resources in the Annual Energy Outlook 2021, EIA 2021
https://epbr.com.br/competitividade-das-fontes-eolica-e-solar-no-brasil-em-diferentes-
horizontes-temporais-e-implicacoes-praticas/#_ftn1
https://pt.linkedin.com/pulse/lcoe-lace-e-icb-an%C3%A1lise-comparativa-dos-custos-de-om-
c%C3%A2mara-medeiros
https://www.ourworldofenergy.com/vignettes.php?type=electrical-power-generation&id=16
https://www.iea.org/articles/levelised-cost-of-electricity-calculator
Joskow, Paul L. 2011. “Comparing the Costs of Intermittent and Dispatchable Electricity Generating 
Technologies.” American Economic Review, 101 (3): 238-41.
62
Como a implementação 
da Gestão de Ativos 
contribui para transição 
energética justa
o contexto atual da transição energética, tendo a energia 
solar e a eólica como fontes alternativas de energia mais 
baratas e também uma pressão para a manutenção dos 
menores preços da energia em períodos de escassez 
hídrica, as formulações e execução de políticas tarifáriastornam-se 
mais desafiadoras.
Para uma adequada prestação dos serviços públicos de 
energia elétrica – geração, transmissão e distribuição – ela deve ser 
remunerada por meio de preços ou tarifas que viabilizem o serviço 
adequado, com qualidade, a preços módicos e que criem incentivos 
para uma prestação de serviço eficiente. 
O cálculo tarifário deve considerar fatores referentes à 
infraestrutura, fatores econômicos, bem como às políticas públicas 
correlatas que justifiquem a definição de incentivos à modicidade 
tarifária e à eficiência alocativa, com a adequada sinalização ao 
mercado. 
Tais exigências, que se fazem presentes na formulação e na 
execução de uma política tarifária para o setor elétrico, parecem ainda 
mais desafiadoras hoje, em um contexto de transição energética em 
Lílian Ferreira Queiroz é engenheira eletricista, Membro do Cigré 
e especialista em confiabilidade e gestão de ativos. Atualmente, é 
superintendente de Gestão da Manutenção na Eletrobras Eletronorte.
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que a capacidade do sistema elétrico nacional de fornecer energia 
barata é pressionada por eventos climáticos extremos. Junto com 
esse fenômeno, tem-se a maior digitalização de subestações, usinas 
e redes de energia, uso de inteligência artificial, expansão de geração 
descentralizada de energia, exigência da expansão das redes de 
transmissão, descarbonização da indústria, transição energética e 
ESG, eletrificação de veículos e a produção de hidrogênio verde. Com 
isso, sugerem novos modelos de negócio, mas também impõem 
mudanças que podem impactar a tarifa e sua capacidade de refletir 
adequadamente os custos de operação de um sistema complexo. 
E ainda, na discussão crescente pela transição energética 
justa de forma gradual, responsável e crescente, que seja boa para 
o planeta e justa para a sociedade, há a necessidade de expansão 
dos investimentos em novas energias, mas sem abrir mão, de uma 
hora para outra, das fontes existentes. A necessidade de oferta 
de combustíveis renováveis e de projetos de fontes de energia 
renovável, preparando o futuro de baixo carbono, a busca por fontes 
energéticas que sejam, ao mesmo tempo, eficientes e com baixo 
impacto de carbono, para garantir que essa energia não tenha um 
N
63
"A necessidade de oferta 
de combustíveis renováveis 
e de projetos de fontes 
de energia renovável, 
preparando o futuro de 
baixo carbono, a busca 
por fontes energéticas que 
sejam, ao mesmo tempo, 
eficientes e com baixo 
impacto de carbono, para 
garantir que essa energia 
não tenha um custo alto 
demais para o planeta, é 
urgente. "
custo alto demais para o planeta, é urgente. Mas na necessidade 
de termos a transição justa, o Brasil ainda possui propostas para a 
modernização do setor elétrico de uma forma abrangente e que 
ensejarão a necessidade de atualização do modelo de tarifa.
Quando olhamos a transição energética rumo a uma economia 
de carbono zero, vemos que por um lado temos que dobrar a 
oferta de energia para acompanhar a evolução do consumo. Por 
outro lado, as empresas permanecem pressionadas por mais 
competitividade, mais rentabilidade e mais sustentabilidade. Então, 
temos uma dicotomia entre avanços tecnológicos, rentabilidade e 
competitividade.
As empresas que se propõe a implantar um sistema de gestão 
de ativos, que avalia todo o ciclo de vida de seus ativos, que tem 
início na captação de novos projetos, necessidades da companhia, 
que abrange todo o ciclo da vida operacional e que possuem ativos 
em operação, possuem vantagens frente ao clássico processo de 
operação e manutenção. Como o desafio está na manutenção 
operacional destes ativos, extraindo valor em longo prazo, seria 
imprudente negligenciar a importância destes ativos na economia, 
sendo necessária práticas cada vez mais assertivas para geri-los, com 
uma avaliação sistêmica. 
O Asset Management promove e implanta uma cultura de 
investimentos objetivando que o ciclo de vida dos ativos seja 
considerado integralmente, e neste momento, todas as áreas 
envolvidas no ciclo de vida se veem responsáveis por ponderar 
a continuidade de tecnologias existentes, a extração de valor, as 
novas tecnologias emergentes e o sucesso da companhia em longo 
prazo. Assim, a Gestão de Ativos vem como uma alternativa para a 
tomada de decisão de melhor alocação de recursos e contribuição de 
melhoria no serviço adequado, com qualidade, desempenho, custos 
a preços módicos e serviço eficiente. 
64
Cláudio Mardegan é CEO da EngePower Engenharia, Membro Sênior 
do IEEE, Membro do Cigrè | claudio.mardegan@engepower.com
Energia Incidente: 
questões não abordadas 
pela IEEE Std 1584
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OBJETIVO DO ARTIGO DESTA COLUNA
O objetivo desta matéria é salientar pontos importantes, que 
muitas vezes passam desapercebidos pelos profissionais da área 
Estudos, Segurança e Projeto.
QUAL ARCO A IEEE STD 1584 CONSIDERA?
Embora mais de 90% das faltas em sistemas elétricos industriais 
se iniciem como um arco shunt à terra, segundo o paper de Dunki-
Jacabos “The escalating arcing ground-fault phenomenon,” IEEE 
Transactions on Industry Applications, vol. IA-22, no. 6, Nov./Dec. 
1986 esta falta evolui para um arco trifásico, em até 2 ciclos. Dunki-
Jacobs, para mim, é um dos maiores pesquisadores do arco. Com 
base nesta premissa, a norma considera apenas o arco trifásico no 
cálculo da energia incidente.
Com base na premissa acima da norma significa que não 
devemos nos preocupar com o arco fase-terra?
Nós como, Engenheiros de Sistema e Proteção, devemos nos 
preocupar com a Segurança do Trabalhador. Com isso, eu gostaria, 
preferencialmente, que a falta não evoluísse para um Arco Trifásico. 
Então devemos sim nos preocupar com o Arco Fase-Terra.
QUESTÕES NÃO ABORDADAS PELA NORMA IEEE STD 1584-2018
Existem algumas situações reais que não são abordadas na 
metodologia de cálculo de arco e também algumas recomendações 
que poderiam ser incentivadas para melhorar situações do mundo 
real, que serão listadas a seguir, com o ponto de vista do autor desta 
coluna. Algumas dessas situações, são abordadas no paper [17] 
“The Effects of System Grounding, Bus Insulation, and Probability 
on Arc Flash Hazard Reduction – The Missing Links”, do engenheiro 
americano John Nélson (muitas vezes coordenador do PCIC – 
Petroquemical Industrial Conference) do IEEE. Resume-se a seguir os 
principais itens não abordados pelas normas:
a) Painéis arco resistentes
b) Painéis isolados a gás (GIS)
c) Painéis com barramento isolado
d) Probabilidade de um evento
e) Aterramento por resistência de alto valor (HRG – High Resistance 
Grounding)
a) Painéis Arco Resistentes
Os painéis arco resistentes contém a energia incidente dentro do 
painel pelo tempo especificado em seu projeto, construção e ensaio. 
É importante observar este tempo. Para alguns fabricantes, este 
tempo é de 1 segundo, e para outros, pode ser menor. 
O que deve ser feito nas simulações é fixar um tempo muito 
baixo de atuação da proteção, de modo que, na etiqueta, apareça o 
nível de energia mais baixo da NFPA-70E, que atualmente é a energia 
mais baixa < 4 cal/cm2.
É importante salientar que, mesmo sendo um painel arco 
resistente, quando especificado segundo a norma IEC 61439-1 
(Conjunto de Manobra e Comando de Baixa Tensão), deve ser de 
Classe de Arco C e ser instalado relé monitor de arco fotossensível 
para garantir a operação do painel após um arco. Na norma IEC 
62271-200 não se aplica estas classes de arco, você especifica se quer 
ou não um painel Arco Resistente (IAC – Internal Arc Cubicle).
b) Painéis Isolados a Gás
Nos painéis isolados a gás (GIS – Gas Insulated Switchgear), os 
barramentos ficam imersos em SF6 (hexafluoreto de enxofre) e o arco 
não tem como se estabelecer. Este painel possui um manômetro que 
65
normalmente possui dois níveis de atuação:alarme e trip por baixa pressão.
O que tem que ser feito nas simulações é fixar um tempo muito baixo de atuação da proteção 
de modo que na etiqueta apareça o nível de energia mais baixo da NFPA-70E, que atualmente é a 
energia mais baixa < 4 cal/cm2.
Nos painéis com barramento isolado o que tem que ser feito nas simulações é fixar um tempo 
muito baixo de atuação da proteção de modo que na etiqueta aparece a categoria mais baixa da 
NFPA-70E, que atualmente é a Categoria 1 (< 4 cal/cm2).
c) Painéis Com Barramento Isolado
Atualmente, as empresas com um maior nível de consciência sobre segurança, tem adquirido 
seus painéis de baixa tensão com barramentos isolados. Isto minimiza a probabilidade de 
escalamento do arco entre as fases.
O que tem que ser feito nas simulações é fixar um tempo muito baixo de atuação da proteção 
de modo que na etiqueta apareça o nível de energia mais baixo da NFPA-70E, que atualmente é a 
energia mais baixa < 4 cal/cm2.
d) Probabilidade de Ocorrência de um Evento
A probabilidade de ocorrência de um evento é um fator importante a ser ponderado pelo 
engenheiro. A segurança envolve, no caso de energia incidente, a minimização do valor da energia 
incidente e também da probabilidade de ocorrência de evento sério. Atualmente, pouco se 
tem escrito sobre este tema. Isto está descrito no paper “The effects of system, grounding, bus 
insulation and probability on arc flash reduction – missing links [17].
e) Aterramento por resistência de alto valor (HRG)
Conforme já mencionado neste treinamento a norma IEEE Std 1584 trata apenas do arco 
trifásico. Entretanto, é sabido que mais de 90% das faltas se iniciam como falta fase-terra. A IEEE 
1584 trata apenas do arco trifásico com base no paper de Dunki-Jacobs, que diz que uma falta à 
terra em sistemas solidamente aterrados evolui rapidamente para uma falta trifásica (1 a 2 ciclos). 
Nós, como engenheiros de proteção, temos que procurar evitar que uma falta fase-terra evolua 
para uma falta trifásica.
Isto pode ser feito através da utilização de um resistor de aterramento de alto valor instalado no 
neutro. Isto não reduz a energia incidente do arco trifásico calculada pelo software, mas, no mundo 
real, evita que uma falta por arco trifásico se estabeleça, ou seja, diminuímos a probabilidade de 
ocorrência de um arco trifásico
Quem quiser se aprofundar no tema de Energia Incidente, basta fazer um treinamento sobre 
o tema. escreva um email para treinamentos@engepower.com e você receberá as informações 
necessárias.
66
Luciano Rosito é engenheiro eletricista, especialista em iluminação e iluminação 
pública. Professor de cursos de iluminação pública no Brasil e exterior. 
Atualização da NBR 
5101: avanços e 
desafios
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o dia 25 de março de 2024, finalmente foi publicada 
a revisão da NBR 5101, agora com o título Iluminação 
Viária - Procedimentos. Já pela mudança do título 
e escopo, percebe-se que a revisão foi bastante 
significativa. Aqui vamos ver alguns dos pontos mais relevantes, 
e a partir disto, fazer algumas análises do impacto nos futuros 
projetos de iluminação Viária .
Um longo período de revisão e três CNs (Consultas Nacionais) 
foram necessárias para que se concretizasse esta versão publicada. 
A mudança de escopo se dá pela inclusão da iluminação privada 
e não mais somente a pública. O principal ponto de discordância 
após o envio para as consultas nacionais foi a limitação da 
temperatura de cor para os tipos de vias, limitando-se a 2700K 
e 2200K a temperatura de cor máxima para as vias locais. Para 
N
 A falta de atualização das 
temperaturas de cor na referida 
Portaria e outros pontos que já 
poderiam ter sido atualizados, 
se não forem incluídos, poderão 
gerar a impossibilidade de 
aplicação da NBR 5101 na prática. 
faixas de pedestres, ainda admite-se 3000K. Tal fato acabou 
gerando um atraso na publicação, que deveria ter sido feita em 
2023 e a inclusão de uma nota na introdução da norma por parte 
do órgão regulamentador em função de contratos existentes 
e a necessidade de um período de adaptação exclusivamente 
no que diz respeito à temperatura de cor. Ora, esta norma é de 
procedimentos para projetos de iluminação Viária e não de 
construção de luminárias viárias, a qual é regulamentada pela 
Portaria 62.
 A falta de atualização das temperaturas de cor na referida 
Portaria e outros pontos que já poderiam ter sido atualizados, se 
não forem incluídos, poderão gerar a impossibilidade de aplicação 
da NBR 5101 na prática. O órgão que regulamenta o produto que 
é definido no projeto de acordo com a NBR 5101, impede a efetiva 
utilização de uma norma da ABNT, quase um mês depois de sua 
publicação. Espera-se que este impasse seja resolvido, com a 
publicação de portaria complementar ou outro instrumento.
Mas a revisão da norma trará diversos outros avanços e 
mudanças, bem como a evolução de muitos conceitos existentes. 
Destaco aqui os critérios de densidade e energia e densidade de 
potência, a nova classificação das vias e tipologias, a classificação 
BUG e maior destaque ao combate da poluição luminosa. Faixas 
de pedestres e critérios de luminância já fazem parte da Norma 
desde 2012, mas foram aprimorados. 
Nos próximos meses, deve haver muitas discussões técnicas e 
aprendizado sobre a utilização da Norma e evolução, até mesmo 
da maneira que se constroem as luminárias viárias, em diversos 
sentidos. Com isto, podemos ter uma nova forma de se fazer 
engenharia no mercado de iluminação externa, visando aspectos 
qualitativos e não somente quantitativos, assim como uma 
iluminação externa mais preocupada com o meio ambiente e o 
ser humano, respeitando de forma mais ampla a natureza.
67
TELBRA 1
68
Roberval Bulgarelli é engenheiro eletricista e consultor sobre equipamentos 
e instalações em atmosferas explosivas.
Novos requisitos sobre 
inspeção e manutenção 
de equipamentos e 
instalações em atmosferas 
explosivasIn
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E
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Foi publicada pela IEC em 01/12/2023, a Edição 6.0 da Norma 
internacional IEC 60079-17 – Atmosferas explosivas – Parte 17: 
Inspeção e manutenção de instalações elétricas.
As instalações de instrumentação, automação, 
telecomunicações e elétricas “Ex” em áreas classificadas possuem 
características especificamente projetadas, de forma a torná-las 
adequadas para operações nestas áreas, com o risco da presença 
de atmosferas explosivas formadas por gases inflamáveis ou 
poeiras combustíveis. É essencial, por razões de segurança, que seja 
mantida a integridade destas características específicas “Ex” nestas 
áreas classificadas, durante o ciclo total de vida destas instalações.
Esta norma pode ser considerada como sendo uma das mais 
importantes da Série IEC 60079, sob o ponto de vista de segurança 
e de conformidade técnica e legal das instalações “Ex”. Isto se deve 
ao fato de que nas inspeções iniciais e periódicas “Ex” podem ser 
identificadas e prontamente corrigidas eventuais “desvios” ou “não 
conformidade” nos equipamentos “Ex”, devido a falhas dos serviços 
de montagem, manutenção ou recuperação dos equipamentos “Ex”, 
ao longo do ciclo total de vida das instalações “Ex”.
Esta parte da Série ABNT NBR IEC 60079 (Atmosferas explosivas) 
é destinada a ser utilizada por usuários, proprietários e operadores de 
instalações em áreas classificadas e abrange os fatores diretamente 
relacionados aos serviços de inspeção e manutenção de instalações 
instrumentação, automação, telecomunicações e elétricas “Ex”.
Esta Norma complementa os requisitos para inspeção e testes 
de normas para instalações em áreas não classificadas. Esta Norma é 
destinada a ser aplicada quando existe o risco devido a presença de 
uma atmosfera explosiva de gases inflamáveis ou mistura de poeira 
com o ar ou com camadas de poeiras combustíveis sob condições 
atmosféricas normais.
Nesta norma são especificados os requisitospara inspeções “Ex” 
com grau visual, apurado e detalhado, bem como para inspeções “Ex” 
iniciais, periódicas e por amostragem.
Nesta Norma são apresentados os programas de inspeção de 
instalações e equipamentos “Ex” com tipos de proteção Ex “d”, Ex “e”, 
Inteligência em ProteçãoInteligência em Proteção
Empresa brasileira com sede em São Paulo especializada em relés de Empresa brasileira com sede em São Paulo especializada em relés de 
proteção para cabines primárias com ou sem Geração de Energiaproteção para cabines primárias com ou sem Geração de Energia
REMP-GREMP-GDD
Relé para geraçãoRelé para geração distribuíd distribuída renovável, a renovável, 
fotovoltaica, eólica, micro PCH, biogás, fotovoltaica, eólica, micro PCH, biogás, 
compensação ou geração de energia.compensação ou geração de energia.
• • ANSANSII: 50/51 - 50N/51N - 50GS/51GS : 50/51 - 50N/51N - 50GS/51GS 
50AFD - 2x67 - 2x67N - 51V - 2x27 - 2x59 50AFD - 2x67 - 2x67N - 51V - 2x27 - 2x59 
2x32 -2x32 - 37 - 2x81U - 2x81O 2x81R - 78 37 - 2x81U - 2x81O 2x81R - 78 
59N - 25 - LVBM - 47 46 - 74 - 86 - 79V 59N - 25 - LVBM - 47 46 - 74 - 86 - 79V 
08 - 27-0;08 - 27-0;
• • Eventos;Eventos;
• • Oscilografia;Oscilografia;
• • Software gratuitoSoftware gratuito..
RREMP 100EMP 100
Relé para cabRelé para cabines primárias com ou ines primárias com ou 
sem rearme automático.sem rearme automático.
• • ANSIANSI: 5: 50/51 - 50N/51N - 50GS/0/51 - 50N/51N - 50GS/
51GS - 50AFD - 27 - 59 - 47 - 74 51GS - 50AFD - 27 - 59 - 47 - 74 
86 - 79V - 27-0;86 - 79V - 27-0;
• • Software gratSoftware gratuitouito..
www.www.relprot.com.brrelprot.com.br
E-mail: contato@relprot.com.brE-mail: contato@relprot.com.br
Tel.: (11) 2667-65Tel.: (11) 2667-657575
Av. Álvaro Ramos, 1810 - Quarta ParadaAv. Álvaro Ramos, 1810 - Quarta Parada
São Paulo/SP - CEP: 03330-000São Paulo/SP - CEP: 03330-000
69
Ex “n”, Ex “t”, Ex “p”, Ex “i” e Ex “o”, de acordo com o grau de inspeção a 
ser aplicado em cada caso (detalhado, apurado ou visual).
Esta Norma apresenta também, dentre outros requisitos sobre 
inspeção de instalações “Ex” “antigas”, competências pessoais 
requeridas dos inspetores “Ex”, requisitos de manutenção de 
equipamentos “Ex”, influências externas às instalações “Ex”, análise 
e aplicação das “condições específicas de instalação” (equipamentos 
com certificados com sufixo “X”) e procedimento típico para 
inspeções periódicas das instalações “Ex”, sejam novas ou existentes.
Dentre as principais alterações técnicas que foram introduzidas 
nesta nova edição da IEC 60079-17 podem ser destacadas as 
seguintes:
• Incluídas orientações adicionais sobre fatores que contribuem para 
a deterioração dos equipamentos “Ex”
• Incluídos esclarecimentos sobre a utilização das tabelas de inspeção 
“Ex”
• Introdução de requisitos para inspeção de equipamentos com 
tipo de proteção Ex “o” (Proteção de equipamentos por imersão em 
líquido)
Os sistemas informatizados existentes para gestão de ativos 
e inspeções de equipamentos de instrumentação, automação, 
telecomunicações e elétricas “Ex”, utilizados por diversas empresas 
usuárias, proprietárias ou operadoras de instalações “Ex”, necessitam 
ser devidamente atualizados, de forma a incorporar as alterações que 
foram introduzidas nesta nova edição da Norma IEC 60079-17.
Os profissionais participantes da Comissão de Estudo CE 
003.031.001 do Subcomitê SCB 003.031 (Atmosferas explosivas) 
da ABNT/CB-003 (Eletricidade) acompanharam todo o processo de 
revisão, atualização, comentários, votação e publicação desta nova 
edição da Norma IEC 60079-17. Com a publicação desta nova edição 
foram iniciados os trabalhos de revisão da respectiva Norma Técnica 
Brasileira adotada ABNT NBR IEC 60079-17, de forma a manter a 
devida atualização e harmonização com a respectiva norma técnica 
internacional, com base nos requisitos da DIRETIVA 3 da ABNT: 
Adoção de documentos técnicos internacionais.
Mais informações sobre a Norma técnica internacional IEC 
60079-17 Ed. 6.0 estão disponíveis na IEC Webstore: https://webstore.
iec.ch/publication/90154
Inteligência em ProteçãoInteligência em Proteção
Empresa brasileira com sede em São Paulo especializada em relés de Empresa brasileira com sede em São Paulo especializada em relés de 
proteção para cabines primárias com ou sem Geração de Energiaproteção para cabines primárias com ou sem Geração de Energia
REMP-GREMP-GDD
Relé para geraçãoRelé para geração distribuíd distribuída renovável, a renovável, 
fotovoltaica, eólica, micro PCH, biogás, fotovoltaica, eólica, micro PCH, biogás, 
compensação ou geração de energia.compensação ou geração de energia.
• • ANSANSII: 50/51 - 50N/51N - 50GS/51GS : 50/51 - 50N/51N - 50GS/51GS 
50AFD - 2x67 - 2x67N - 51V - 2x27 - 2x59 50AFD - 2x67 - 2x67N - 51V - 2x27 - 2x59 
2x32 -2x32 - 37 - 2x81U - 2x81O 2x81R - 78 37 - 2x81U - 2x81O 2x81R - 78 
59N - 25 - LVBM - 47 46 - 74 - 86 - 79V 59N - 25 - LVBM - 47 46 - 74 - 86 - 79V 
08 - 27-0;08 - 27-0;
• • Eventos;Eventos;
• • Oscilografia;Oscilografia;
• • Software gratuitoSoftware gratuito..
RREMP 100EMP 100
Relé para cabRelé para cabines primárias com ou ines primárias com ou 
sem rearme automático.sem rearme automático.
• • ANSIANSI: 5: 50/51 - 50N/51N - 50GS/0/51 - 50N/51N - 50GS/
51GS - 50AFD - 27 - 59 - 47 - 74 51GS - 50AFD - 27 - 59 - 47 - 74 
86 - 79V - 27-0;86 - 79V - 27-0;
• • Software gratSoftware gratuitouito..
www.www.relprot.com.brrelprot.com.br
E-mail: contato@relprot.com.brE-mail: contato@relprot.com.br
Tel.: (11) 2667-65Tel.: (11) 2667-657575
Av. Álvaro Ramos, 1810 - Quarta ParadaAv. Álvaro Ramos, 1810 - Quarta Parada
São Paulo/SP - CEP: 03330-000São Paulo/SP - CEP: 03330-000
70
EBT: interpretação da 
interface da NR-10 e 
NR-12 – Parte 2/3
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Aguinaldo Bizzo de Almeida é engenheiro eletricista e atua na área de Segurança 
do trabalho. É membro do GTT – NR10 e inspetor de conformidades e ensaios 
elétricos ABNT – NBR 5410 e NBR 14039, além de conselheiro do CREA-SP. 
onforme ressaltado no artigo anterior, é necessário 
interpretação correta quanto à aplicação da EBT – Extra 
Baixa Tensão referente aos requisitos estabelecidos na 
NR-10 e NR-12, onde algumas premissas básicas devem ser 
consideradas:
1 - O uso da EBT–extra-baixa tensão, sem dúvida, é a alternativa 
ideal considerando possível exposição ao choque elétrico, onde 
o potencial de dano, se atendido corretamente as premissas 
estabelecidas na NBR 5410 BT, é “mínimo”, propiciando segunda aos 
profissionais que operam máquinas equipamentos;
2 - Entretanto, é plenamente possível operações em BT – baixa 
tensão de forma segura, devendo as medidas de controle para 
choque elétrico por contato direto e indireto serem definidas e 
especificadas no memorial descritivo do projeto das instalações 
elétricas, considerando as influências externas (A,B e C) da NBR 5410 
BT, vide alínea “e” do item 10.3.9 da NR-10 : “o memorial descritivo do 
projeto deve conter, no mínimo, os seguintes itens de segurança: e) 
precauções aplicáveis em face das influências externas....”
3 - Ressalta-se que os níveis de tensão EBT descritos na NR 12, ou 
seja, 25 Vca ou 60 Vcc, referem-se a condições de influências externas, 
em “condições específicas”, caracterizadas como “situação 2” na NBR 
5410, sendo BB3 - Resistência Elétrica do Corpo Humano e BC4 - 
Contato das Pessoas com Potencial de Terra, ou seja, condições 
especiais foram generalizadas;
4 - 4 – Em 2016, devido a necessidade de correção das condições 
restritivas inicialmente descritas, ocorreu alteração na NR 12, 
vide item 12.4.13.1.1. Poderá ser adotada outra medida de 
proteção contra choques elétricos, conforme normas técnicas 
oficiais vigentes em alternativa as alíneas “b” dos respectivos 
subitens 12.4.13 e 12.4.13.1 desta NR, ou seja, permite a adoção 
de outra medida de controle de proteção contra choque elétrico 
conforme Normas Técnicasvigentes, especialmente a NBR 5410 
– BT. Entretanto, essa possível condição deve obrigatoriamente 
ser contemplada no memorial descritivo das instalações elétricas 
evidenciando as medidas de proteção ao risco de choque elétrico;
5 - Ressalta-se que a efetiva aplicação da EBT – extra baixa tensão em 
indústrias de grande porte, devido características e vultuosidade das 
instalações elétricas, nem sempre será possível (inclusive em alguns 
casos inexequíveis...), ou seja, necessariamente outras medidas de 
proteção ao risco de choque elétrico deverão ser consideradas;
6 - Dessa forma, novos projetos, devemos priorizar o uso da EBT 
– extra-baixa tensão quando aplicável, e, instalações existentes, 
especialmente as que possuem idade avançada e processos 
complexos, devem ser avaliadas a adoção de medidas específicas 
para proteção ao risco de choque elétrico;
7 - Assim, para atendimento aos requisitos estabelecidos nos 
subitens 12.4.13 e 12.4.13.1 da NR12, quanto a “ser adotada outra 
medida de proteção contra choques elétricos, conforme normas 
técnicas oficiais vigentes em alternativa ao emprego da EBT -extra 
baixa tensão”, é necessário que seja elaborado por Profissional 
Legalmente Habilitado, um Parecer Técnico atestando as condições 
existentes nas instalações elétricas quanto às medidas de controle 
existentes para proteção ao risco de choque elétrico por contato 
direto e contato indireto;
8 - Seja evidenciado no Inventário de Perigos e Riscos Elétricos do 
PGR- NR 1, a real classificação do nível de risco da condição laboral 
existente.
Ressalto novamente a complexidade desse tema, que gera 
conflito em praticamente todas as grandes empresas que possuem 
instalações elétricas de grande porte, tanto para profissionais da 
área elétrica, como para profissionais do SESMT, bem como para 
profissionais que elaboram Laudos Técnicos da NR12 e NR-10, 
e, especialmente aqueles que efetuam fiscalização, causando 
problemas para as Organizações. 
Dessa forma, é necessário que todos os “personagens” que 
atuam com processos referentes a NR 10 e NR 12, independente da 
formação, sejam capacitados adequadamente, para que possam 
desenvolver os trabalhos de forma correta.
71
72
Daniel Bento é engenheiro eletricista. Membro do Cigré, onde 
representa o Brasil em dois grupos de trabalho sobre cabos isolados. 
É diretor executivo da Baur do Brasil | www.baurbrasil.com.br
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co Usinas Eólicas, Solares e 
Grandes Indústrias - 
Rede de Média Tensão - 
Manter é preciso - Parte I
m uma das últimas colunas que publiquei neste espaço, 
iniciei uma discussão acerca da importância do correto 
comissionamento nas redes de média tensão em usinas 
eólicas e solares, antes da energização das plantas, uma prática que 
também podemos estender para as grandes indústrias que possuem 
muitos cabos isolados de média tensão. Tal ação assegura que os 
circuitos comecem a operar sem irregularidades que, ao longo da 
operação, poderiam evoluir para falhas, comprometendo a vida útil 
desses ativos. 
Durante um comissionamento bem executado, todas as ações 
possíveis para mitigação de risco são adotadas, devido à maior 
probabilidade de falhas nessa etapa inicial do ciclo de vida. Assim, 
após o comissionamento, falhas eventuais podem ocorrer, mas, 
se os procedimentos de instalação foram bem executados e o 
comissionamento realizado corretamente, serão eventos isolados 
e, rapidamente, a rede de média tensão atingirá um nível de 
probabilidade de falhas constante e mínimo, que deverá perdurar 
por anos. 
O fato é que, como qualquer produto industrializado, cabos 
isolados também estão sujeitos à degradação com o passar do 
tempo, e tendem a apresentar sintomas de envelhecimento, com 
variação no valor do tangente delta, após cerca de 10 anos em 
operação. Então, como assegurar que a vida útil desses importantes 
ativos seja prolongada? Através de boas estratégias de manutenção! 
Após o período de aproximadamente 10 anos, torna-se 
recomendável o aumento da frequência de procedimentos de 
manutenção. Mecanismos de envelhecimento começam a se 
tornar mais significativos e o acompanhamento preditivo pode 
ser empregado para identificar defeitos e direcionar ações para 
prevenção de falhas. Os próprios ensaios preditivos deverão 
direcionar a frequência ideal de execução dos ensaios, juntamente 
com restrições de disponibilidade.
A seguir, vamos listar algumas abordagens que podem ser 
E adotadas durante a operação, de forma única e global, a todos os 
cabos do empreendimento, ou de forma combinada e selecionada 
para alguns trechos dos circuitos, seja em acordo com criticidade, 
histórico, entre outros. 
Run-to-failure
A estratégia de manutenção run-to-failure é utilizada em 
diversos segmentos da área de manutenção, quando o impacto das 
falhas é considerado baixo ou possíveis ações de manutenção são 
pouco eficazes. Para cabos isolados, quando aplicada esta filosofia 
de manutenção, usualmente nenhum tipo de ensaio elétrico é 
feito durante paradas programadas de manutenção. Os cabos são 
substituídos com base em alguma regulamentação interna como, 
por exemplo, o tempo em operação.
Figura 1 - Gráfico esquemático que correlaciona a condição dos 
cabos isolados em função do tempo em serviço. Note que há uma 
pequena fração de cabos em condições ruins, no início da vida útil. 
Após o período inicial de vida há certa dispersão na condição dos 
cabos, sendo que alguns que se apresentam em piores condições 
podem produzir falhas eventuais. Após o período de 40 anos, neste 
exemplo, todos os cabos seriam substituídos, mas note que alguns 
cabos ainda em boas condições seriam substituídos, havendo 
perdas e desperdícios associados
73
Como benefícios desta estratégia, podemos citar a 
simplicidade e o baixo custo com equipe de manutenção. No 
entanto, há usualmente uma taxa de falhas mais elevada do 
que pela adoção de outras estratégias, pois cabos com desvios 
e defeitos são mantidos em operação. Devido ao procedimento 
empírico adotado para a substituição dos cabos ao fim da vida 
útil, os ativos não são otimizados, sendo substituídos cabos que 
poderiam se manter em operação, em boas condições, e mantidos 
outros que se apresentam degradados, que já deveriam ter sido 
substituídos.
Testagem periódica
Esta estratégia emprega os testes de tensão aplicada, de forma 
sistemática, para eliminação de cabos ou trechos de cabos que se 
apresentem em condições ruins. A filosofia é esquematizada na 
figura abaixo. Os cabos que apresentam condição ruim, ou seja, 
acima da linha amarela, são reprovados nos testes de performance 
e devem ser corrigidos antes de serem colocados novamente 
em operação. Após a correção, há melhora na condição geral 
do cabo, de modo que esta estratégia estabelece um critério 
mínimo de performance para os ativos. A eliminação dos defeitos 
durante as paradas reduz, teoricamente, a quantidade de falhas e 
intercorrências em operação.
Como o número de falhas em operação é reduzido, há 
menor custo associado a perdas de geração, perdas decorrentes 
dos eventos de falhas e redução em riscos para segurança 
dos colaboradores. Os testes, no entanto, demandam tempo 
considerável e é difícil a aplicação generalizada, tanto nos parques 
eólicos e solares, como nas grandes indústrias. Além disso, devido 
ao estresse elétrico recorrente a que os cabos são submetidos, 
é possível haver pequena redução na vida útil dos ativos. A 
aplicação desta metodologia geralmente não modifica os critérios 
adotados para substituição dos cabos no fim da vida útil, similares 
ao run-to-failure, ou seja, ao alcançar determinada idade, os cabos 
são substituídos, não sendo otimizados em relação a este aspecto.
Na próxima coluna, daremos prosseguimento ao tema 
apresentando outras três abordagens que podem ser adotadas 
durante a operação para prolongar a vida útildos cabos. Até mais! 
Figura 2 - Gráfico esquemático que correlaciona a condição dos 
cabos isolados em função do tempo em serviço. Ao aplicar os 
testes de tensão aplicada é delimitado um critério de performance. 
Cabos ruins são reprovados nos testes e corrigidos antes de 
serem novamente colocados em operação. No entanto, ainda há 
desperdício na etapa de substituição dos cabos ao fim da vida útil
74
Por: Eng José Starosta – Diretor da Ação Engenharia e Instalações Ltda
jstarosta@acaoenge.com.br
A necessária conformidade 
da alimentação elétrica aos 
equipamentos de Tecnologia 
da Informação - TI
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ão é de hoje que tratamos do tema relativo à necessidade 
de monitorar a qualidade da energia, não só nas fontes 
de energia, mas aqueles considerados estratégicos 
na distribuição de energia desde os barramentos de 
paralelismo de geradores, chaves de transferência em média e baixa 
tensão, PDU’s e RPPs. 
Quanto mais próximo da carga de TI for a monitoração, maior 
será o nível de conformidade. O artigo publicado e disponível no link: 
(https://www.acaoengenharia.com.br/upload/dt01-cargas-cr%C3% 
ADticas-e-compliance-de-energia.pdf trata do assunto de forma 
detalhada
Essas questões, entre outras, certamente, foram tema de 
discussões na elaboração da revisão de 2017 da norma ANSI-TIA 942. 
Na tabela 13 da norma (reference guide), especificamente ao 
tema relativo às instalações elétricas, observam-se as recomendações 
quanto à necessária monitoração. As tabelas abaixo são referenciadas 
à essa tabela 13 e apresentam as recomendações dos pontos de 
monitoração das instalações e a forma de notificação em relação à 
classificação TIER do data center.
N
Pontos de monitoração
Distribuidora
Transformador Principal
 Gerador
UPS e chaves estáticas relacionadas
Disjuntores dos circuitos alimentadores
PDU's
Chaves Estaticas das Cargas
DPS
circuitos terminais das cargas críticas
Formas de notificação 
TIER 1
 
 
 
 
 
 
 
 
 
TIER 1
NA
TIER 3
 








TIER 3
em console na 
sala de controle, 
além de e-mail e 
ou mensagens de 
texto
TIER 2

 
 
 
 
 
 
 
 
TIER 2
em console 
na sala de 
controle
TIER 4
 








TIER 4
em console na sala de 
controle, além de e-mail 
e ou mensagens de texto 
enviado a diversas pessoas
O documento também apresenta a necessária monitoração de 
baterias, também em função da classificação TIER, especificamente TIER 3 
e TIER 4.
O grau de monitoração não está claramente especificado no 
documento e a importância ao tema dependerá dos aspectos relacionados 
à confiabilidade desejável das instalações. A monitoração pode considerar 
o estado de disjuntores (aberto/fechado), presença ou não de tensão em 
barramentos, e se equipamentos estariam operando ou não.
Outros níveis de monitoração podem considerar informações mais 
detalhadas como os valores de tensão, correntes e outras variáveis elétricas 
instantâneas ou valores históricos registrados.
Sob o ponto de vista de conformidade na alimentação de cargas TI, a 
questão está relacionada a necessidade de garantia que as condições de 
suprimento de energia estariam adequadas durante toda a operação dos 
equipamentos e cargas alimentadas, sob os aspectos de imunidade das 
cargas e outras variáveis, como os limites de fornecimento definidos pela 
regulação das distribuidoras de energia.
O uso de instrumentos específicos de monitoração da Qualidade 
da Energia Elétrica exerce essa função, como os exemplos nos 
gráficos que se seguem.
São apresentados os registros das tensões eficazes durante VTCD 
(variação de tensão de curta duração) e da forma de onda da tensão, durante 
distúrbio de aproximadamente 5 ciclos. Havendo algum tipo de irregularidade 
na operação, os registros podem aferir se a causa da irregularidade da 
operação da carga teria sido a energia elétrica com desvios em relação aos 
padrões aceitáveis e desejáveis, tanto pelo lado da fonte, como das cargas.
75
76
Minerais estratégicos para 
a transição energética – 
o caso do neodímio
Danilo de Souza é professor na Universidade Federal de Mato Grosso, 
sendo membro do Núcleo Interdisciplinar de Estudos em Planejamento 
Energético – NIEPE, e é Coordenador Técnico do CINASE – Circuito 
Nacional do Setor Elétrico. Danilo também é Pesquisador no Instituto de 
Energia e Ambiente da USP | www.profdanilo.com
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o cenário atual de discussões acerca da transição 
energética, os recursos eólicos aparecem com destaque 
dentre as possibilidades viáveis de complementariedade 
para produção de eletricidade. A apropriação da energia 
dos ventos é caracterizada por sua natureza intermitente o que 
coloca desafios à sua adoção, diferentemente das tradicionais 
fontes disponíveis de resevas naturais (carvão, gás, petróleo). Para 
complementar os sistemas de geração de energia elétrica existentes, 
a energia eólica se apresenta como um vetor importante, sendo 
considerada promissora no processo de transição energética global, 
pois utiliza o vento — um recurso natural inesgotável e amplamente 
disponível — para gerar eletricidade sem emitir gases de efeito 
estufa.
N
Atualmente, a integração da energia eólica nas redes elétricas 
tem se mostrado viável devido a avanços tecnológicos que permitem 
uma operação mais estável e eficiente. Esses avanços tecnológicos 
dos sistemas de armazenamento de energia (baterias) e melhorias 
na previsão meteorológica, tem facilitado a gestão da variabilidade 
natural da produção de energia eólica.
A principal tecnologia usada para geração de energia eólica são 
os geradores de ímãs permanentes. O elemento químico neodímio 
é crucial para a fabricação dos ímãs permanentes empregados nos 
geradores eólicos devido à sua habilidade em manter fortes campos 
magnéticos, aumentando a eficiência na conversão da energia 
cinética do vento em eletricidade. 
 Ressalta-se que o setor industrial depende fortemente de 
eletricidade, abrangendo uma ampla variedade de aplicações, como 
motores elétricos (para movimento de fluidos, processamento de 
materiais, manuseio, compressores de ar, refrigeração e operações 
auxiliares de caldeiras), aquecimento e iluminação. Em 2021, os 
sistemas de motores elétricos representavam cerca de 70% da 
demanda por eletricidade no setor industrial. Portanto, é crucial 
implementar estratégias para melhorar a eficiência energética desses 
sistemas. Além de contribuir para uma indústria mais competitiva, 
essa abordagem pode reduzir a demanda de eletricidade na rede, 
aumentando assim a capacidade disponível e oferecendo uma 
alternativa à criação de novas infraestruturas, que são caras e 
demandam tempo para implantação.
Os Motores de Indução de Gaiola de Esquilo (MIT), que 
representam mais de 95% de todas as aplicações de acionamento 
no setor industrial, apresentam perdas significativas inerentes no seu 
rotor. Com objetivo de aprimoramento da eficiência dos MIT, foram 
criados índices de eficiência energética adotados em diversos países e 
no Brasil; estes índices iniciam no numeral 1 e à medida que se alcança 
a eficiência esperada cria-se um novo índice. Portanto, alcançar o 
nível de eficiência IE5 é um desafio. Reconhecendo essa limitação 
77
dos MITs tradicionais, os Motores Síncronos de Ímãs Permanentes 
(MSIP) surgiram como alternativas viáveis, oferecendo a possibilidade 
de aumentar significativamente a eficiência energética e alcançar 
potencialmente o nível de eficiência IE5, e mais recentemente, 
IE6. Os MSIP não apresentam perdas de energia no rotor, o que 
aumenta significativamente a eficiência energética, devido aos ímãs 
permanentes feitos de neodímio, ferro e boro (NdFeB) em seus rotores.
Nesse sentido, outro uso final de energia em que os motores 
elétricos são fundamentais, é na mobilidade elétrica. Os motores 
elétricosde carros podem ser de diversos tipos, mas, os motores de 
ímãs, produzidos principalmente a partir de neodímio, representam 
uma parcela significativa do mercado de veículos elétricos. 
Aproximadamente 90% dos motores de carros elétricos de hoje 
utilizam ímãs de neodímio devido à maior densidade de potência, 
reduzindo assim o seu volume, o que é essencial para os requisitos 
de espaço e peso dos veículos elétricos.
Nos três casos citados: I) aerogeradores; II) motores elétricos 
para mobilidade; e III) indústria (força motriz estacionária), a função 
dos ímãs permanentes é a mesma: produzir campo magnético de 
elevada intensidade, a partir do menor volume de material fonte. E 
nesse sentido, o gráfico mostra que o Neodímio-Ferro-Boro [NdFeB] 
apresenta produto energético de 60 Mega-Gauss Oersteds (MGOe), 
sendo o seu melhor concorrente o Samário-Cobalto [SmCo], que 
com o mesmo volume de material produz praticamente a metade do 
campo produzido pelo NdFeB.
Destaca-se que as barras na parte superior esquerda da figura 
indicam de forma visual o volume de material necessário para 
produzir a mesma intensidade de campo magnético.
Outras observações relevantes sobre a disponibilidade, acesso, 
uso e descarte de ímãs permanentes que utilizam neodímio são 
fundamentais, tanto para a indústria quanto para a formulação de 
estratégias de desenvolvimento regionais e globais. A produção dos 
ímãs permanentes causa impactos ambientais significativos ao longo 
do tempo. As etapas de extração e processamento desses minerais 
são intensivas em energia e resultam em altas emissões de gases 
de efeito estufa, além de perturbarem os ecossistemas locais com 
problemas como erosão do solo, contaminação da água e destruição 
de habitats naturais.
Além destes impactos ambientais, a falta de rotas de reciclagem ou 
possibilidades de reuso para os ímãs permanentes de terras raras pioram 
significativamente a sua pegada ecológica. Questões de natureza técnica 
também são fatores importantes a serem analisados. A temperatura de 
Curie pode ser facilmente superada por alguma condição adversa na 
utilização do motor, por exemplo. Pulsos de corrente elevada também 
podem levar à desmagnetização dos ímãs, como por exemplo, em um 
eventual curto-circuito interno na máquina. Estes casos podem levar à 
inutilização da máquina com elevados custos de reposição.
Um outro aspecto bastante relevante é a concentração da produção 
de ímãs de terras raras na China, que detém cerca de 90% da capacidade 
de produção global. Deste modo, existe uma tensão geopolítica 
sobretudo no ocidente, acerca da dependência chinesa nesse aspecto. 
Já no início da década passada a China impôs sobretaxas à exportação 
dos ímãs de NeFeB buscando o estímulo à exportação de máquinas 
prontas, o que é interessante para a economia doméstica chinesa. Essa 
situação ensejou uma resposta dos países ocidentais que procuraram 
estimular a pesquisa de máquinas elétricas de alta eficiência que não 
usem ímãs de terras raras. Pode-se destacar ações da União Européia, 
do Japão e dos Estados Unidos, na busca por motores elétricos de alta 
eficiência “livre” de metais de terras-raras.
No Brasil, foram mapeados grandes depósitos de minerais 
de terras-raras em locais como Araxá-MG, Serra Verde-GO, 
Catalão-GO e Pitinga-AM. As ocorrências brasileiras de terras-
raras são predominantemente de monazita, que contém uma alta 
concentração de terras-raras leves, como neodímio e praseodímio, 
enquanto em Pitinga-AM se encontram quantidades maiores de 
terras-raras pesadas, como o disprósio. Essas descobertas são 
importantes para o desenvolvimento de políticas e estratégias que 
possam mitigar os impactos negativos e maximizar os benefícios da 
exploração desses recursos.
Dessa forma, a transição energética para fontes e usos 
finais mais sustentáveis é um processo complexo, demorado e 
desafiador, entrelaçado com questões geopolíticas profundas 
que se assemelham às dinâmicas observadas nos mercados de 
produtores de petróleo. Essa transição não apenas depende da 
disponibilidade de questões tecnológicas, mas do desenvolvimento 
de infraestruturas adequadas, e está profundamente influenciada 
pelas relações políticas e econômicas globais, especialmente em 
relação aos países detentores das terras-raras.
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P
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José Barbosa é engenheiro eletricista, relator do GT-3 da Comissão de 
Estudos CE: 03:064.010 - Proteção contra descargas atmosféricas da 
ABNT / Cobei responsável pela NBR5419. | www.eletrica.app.br
DPS classe I de 12,5 
kA, 25 kA ou 50 kA, 
qual devo escolher?
coluna anterior mostrou que um dispositivo de 
proteção contra surtos (DPS) classe I é obrigatório 
quando há um sistema de proteção contra descargas 
atmosféricas (SPDA) instalado ou a necessidade foi estabelecida 
na análise de risco, conforme NBR 5419. Além disso, apresentou 
que um DPS classe I é testado na forma de onda 10/350µs, como 
definir sua tecnologia (varistor ou centelhador) e o parâmetro Up. 
Nesta trataremos da definição do parâmetro corrente impulsiva 
(Iimp).
A
Figura 1 – Representação típica em um DPS classe I
O parâmetro Iimp na etiqueta do DPS, conforme exemplificado na 
Figura 1, é um dos indicativos de que ele pertence à classe I. Quando 
a representação do DPS inclui apenas o parâmetro In, trata-se de um 
DPS classe II, e não é adequado para ser utilizado na entrada da linha 
elétrica quando há um SPDA ou quando a análise de risco determina 
a necessidade de um DPS classe I. Tipicamente, o parâmetro Iimp 
é acompanhado da indicação 'T1' ou da expressão '10/350', que 
também indicam que o DPS pertence à classe I.
O valor adequado do parâmetro Iimp do DPS classe I deve ser 
definido através do cálculo da corrente impulsiva esperada no 
condutor da linha elétrica considerada. Essa corrente impulsiva 
dependerá da fonte de dano S1 – descarga direta na estrutura – ou 
S3 – descarga direta na linha. As descargas S1 e S3 são definidas pela 
NBR 5419 em três valores que são associadas ao nível de proteção 
(NP) definidos na análise de risco, conforme Parte 2 desta Norma. Isso 
leva ao entendimento que é impossível definir o valor do parâmetro 
Iimp do DPS sem a realização da análise de risco.
No caso da necessidade ou existência de um SPDA, o NP que 
irá definir a corrente Iimp deve, no mínimo, ser igual ao NP do SPDA. 
Se não houver SPDA, mas a análise de risco definir a necessidade de 
DPS classe I nas entradas das linhas elétricas, o NP será definido no 
controle do risco de perda nessa análise.
NP
I
II
III
IV
I (kA)
200
150
100
Figura 2 – Trecho da Tabela 3 da Parte 1 da ABNT NBR 5419
Na tabela 3 da Parte 1 da ABNT NBR 5419, conforme figura 2, 
há os valores de corrente impulsiva do primeiro impulso positivo 
que deverão ser utilizados, em função de NP, como a corrente total 
injetada na estrutura (S1) que após as divisões a saber, resultarão no 
valor de corrente (Iimp) que sobrarão para o DPS classe I.
A divisão da corrente impulsiva total (S1) é estabelecida por 
dois métodos apresentados na Parte 1 da NBR 5419. O mais simples 
e conservador, resultando em um valor mais seguro, no caso da 
linha de energia, consiste na divisão da corrente total (100%) pela 
metade. A corrente total injetada na captação do SPDA é conduzida 
pelas descidas até o eletrodo de aterramento. Nesse ponto, uma das 
metades (50%), será injetada no solo e a outra irá percorrer o caminho 
pelo do eletrodo de aterramento, passando pelo BEP – barramento 
de equipotencialização principal - conduzido pelo DPS e, por fim, a 
saída da estrutura pela linha elétrica que chega, conforme figura 3.
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NP
I
II
III
IV
I (kA)
10
7,5
5
Figura 4 – Trecho da Tabela E.2 da Parte 1 da ABNT NBR 5419
Figura 3 – Divisão de corrente no DPS na entrada da linha de 
energia
Metade da corrente que passará pelo DPS pode ser distribuída 
entre os condutores que compõem a linha elétrica de forma 
conservadora. Se a linha consistir em dois condutores (monofásico: 
fase e PEN), cada condutor conduzirá 25% do total injetado na 
estrutura (S1) para fora dela. Por exemplo, se a análise de risco exigir 
um SPDA com NP I e uma corrente total de 200kA, cada condutor 
conduzirá 50kA de corrente impulsiva para fora da estrutura. Portanto, 
o DPS nesse caso, responsável pela ligação equipotencial indireta no 
condutor fase, deve ter uma corrente Iimp ≥ 50kA especificada em sua 
configuração. Por outro lado, se o SPDA for NP IV (S1 = 100kA) e a 
linha for composta por cinco condutores (trifásico: 3 fases + neutro + 
PE), a corrente impulsiva por condutor será de 20% da corrente total. 
Isso resultará em uma corrente impulsiva por condutor e DPS de Iimp 
≥ 12,5kA.
Para o caso de S3 – descarga direta na linha –, a tabela E.1 da Parte 
1 da ABNT NBR 5419 estabelece os valores de corrente impulsiva (Iimp) 
por condutor e, por consequência, do DPS, em função do NP, como 
mostrado na figura 4. Esses valores são aplicáveis quando a descarga 
atmosférica atinge o último poste da linha próximo ao consumidor e 
a linha é composta por vários condutores (3 fases + PE).
Especificar a corrente impulsiva Iimp do DPS classe I é mais 
uma etapa crucial na definição de seus parâmetros. Continue 
acompanhando esta coluna para avançar na especificação dos 
demais parâmetros necessários para uma adequada configuração de 
um DPS classe I.
QDP
50%
DPS
PE
50%
50%
Eletrodo de 
aterramento
D
es
ci
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10
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50%
Fonte S1
80
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O atual cenário do setor elétrico brasileiro é marcado 
por uma série de acontecimentos de grande relevância 
e complexidade. Desde a recente busca do Governo 
Federal por modicidade tarifária, por meio de Medida Provisória, 
aos moldes de 2013 com o então Governo Dilma Rousseff, até os 
desafios enfrentados por grandes concessionárias, como multas e 
investigações parlamentares sob as suas áreas de concessão, o setor 
está em constante transformação. Além disso, é preciso considerar 
o marco histórico alcançado pela Geração Distribuída (GD) com a 
instalação de mais de 28 Gigawatts (GW) de potência em mais de 
3,5 milhões de unidades consumidoras, refletindo uma significativa 
evolução no panorama energético nacional.
Além das constantes evoluções tecnológicas e do cenário de 
agitação política, é indiscutível a importância da manutenção dos 
ativos elétricos para a sustentabilidade e eficiência operacional 
das concessionárias. A gestão eficiente da Base de Remuneração 
Regulatória (BRR) depende diretamente da integridade e 
disponibilidade desses ativos, que compõem a infraestrutura 
essencial para a prestação dos serviços de energia elétrica. A falta 
de investimentos em manutenção pode comprometer não apenas a 
qualidade e confiabilidade do fornecimento de energia, mas também 
a própria base sobre a qual são calculadas as tarifas. 
Neste complexo e turbulento cenário, é fundamental o 
profissional do setor elétrico, em especial aqueles relacionados às 
distribuidoras de energia, entender como as concessionárias se 
estruturam sob a ótica dos contratos de concessão e da Base de 
Remuneração Regulatória (BRR). Neste sentido, trazemos conceitos 
introdutórios do tema.
As concessões são estabelecidas para criar um ambiente regulado 
que é benéfico para todos os agentes econômicos (por exemplo, 
Governo, órgãos reguladores, consumidores, concessionárias) 
Caio Huais é engenheiro industrial, especialista em Engenharia Elétrica e Automação com 
MBA em engenharia de manutenção e gestão de negócios. Atualmente, ocupa posição de 
gerente corporativo de manutenção no Grupo Equatorial, respondendo pelo desempenho da 
Alta Tensão de 7 concessionárias do Brasil.
Fundamentos da Remuneração 
Regulatória e Contratos de 
Concessão: uma Introdução e sua 
Relevância na Gestão de Ativos 
Parte 1/2
Por Caio Huais e Bruno Oliveira*
permitindo operação eficiente desses monopólios naturais, 
garantindo que os serviços essenciais de energia elétrica sejam 
prestados de forma adequada e acessível a todos os consumidores. 
De maneira contínua, o Governo e os órgãos reguladores exercem 
controle sobre as concessionárias para proteger os interesses 
dos consumidores, promover a concorrência justa e assegurar a 
qualidade e a confiabilidade dos serviços prestados.
Nesta ótica, as concessões são oportunidades de negócio estável e de 
longo prazo, com a segurança jurídica proporcionada pelos contratos 
de concessão e os diversos regramentos previamente 
estabelecidos pelo agente regulador. Além 
disso, o modelo de concessão estimula 
os investimentos em infraestrutura 
elétrica, promovendo o 
desenvolvimento econômico 
e a modernização do setor.
81
Historicamente, as concessões no Setor Elétrico brasileiro 
apresentam não apenas avanços, mas também desafios e 
contradições. Embora as primeiras iniciativas tenham contribuído 
para o desenvolvimento inicial da infraestrutura energética do país, 
muitas vezes foram marcadas por monopólios naturais com práticas 
pouco transparentes. Com o tempo, a centralização do controle 
por parte do Governo Federal levantou questões sobre a eficiência 
e a capacidade de adaptação do setor às demandas em constante 
evolução. Além disso, as reformas dos anos 1990, embora tenham 
introduzido elementos de competição e modernização, também 
foram acompanhadas por desafios significativos, como a falta de 
investimentos em infraestrutura e a fragmentação do setor. Portanto, 
uma análise crítica do histórico das concessões no setor elétrico 
brasileiro é essencial para compreender os caminhos percorridos e 
os obstáculos enfrentados em busca de um sistema energético mais 
justo, eficiente e sustentável.
Assim, são firmados os contratos de concessão do Setor 
Elétrico brasileiro, entre União e grupos econômicos privados, mas 
também com companhias estatais, PPPs (Parceria Público-Privada), 
cooperativas e outros. Os contratos de concessão são acordos 
estabelecidos para a prestação de um serviço público ou exploração 
de uma atividade econômica de interesse coletivo. No Setor Elétrico, 
esses contratos, que geralmente têm um prazo determinado durante 
o qual a concessionária opera sob regulação governamental e é 
responsável pelo cumprimento de diversas exigências técnicas,econômicas, sociais e ambientais estipuladas pelo Poder 
Concedente, regulam a concessão de direitos 
de exploração e operação de instalações 
e serviços de geração, transmissão, 
distribuição e comercialização 
de energia elétrica, que 
estabelecem as condições para a prestação desses serviços, incluindo 
obrigações, prazos, metas, tarifas, investimentos necessários e outros 
aspectos relevantes para garantir a qualidade, segurança e eficiência 
do fornecimento de energia elétrica aos consumidores. 
Para os consumidores, as concessões significam acesso confiável 
à energia elétrica, com preços regulados e proteção garantida. Isso 
contribui para o bem-estar social, facilitando o acesso a serviços 
essenciais e impulsionando o crescimento econômico em todo 
o país. Em resumo, as concessões são essenciais para garantir o 
funcionamento eficiente e sustentável do Setor Elétrico no Brasil.
Os contratos de concessão estabelecem as bases para a formação 
dos preços praticados no setor elétrico. Geralmente, esses contratos 
preveem um regime tarifário que pode incluir diferentes mecanismos 
de determinação de preços, como tarifas reguladas, preços de 
energia definidos em leilões ou mercado livre, entre outros. As tarifas 
reguladas são frequentemente utilizadas em serviços de distribuição 
de energia elétrica, em que os preços são estabelecidos pela agência 
reguladora com base em critérios como custos operacionais, 
investimentos necessários, qualidade do serviço, e retorno adequado 
sobre o capital investido pela concessionária. Em outros casos, como 
na geração e transmissão de energia elétrica, os preços podem ser 
determinados por meio de contratos de fornecimento de energia 
em leilões realizados pelo governo ou pelo mercado livre, onde os 
preços são estabelecidos pela oferta e demanda de energia elétrica. 
Esses mecanismos visam garantir a sanidade econômica do setor e 
proporcionar equilíbrio econômico-financeiro entre os interesses 
dos consumidores e das empresas concessionárias.
De tal modo, as concessões desempenham um papel 
fundamental no Setor Elétrico brasileiro, proporcionando um 
ambiente regulado para a prestação de um serviço essencial. 
Ao longo da história, esses contratos evoluíram para atender 
às necessidades do mercado, garantindo investimentos em 
infraestrutura, modernização e expansão da rede elétrica, sendo 
condição sine qua non para seu sucesso, que esses processos sejam 
conduzidos de forma transparente, com a participação ativa dos 
órgãos reguladores e da sociedade civil, visando sempre o interesse 
público e o desenvolvimento sustentável do país. Os ciclos tarifários 
e a BRR, por sua vez, são instrumentos importantes para regular 
os preços da energia elétrica, garantindo o equilíbrio econômico-
financeiro das concessionárias e a modicidade tarifária para os 
consumidores.
*Bruno Oliveira é graduado em Administração, Processos 
Gerenciais e Contabilidade, além de possuir MBAs em 
Finanças Corporativas e Gestão de Pessoas. Atua como gestor 
de BRR há mais de uma década e, atualmente, ocupa o cargo 
de Executivo de Base de Remuneração Regulatória no Grupo 
Equatorial.
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