Entenda o que é Smart Meter, diferenças para AMR e AMI, arquitetura, comunicação, HES, MDM, dados, ANEEL, interoperabilidade, piloto, FAT, SAT e critérios de engenharia.
Confira!
Smart Meter é um medidor eletrônico de energia capaz de registrar grandezas com maior granularidade temporal e trocar dados digitalmente com sistemas externos. Quando inserido em uma Advanced Metering Infrastructure — AMI — ele deixa de ser apenas um equipamento de faturamento e passa a funcionar como um ponto de observação na borda da rede, apoiando casos de uso como leitura remota, detecção de interrupções, análise de tensão, perfis de carga, geração distribuída, resposta da demanda e melhoria da operação da distribuição.
Um medidor inteligente isolado, porém, não constitui uma Smart Grid. O valor técnico aparece quando medição, comunicação, gestão de dados, integração e processos operacionais são projetados como um sistema. Por isso, em engenharia, a especificação deve partir dos casos de uso, da qualidade dos dados e das interfaces que precisam ser comprovadas — e não apenas da lista de funções disponíveis no medidor.
O que é Smart Meter
Smart Meter, ou medidor inteligente, é um medidor digital com capacidade de registrar energia e outras grandezas, armazenar dados e se comunicar com sistemas de retaguarda. Dependendo da aplicação, pode registrar energia ativa e reativa, demanda, tensão, corrente, potência, fator de potência, eventos, condições de fornecimento e fluxo em mais de um sentido.
O NIST destaca que medidores inteligentes modernos precisam lidar com condições que vão além da medição tradicional, incluindo formas de onda distorcidas, fluxo bidirecional associado a fontes renováveis e uso do medidor como sensor distribuído da rede. Isso amplia a função de engenharia do equipamento: exatidão continua essencial, mas passa a conviver com requisitos de comunicação, dados, interoperabilidade, atualização e integração.
No contexto de Smart Grid, o Smart Meter é um elemento de sensoriamento e interação com a borda. A rede inteligente precisa ainda de telecomunicações, plataformas de dados, modelos da rede, automação e aplicações operacionais.
Medidor convencional x AMR x Smart Meter x AMI
Os termos são frequentemente usados como equivalentes, mas representam níveis diferentes de capacidade.
| Conceito | Característica principal | Comunicação | Função sistêmica |
| medidor convencional | registra consumo acumulado | inexistente ou local | faturamento por leitura presencial |
| AMR — Automated Meter Reading | automatiza a coleta de leitura | normalmente orientada à leitura | reduzir coleta manual |
| Smart Meter | mede, registra intervalos e troca dados digitalmente | pode ser bidirecional | nó inteligente de medição |
| AMI — Advanced Metering Infrastructure | integra medidores, comunicação e sistemas de dados | bidirecional em arquitetura sistêmica | sustentar múltiplos casos de uso de medição e operação |
A diferença central é que AMI não é um tipo de medidor. É uma infraestrutura. Um projeto pode comprar Smart Meters e ainda não possuir uma AMI madura se comunicação, gestão de dados e integrações não estiverem definidas.
Arquitetura de uma infraestrutura de medição inteligente
Medição inteligente combina equipamentos elétricos, telecomunicações, integração de sistemas e automação. As interfaces precisam ser definidas antes do rollout.
Uma AMI completa conecta o ponto de medição a sistemas que transformam dados em informação operacional, comercial ou de planejamento.
Medidor
É a fronteira metrológica e elétrica. Sua seleção depende de tipo de ligação, corrente, tensão, classe de exatidão, sentido de fluxo, grandezas requeridas, memória, relógio, registros de eventos, interface local e requisitos de comunicação.
Sistema de comunicação
Transporta leituras, eventos, comandos autorizados e informações de manutenção. Pode utilizar diferentes tecnologias conforme densidade de consumidores, topologia urbana ou rural, cobertura, latência, disponibilidade e custo de ciclo de vida.
Head-End System
O HES gerencia comunicação com a população de medidores e abstrai diferenças de campo para sistemas superiores. Dependendo da arquitetura, concentra cadastro técnico, aquisição, monitoramento e gestão da comunicação.
Gestão de dados de medição
A camada de Meter Data Management — MDM — ou função equivalente valida, estima, edita e disponibiliza dados para faturamento, análise e outras aplicações. O valor não está apenas em armazenar leituras, mas em manter rastreabilidade, qualidade e contexto.
Sistemas consumidores dos dados
CIS, faturamento, OMS, ADMS, analytics, portais e sistemas de planejamento podem consumir informações da AMI. Cada integração deve ter responsabilidade, frequência, qualidade e comportamento em exceção definidos.
O que um Smart Meter pode medir
A lista exata depende do equipamento, da aplicação e dos requisitos regulatórios. Entre as grandezas e registros possíveis estão:
- energia ativa importada e exportada;
- energia reativa;
- demanda;
- tensões por fase;
- correntes por fase;
- potência ativa, reativa e aparente;
- fator de potência;
- perfil de carga por intervalo;
- eventos de energização e desenergização;
- variações e condições anômalas conforme capacidade do equipamento;
- fluxo reverso de energia;
- qualidade ou status do dado;
- registros associados ao relógio interno e sincronismo.
Nem toda grandeza precisa ser coletada na mesma periodicidade. O projeto deve distinguir o que é necessário para faturamento, operação, planejamento, diagnóstico e manutenção.
Intervalo de medição e granularidade
Granularidade define quanto detalhe temporal existe no perfil. Leituras mais frequentes permitem observar rampas, picos, comportamento de geração distribuída e mudanças de carga com maior resolução, mas aumentam volume de dados, tráfego, armazenamento e processamento.
A escolha do intervalo deve nascer do caso de uso. Uma aplicação de faturamento pode tolerar dinâmica diferente de uma função destinada a melhorar observabilidade de tensão ou detectar eventos de rede.
Também é preciso distinguir três tempos:
- intervalo de medição: frequência com que a grandeza é registrada;
- frequência de transmissão: frequência com que dados são enviados ao sistema central;
- latência ponta a ponta: tempo entre o evento em campo e sua disponibilidade para a aplicação.
Confundir essas três grandezas leva a especificações contraditórias.
Medição bidirecional, geração distribuída e BESS
Com recursos energéticos distribuídos, o ponto de conexão pode alternar entre consumo e injeção. O medidor precisa representar corretamente sentidos de energia e manter coerência com regras de faturamento e operação aplicáveis.
Medição bidirecional também ajuda a compreender o impacto de fluxo reverso de potência na rede. Entretanto, a existência de medição não substitui estudos de capacidade, tensão, proteção ou qualidade de energia.
BESS acrescenta outra dinâmica: carga e descarga podem ocorrer em períodos diferentes e com potência elevada. Se a finalidade é avaliar comportamento operacional do sistema, a granularidade da medição precisa ser compatível com o fenômeno que se deseja observar.
Smart Meter como sensor da rede de distribuição
Uma população distribuída de medidores pode ampliar significativamente a observabilidade da baixa tensão. NIST trata explicitamente o Smart Meter como possível sensor de nó terminal na distribuição.
Isso abre aplicações como:
- identificar perda de fornecimento em grupos de consumidores;
- observar níveis de tensão em regiões pouco instrumentadas;
- melhorar estimativas de carga;
- validar conectividade e faseamento;
- apoiar estudos de hosting capacity;
- detectar padrões anormais de consumo ou medição;
- fornecer dados para planejamento de reforços;
- apoiar análise de geração distribuída e eletrificação.
O ganho, porém, depende de qualidade do cadastro. Se o sistema não sabe em qual transformador, fase ou circuito o medidor está conectado, parte relevante do valor operacional é perdida.
Smart Meter e ADMS
O ADMS — Advanced Distribution Management System utiliza dados de diferentes fontes para modelar e analisar a distribuição. AMI pode contribuir com tensão, status de fornecimento e perfis de carga, complementando a telemetria de SCADA e dispositivos de campo.
A integração não deve ser indiscriminada. Um ADMS precisa saber qualidade, timestamp, localização elétrica e latência do dado. Dados de Smart Meter com atraso elevado podem ser adequados para planejamento ou análise histórica, mas inadequados para uma função operacional de resposta rápida.
Comunicação: não existe uma tecnologia universal
A rede de comunicação de AMI pode utilizar RF mesh, redes celulares, PLC e outras tecnologias ou combinações. A seleção deve considerar características do território, densidade de pontos, cobertura, propagação, infraestrutura existente, disponibilidade e custo.
| Critério | Pergunta de engenharia |
| cobertura | qual percentual de medidores deve comunicar diretamente ou via repetição? |
| latência | qual tempo máximo cada caso de uso tolera? |
| disponibilidade | qual nível é necessário para leitura, eventos e operação? |
| capacidade | qual volume de mensagens será transportado em condições normais e de contingência? |
| escalabilidade | a arquitetura suporta crescimento da base e novas funções? |
| manutenção | como falhas de comunicação serão localizadas e tratadas? |
| atualização | equipamentos e comunicação podem evoluir sem substituição prematura? |
A tecnologia de comunicação não deve ser escolhida apenas por alcance nominal de catálogo. Pilotos e levantamentos representativos são importantes porque ambiente construído, vegetação, relevo e ruído influenciam desempenho real.
RF mesh, celular e PLC: diferenças conceituais
RF mesh
Medidores ou dispositivos de rede podem encaminhar tráfego de outros nós, formando múltiplos caminhos até coletores ou gateways. A topologia pode ser eficiente em áreas densas, mas precisa ser validada em relação a cobertura, densidade e capacidade.
Celular
Permite conexão por infraestrutura de operadora. Pode simplificar determinados cenários, mas depende de cobertura, modelo de conectividade, ciclo de vida das tecnologias móveis e estratégia de gestão em grande escala.
PLC
Power Line Communication utiliza a própria rede elétrica como meio de comunicação. Seu desempenho é influenciado pela topologia elétrica e pelas condições de ruído e atenuação do canal.
Não existe vencedor universal. A arquitetura correta é a que satisfaz os requisitos do caso de uso e pode ser testada no ambiente real.
Qualidade dos dados e VEE
Meter Data Management precisa tratar dados ausentes, duplicados, fora de sequência ou inconsistentes. Processos de Validation, Estimation and Editing — VEE — criam regras para validar e, quando permitido, estimar ou corrigir dados mantendo rastreabilidade.
O ponto crítico é não esconder incerteza. Um valor estimado deve permanecer identificável como estimado. Sistemas consumidores precisam saber se estão usando leitura real, estimativa, correção ou dado de qualidade insuficiente.
Qualidade do dado pode ser acompanhada por indicadores como completude, atraso, taxa de estimativas, divergências cadastrais e quantidade de medidores sem comunicação.
Sincronismo de tempo
Perfis de carga, eventos e análises comparativas dependem de relógios coerentes. Desvios de tempo podem deslocar picos, gerar inconsistência entre sistemas e comprometer reconstrução de eventos.
O projeto deve definir fonte de tempo, tolerância, política de correção, tratamento de horário oficial e comportamento quando o medidor perde sincronismo.
Interoperabilidade e capacidade de evolução
Projetos AMI têm horizonte de vida longo. O NIST publicou trabalho específico sobre upgradeability de Smart Meters justamente para reduzir risco de obsolescência prematura conforme novas funcionalidades surgem.
Interoperabilidade precisa ser analisada em várias camadas:
- comunicação entre medidor e infraestrutura;
- modelo e formato de dados;
- integração entre HES e MDM;
- integração com CIS, OMS, ADMS e analytics;
- identificação única dos ativos;
- gestão de versões;
- substituição de equipamentos ao longo do ciclo de vida.
Uma arquitetura excessivamente fechada pode funcionar no primeiro rollout e dificultar expansão, multivendor e evolução posterior.
Segurança, privacidade e governança de dados
Medição inteligente aumenta a quantidade e a granularidade de dados associados ao consumo. A arquitetura precisa proteger confidencialidade, integridade e disponibilidade de acordo com a criticidade e a finalidade de cada informação.
Isso envolve gestão de acesso, rastreabilidade, proteção das comunicações, atualização controlada, monitoramento, continuidade e regras de retenção e uso de dados. Também é necessário separar dados necessários ao faturamento, operação e análises adicionais, com governança compatível com a legislação e os processos da organização.
O projeto deve incorporar segurança desde requisitos e arquitetura. Acrescentá-la depois da seleção dos equipamentos tende a criar limitações técnicas e operacionais.
Smart Meter no Brasil: o que a ANEEL discutiu em 2026
A ANEEL abriu a segunda fase da Consulta Pública nº 1/2026 entre 1º de julho e 14 de agosto de 2026 para discutir requisitos mínimos de sistemas de medição inteligente utilizados no faturamento de consumidores de baixa tensão.
É importante tratar corretamente o status: a documentação divulgada nessa etapa representava proposta de aprimoramento regulatório submetida à consulta, e não deve ser confundida com regra definitiva já incorporada ao PRODIST apenas por ter sido publicada para contribuição.
Segundo a ANEEL, a proposta considerava o sistema de medição inteligente como solução formada por quatro componentes integrados:
- medidor;
- interface de comunicação com o consumidor;
- sistema de comunicação de dados;
- sistema de gestão de dados.
A consulta tratou ainda de requisitos mínimos, formas e prazos de disponibilização de dados ao consumidor, funcionalidades para novas modalidades de faturamento e temas relacionados a interoperabilidade, qualidade das informações e segurança da arquitetura.
Essa abordagem reforça um ponto de engenharia: Smart Meter não deve ser especificado isoladamente do restante do sistema de medição.
Do medidor ao caso de uso
Cada caso de uso cria requisitos diferentes. A matriz abaixo ajuda a separar intenções.
| Caso de uso | Dados principais | Sensibilidade à latência | Dependências adicionais |
| faturamento | energia e registros metrológicos | baixa a moderada | VEE, CIS, rastreabilidade |
| perfil de carga | intervalos de energia/demanda | moderada | MDM e analytics |
| detecção de interrupção | status/evento | maior | OMS, cadastro elétrico |
| monitoramento de tensão | tensão e qualidade do dado | depende da aplicação | localização e fase corretas |
| geração distribuída | importação/exportação | moderada | cadastro DER e regras aplicáveis |
| resposta da demanda | consumo e sinais operacionais | maior | comunicação bidirecional e integração |
| planejamento | histórico consolidado | baixa | qualidade e retenção de dados |
Uma especificação madura parte dessa matriz e deriva periodicidade, latência, disponibilidade, armazenamento e integrações.
Como dimensionar volume de dados
O volume depende do número de medidores, quantidade de canais, intervalo de registro, eventos e política de retenção. A engenharia deve considerar não apenas média diária, mas picos de tráfego em reconexões, atualizações, eventos de massa e recuperação após indisponibilidade.
O dimensionamento deve abranger:
- comunicação;
- capacidade do HES;
- ingestão no MDM;
- armazenamento primário e histórico;
- processamento de VEE;
- APIs e integrações;
- backup;
- analytics e relatórios.
Uma arquitetura que suporta a base inicial pode não suportar novos canais ou intervalos mais curtos alguns anos depois.
Como estruturar um projeto de AMI
Antes de definir medidor, comunicação e plataforma, o projeto precisa caracterizar parque instalado, rede, sistemas legados, qualidade cadastral e casos de uso. Esse AS-IS determina a arquitetura viável.
Estruturar o diagnóstico com Due Diligence Técnica de Engenharia
Um projeto de medição inteligente deve combinar engenharia elétrica, telecomunicações, sistemas e processos operacionais.
Uma sequência de referência é:
- definir casos de uso e benefícios esperados;
- caracterizar parque de medição, instalações, rede e sistemas existentes;
- definir arquitetura alvo e fronteiras entre medidor, comunicação, HES e MDM;
- especificar requisitos metrológicos e funcionais;
- selecionar estratégia de comunicação e cobertura;
- definir modelo de dados e integrações;
- estabelecer requisitos de segurança, privacidade e continuidade;
- executar piloto representativo;
- revisar resultados e ajustar parâmetros;
- planejar rollout por regiões ou grupos;
- executar FAT, testes de interoperabilidade e aceite de campo;
- acompanhar KPIs de comunicação, dados e operação.
Piloto: por que ele é mais que uma prova comercial
Um piloto útil precisa representar condições reais e responder perguntas de engenharia. Instalar poucos medidores em local favorável demonstra pouco.
A amostra deve contemplar condições relevantes como áreas densas e dispersas, diferentes tipos construtivos, condições de comunicação, instalações monofásicas e polifásicas quando aplicável, geração distribuída, diferentes padrões de carga e cenários de perda de comunicação.
O piloto deve medir:
- cobertura;
- taxa de leitura;
- latência;
- estabilidade da comunicação;
- completude dos dados;
- comportamento em falhas;
- capacidade de atualização;
- interoperabilidade;
- esforço operacional;
- qualidade das integrações.
Resultados precisam virar critérios objetivos para o rollout.
Procurement de Smart Meter e AMI
Equalizar propostas de AMI exige comparar medidores, comunicação, HES, MDM, integrações, testes, documentação, suporte e custo de ciclo de vida na mesma base técnica.
Uma RFP não deve ser apenas uma planilha de features. O escopo precisa separar requisitos de equipamento, comunicação, software, dados, serviços, integração e ciclo de vida.
A equalização técnica deve comparar:
- requisitos elétricos e metrológicos;
- funções registradas;
- memória e intervalos;
- interfaces locais e remotas;
- tecnologias de comunicação;
- escalabilidade;
- interoperabilidade;
- gestão de firmware e versões;
- arquitetura HES/MDM;
- APIs e integrações;
- migração e cadastro;
- instalação e substituição;
- testes;
- documentação;
- treinamento;
- suporte e manutenção;
- garantias e vida útil;
- condições de expansão multivendor.
O objetivo é contratar um sistema operável ao longo do ciclo de vida, não apenas o menor custo unitário de medidor.
FAT e testes de interoperabilidade
Antes do rollout, laboratório e FAT devem verificar a combinação entre medidor, comunicação, HES e integrações.
Casos importantes incluem:
- exatidão e grandezas conforme escopo aplicável;
- registro por intervalo;
- importação e exportação de energia quando requerido;
- relógio e sincronismo;
- memória e recuperação após interrupção;
- comunicação e reconexão;
- eventos;
- leitura remota;
- atualização controlada;
- cadastro e identificação;
- integração HES–MDM;
- qualidade e rastreabilidade do dado;
- comportamento quando uma interface fica indisponível.
Interoperabilidade deve ser demonstrada por casos reais de integração, não apenas por declaração de conformidade a um protocolo.
SAT e aceite em campo
O aceite de campo verifica instalação, comunicação e operação no ambiente real.
O teste deve comprovar a cadeia inteira. Um medidor que aparece online no HES não prova que o dado chega corretamente ao faturamento, OMS ou ADMS.
Operação e KPIs de uma AMI
Depois do rollout, a AMI passa a ser infraestrutura operacional permanente. KPIs devem identificar degradação antes que ela afete faturamento ou casos de uso avançados.
Indicadores úteis incluem:
- percentual de medidores comunicantes;
- taxa de leitura completa por período;
- latência por aplicação;
- percentual de dados estimados;
- disponibilidade do HES e MDM;
- taxa de sucesso de eventos;
- falhas por tecnologia de comunicação;
- tempo médio de recuperação;
- quantidade de divergências cadastrais;
- versões de firmware em campo;
- sucesso de integrações;
- reincidência de defeitos por lote ou modelo.
Principais erros em projetos de Smart Meter
Comprar medidor antes de definir AMI
O hardware passa a ditar a arquitetura e pode limitar integração futura.
Confundir taxa de leitura com qualidade do sistema
Receber uma leitura não significa que ela esteja correta, contextualizada e disponível a tempo para o caso de uso.
Escolher comunicação sem piloto representativo
Cobertura nominal não substitui desempenho real no território.
Coletar tudo sem caso de uso
Mais canais e intervalos menores aumentam custo sem necessariamente gerar valor.
Ignorar cadastro elétrico
Sem transformador, alimentador e fase corretos, dados perdem parte do valor operacional.
Tratar HES e MDM como a mesma função
Aquisição e gestão de dados possuem responsabilidades diferentes e precisam ter fronteira clara.
Planejar somente a implantação
A base de medidores continuará evoluindo por muitos anos; atualização, substituição, expansão e manutenção precisam fazer parte do projeto.
Como contratar engenharia para medição inteligente
A engenharia independente de fabricante pode atuar desde a definição de casos de uso até o aceite. O escopo pode incluir levantamento AS-IS, requisitos, arquitetura AMI, critérios de telecomunicações, especificação de medidores, matriz de interfaces, estratégia de piloto, TBE, revisão de projeto, FAT, SAT e comissionamento.
A contratação deve produzir entregáveis rastreáveis: Owner’s Requirements, arquitetura de referência, lista de pontos e grandezas, requisitos de comunicação, data model, interface matrix, plano de testes, critérios de rollout e matriz de aceite.
Isso permite comparar fornecedores em base técnica e reduz o risco de transformar o projeto em dependência de uma solução proprietária sem critérios claros de evolução.
Considerações finais
Smart Meter é uma peça importante da modernização da distribuição, mas o valor vem da infraestrutura completa de medição. Medidor, comunicação, HES, gestão de dados e integrações precisam funcionar como um sistema coerente.
Projetos maduros começam pelos casos de uso, dimensionam dados e comunicação a partir deles, validam desempenho por piloto, especificam interoperabilidade e tratam FAT, SAT e operação como parte do ciclo de engenharia. O resultado esperado não é apenas leitura remota: é informação confiável e utilizável para faturamento, consumidores, planejamento e operação da rede.
O aceite deve provar a cadeia ponta a ponta: grandeza elétrica, medidor, comunicação, HES, gestão de dados e aplicação final.
Referências técnicas
[1] ANEEL — Agência Nacional de Energia Elétrica. Medidores de energia elétrica: ANEEL abre segunda fase da consulta pública. 2026. Disponível em: https://www.gov.br/aneel/pt-br/assuntos/noticias/2026-defeso-eleitoral/medidores-de-energia-eletrica-aneel-abre-segunda-fase-da-consulta-publica.
[2] NIST — National Institute of Standards and Technology. Advanced Metering in Smart Distribution Grids. 2025. Disponível em: https://www.nist.gov/programs-projects/advanced-metering-smart-distribution-grids.
[3] NIST — National Institute of Standards and Technology. Advanced Metering Infrastructure Smart Meter Upgradeability Test Framework. 2015. Disponível em: https://www.nist.gov/publications/advanced-metering-infrastructure-smart-meter-upgradeability-test-framework.
[4] NIST — National Institute of Standards and Technology. NIST Framework and Roadmap for Smart Grid Interoperability Standards, Release 4.0. 2021. Disponível em: https://www.nist.gov/publications/nist-framework-and-roadmap-smart-grid-interoperability-standards-release-40.
[5] NIST — National Institute of Standards and Technology. Smart Grid Priority Action Plans. 2026. Disponível em: https://www.nist.gov/ctl/smartsystems/smart-grid-priority-action-plans.
Perguntas frequentes
É um medidor eletrônico capaz de registrar energia e outras grandezas com maior granularidade e trocar dados digitalmente com sistemas externos.
Smart Meter é o equipamento de medição. AMI é a infraestrutura que integra medidores, comunicação, sistemas de aquisição e gestão de dados e aplicações consumidoras dessas informações.
Não. Smart Meter é um componente da arquitetura. Smart Grid abrange rede elétrica, sensoriamento, telecomunicações, dados, automação e aplicações de controle.
Conforme o equipamento e o escopo, pode registrar energia importada e exportada, demanda, tensão, corrente, potência, fator de potência, perfis por intervalo e eventos.
Pode registrar fluxos de importação e exportação quando especificado e aplicado corretamente, permitindo representar consumo e injeção no ponto de medição.
Entre as opções estão RF mesh, redes celulares e PLC. A seleção deve ser baseada em cobertura, latência, disponibilidade, capacidade, manutenção e custo de ciclo de vida.
A segunda fase da Consulta Pública nº 1/2026, encerrada em 14 de agosto de 2026, discutiu uma proposta de requisitos mínimos para sistemas de medição inteligente de baixa tensão. A publicação da consulta não deve ser confundida com uma regra definitiva já incorporada apenas por ter sido submetida a contribuições.
Com testes de laboratório, FAT, interoperabilidade e piloto representativo, seguidos de SAT e aceite ponta a ponta entre medidor, comunicação, HES, MDM e aplicações.
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