Transformador de potência de 110 kV: como é construído, resfriado e regulado

Um transformador de potência de 110kv é um equipamento de subestação que reduz a tensão de transmissão para níveis de subtransmissão ou distribuição, geralmente 10.5 kV, 11 kv ou 33 kV. Ele fica entre uma linha de transmissão de alta capacidade e a rede de média tensão que chega a uma fábrica, à rede elétrica de uma cidade ou ao ponto de conexão de uma usina renovável. É um dos principais nós de conversão de tensão de qualquer sistema elétrico moderno, conduzindo a eletricidade das usinas até o ponto de consumo.

O que é um transformador de potência de 110 kV?

Um transformador de potência de 110kv realiza a conversão de tensão de subtransmissão: recebe os 110 kv de uma linha de transmissão e os converte para o nível necessário à rede a jusante — na maioria dos mercados globais, 10.5 kV, 11 kv ou 33 kV, embora a tensão secundária seja definida para cada projeto.

De acordo com o Departamento de Energia dos Estados Unidos, mais de 90% da energia consumida nos Estados Unidos passa por um transformador de alta tensão em algum ponto entre a usina geradora e o consumidor final (Escritório de Eletricidade do Departamento de Energia dos Estados Unidos).

A potência nominal varia bastante conforme a aplicação. Em todo o setor, unidades da classe de 110kv são fabricadas com potências de cerca de 5 MVA até 400 MVA nas maiores instalações da espinha dorsal da rede elétrica — um transformador de 270 MVA ficaria perto do limite superior dessa faixa —, embora a maioria dos projetos fique bem abaixo desse patamar. A faixa de produção da Talite para essa classe de tensão vai de 5 a 100 MVA, distribuídos por 22 séries, 100+ variedades e 600+ especificações; os equipamentos são fabricados e enviados para 30+ países. Uma unidade representativa dessa faixa, por exemplo, um transformador de potência de 20 mva imerso em óleo, normalmente teria tensão secundária de 11 kv ou 13.8 kV e projeto trifásico com resfriamento ONAN/ONAF. Um erro comum dos compradores nessa etapa é tratar “potência nominal em MVA” e “dimensões físicas” como equivalentes ao solicitar cotações. Como a classe de resfriamento e o nível de isolação afetam as dimensões independentemente da potência em MVA, duas unidades de 20 MVA de fabricantes diferentes podem ter diferenças significativas no tamanho e no peso do tanque. Ao comparar um transformador de potência de 110 kv com uma oferta de transformador 110kv 115kv (as potências nominais de 110kv e 115kv pertencem, na prática, à mesma classe de equipamento; apenas seguem convenções regionais diferentes para a rede, e alguns catálogos até as agrupam como “110kv 115kv” em um único item), as especificações técnicas que realmente importam são a potência nominal em MVA, o código de resfriamento e o BIL, não apenas a tensão indicada na placa de identificação. O equipamento transfere energia elétrica em grande escala e é um dos nós estruturais de qualquer rede elétrica regional.

Núcleo magnético, enrolamentos e isolação: como é construído um transformador de 110 kV

“Sem o tanque, o transformador é formado por 3 elementos essenciais que trabalham em conjunto: um núcleo magnético, um conjunto de bobinas e uma estrutura de isolação capaz de suportar tanto as tensões contínuas de operação quanto os surtos momentâneos causados por raios.” O núcleo magnético é construído com lâminas de aço silício de grãos orientados. Pedidos de patente recentes, como o publicado com o número de pedido de patente dos Estados Unidos US7692523B2, descrevem uma construção mais simplificada, com um único enrolamento de regulação diretamente associado a um comutador de derivações, sem necessidade de um autotransformador secundário. Patentes registradas na China sobre configurações de pinos para núcleos bobinados de 110kV ou mais indicam que o setor continua trabalhando para otimizar as configurações dos núcleos magnéticos. Os enrolamentos — as bobinas que geram campos magnéticos para interagir com o núcleo — consistem em 1, 2 ou 3 grupos ou camadas distintos, cada um formado por fios ou barras de cobre ou alumínio. As bobinas são enroladas ao redor dos núcleos magnéticos e depois isoladas com papelão prensado e papel, para garantir alta rigidez dielétrica e isolação estável em toda a faixa de temperatura de operação da unidade. Inspecionar os enrolamentos do transformador durante um ensaio de aceitação em fábrica é uma das formas mais diretas de confirmar que um transformador de 110 kv foi realmente construído conforme as especificações, e não apenas rotulado como tal.

🔎 Decodificando as especificações do transformador de 110 kV

“A ficha técnica da placa de identificação é um resumo conciso do transformador. A seguir, apresentamos uma explicação mais prática, item por item, das informações que a maioria das pessoas não chega a examinar…”

As dimensões físicas também são importantes para planejar o transporte e as fundações. Para comparação, um modelo de 20 mva típico da classe de 115kV teria cerca de 5m de altura, 3,8m de profundidade e 6m de largura, com peso total de transporte de cerca de 35.000 kg, dos quais aproximadamente 8.140kg seriam óleo de transformador. Ao aumentar esses valores para modelos maiores, com potência nominal de 50-100MVA, fica clara a quantidade de planejamento logístico necessária muito antes de o equipamento chegar ao local, além do impacto sobre o projeto do veículo de transporte e das fundações reforçadas.

A falha de uma bucha em uma unidade de 110 kV é uma das falhas possíveis mais graves em campo nesse sistema de isolação, e um incidente bem conhecido e documentado pela T&D World mostra como isso acontece: uma bucha de papel impregnado em óleo (OIP) de 110 kV em um transformador de 80 MVA falhou, e o incêndio resultante se espalhou pela unidade tão rapidamente que só foi contido porque o próprio transformador e o invólucro de redução de som e ruído conseguiram conter as chamas, impedindo que alcançassem os outros equipamentos conectados (T&D World). Esse exemplo mostra por que a fórmula quantitativa simples “risco é igual a probabilidade vezes consequência” é especialmente importante nas decisões sobre sistemas de isolação: as buchas raramente falham em serviço, mas a falha de uma única bucha pode destruir um transformador de 80 MVA em um incêndio, uma consequência absolutamente catastrófica; esse fator da equação de risco continuaria presente se a falha ocorresse em um jumper talvez com um terço do tamanho, em uma unidade muito menor. A bucha, o relé Buchholz e a válvula de alívio de pressão estão instalados para impedir que esse tipo de degradação chegue ao ponto de causar esse tipo de dano. Esses dispositivos de proteção do transformador, junto com o monitoramento contínuo da temperatura, permitem que um conjunto bem projetado de núcleo magnético e tanque detecte problemas de isolação antes que se tornem falhas; ao avaliar os componentes do transformador com base em um relatório de aceitação de fábrica, o comprador deve confirmar que cada um desses elementos de proteção está presente e funcionando, além de verificar apenas o corpo do transformador e as dimensões do tanque.

Onde os 110kV se encaixam na hierarquia de tensão

A classe de 110kv está no nível de subtransmissão, uma classe abaixo de 132/138kV e 2 abaixo de 220kV. A distinção entre “transformador de potência” e “transformador de distribuição” é funcional, e não se baseia em um valor fixo de tensão. Duas perguntas surgem com frequência: qual é a diferença entre um “transformador de potência” e um “transformador de distribuição”? Como saber se 110kv — e não 66kV, 132kV ou 220kV — é o nível de tensão adequado para um projeto?

Transformador de potência versus transformador de distribuição

Não existe um limite de tensão fixado por uma norma do setor para distinguir as duas classes em aplicações de engenharia, e usar um número simples nas especificações é um dos erros mais comuns cometidos pelos clientes. Relatórios de análise de problemas do setor identificam “escolher a classe de tensão errada para a fonte de energia” como uma das causas recorrentes de incompatibilidades no mundo real que levam a problemas com transformadores (GigaEnergy). Na prática, a distinção usada pelos engenheiros é funcional: um transformador de potência transfere grandes volumes de energia em tensão de transmissão ou subtransmissão entre nós da rede elétrica — da geração à transmissão, da transmissão à subtransmissão ou da subtransmissão a uma subestação. Um transformador de distribuição recebe essa energia já rebaixada e a entrega ao consumidor final, geralmente por meio de uma unidade menor, montada em poste ou do tipo pedestal. Reduzir a tensão de uma unidade de 110kv para 33kV em uma subestação ainda é uma função de transformador de potência, mesmo que 33kV pareça “nível de distribuição” para quem não é do setor. Os transformadores de distribuição normalmente reduzem a tensão na faixa secundária até 7,2-34,5 kv no lado primário, antes da distribuição final de energia a residências e empresas nas redes urbanas e rurais — uma função completamente diferente da subtransmissão realizada por uma unidade de 110kv. Nenhum desses termos deve ser confundido com um pequeno transformador monofásico ou um transformador de isolação usado para separação galvânica em equipamentos eletrônicos: eles operam em outra escala e têm outra finalidade em relação às unidades conectadas à rede elétrica abordadas neste guia.

Uma exceção específica: os regulamentos dos Estados Unidos sobre eficiência energética definem explicitamente uma linha divisória entre as duas classes. Conforme 10 CFR § 431.192, o Departamento de Energia dos Estados Unidos define transformador de distribuição como aquele cuja tensão de entrada é de 34.5kV ou menos e cuja tensão de saída é de 600V ou menos, além de estabelecer outros fatores relativos à capacidade e exclusões. Uma unidade de 110kv reduz a tensão de uma subestação para 33kV, mas apenas a tensão de entrada já a coloca bem fora da definição do Departamento de Energia. Portanto, quando uma especificação precisa cumprir especificamente as normas de eficiência energética dos Estados Unidos, o limite continua sendo um valor fixo, embora os termos não tenham um limite numérico definido no uso geral de engenharia.

110kV versus 132kV versus 220kV

As classes de tensão adjacentes existem porque a topologia da rede elétrica, e não a preferência por equipamentos, determina a escolha. 110kV e 132/138kV são níveis comuns de subtransmissão, dependendo das normas regionais da rede (110kV predomina na China, em grande parte da Europa e em partes da Ásia; 132/138kV é mais comum em partes da Comunidade das Nações e da América do Norte). Um transformador de 138kV cumpre a mesma função de uma unidade de 110kV, mas pertence à classe imediatamente superior; a escolha entre os dois depende das normas regionais da rede, não do porte do projeto. A classe de 220kV está um nível acima e é usada em trechos de transmissão mais longos e em transferências de maior capacidade. Consulte nosso guia de transformadores de potência de 220kV para dados específicos dessa classe sobre capitalização de perdas e potência nominal; não vamos repeti-los aqui. A mesma lógica se aplica no sentido inverso abaixo de 110 kV: unidades de 66 kV e 72.5 kV atendem a trechos de subtransmissão mais curtos ou a cargas industriais menores, enquanto 20 kV fica mais próximo do nível primário de distribuição — um transformador de 132 kV é simplesmente a classe seguinte à de uma unidade de 110kv, não uma tecnologia diferente.

Onde são usados os transformadores de potência de 110kV

Os transformadores de potência de 110kV são usados principalmente em subestações abaixadoras, conexões para grandes cargas industriais e aplicações renováveis elevadoras de tensão. No caso da subestação abaixadora, uma linha de 110kV chega da rede de transmissão e o transformador reduz a tensão a um nível que a rede de distribuição local ou um grande consumidor industrial possa usar diretamente.

A subestação de Masterton, na Nova Zelândia, é um exemplo prático e direto dessa função. Quando as unidades antigas chegaram ao fim da vida útil, a operadora local da rede as substituiu por 2 transformadores novos que “convertem a alimentação da rede de 110-kV da Transpower para 33 kV” antes que a eletricidade chegue a um medidor residencial ou comercial, segundo a cobertura do projeto feita pela T&D World (T&D World). A substituição manteve todo o fornecimento de eletricidade de uma cidade regional dependente do funcionamento confiável daquele único ponto de conversão de 110/33kV. Na escala da rede elétrica nacional, o mesmo padrão se repete: a operadora finlandesa de transmissão Fingrid administra cerca de 8.700 miles de linhas de transmissão e 113 subestações, abrangendo de 110kV a 400kV. A classe de 110kV forma o nível inferior de uma espinha dorsal de vários níveis que atende ao país inteiro.

Além das concessionárias de energia elétrica, esse tipo de equipamento de subestação também é encontrado em grandes instalações industriais que recebem energia em tensão de transmissão, em vez de comprar energia em níveis de tensão menores. Entre elas estão grandes fábricas, instalações petroquímicas e, mais recentemente, usinas de geração renovável, que enviam a energia produzida por meio de um transformador “elevador de tensão” e a injetam na rede local em alta tensão compatível. As unidades imersas em óleo de 110-220kV da Talite, certificadas de acordo com ISO 9001, ISO 14001 e ISO 45001 e fabricadas em sua unidade de Hai’an, Jiangsu, são projetadas exatamente para aplicações em subestações e na alimentação industrial. Um risco que muitos compradores não consideram é especificar uma unidade para a classe de aplicação errada: um transformador para serviço em subestação e uma unidade para alimentação industrial podem ter premissas diferentes de ciclo de carga e sobrecarga, mesmo com a mesma potência nominal em MVA. Quem compra diretamente da fábrica um transformador de potência de alta tensão imerso em óleo — prática que alguns anúncios resumem como “comprar direto da fábrica de transformadores” — ainda deve confirmar que a produção tem certificação ISO e que há documentação completa dos ensaios antes de assinar. A alegação de venda direta da fábrica, por si só, não comprova isso.

Explicação das classes de resfriamento: ONAN, ONAF e ODAF

As duas letras após a potência nominal em MVA do transformador (óleo natural, ar forçado, neste caso) representam códigos de resfriamento definidos na mesma norma IEEE C57.12.00, que rege de modo geral o projeto de transformadores de potência imersos em líquido. Elas são importantes porque determinam a capacidade de carga de uma unidade física em determinado período. Como se pode ver, o ONAN (óleo natural, ar natural) não usa nenhum componente ativo. O calor do núcleo magnético impulsiona a circulação natural do óleo do transformador, que se dissipa na atmosfera pela superfície do tanque e dos radiadores. O ONAF (óleo natural, ar forçado) acrescenta ventiladores diante dos radiadores, aumentando a transferência térmica e a capacidade. O estágio seguinte, ODAF (óleo dirigido, ar forçado), adiciona bombas de óleo para direcionar a circulação do óleo de resfriamento pelos enrolamentos quando o transformador está sob carga.

Na prática, isso permite obter diferentes níveis de capacidade com um único transformador. Por exemplo, uma unidade padrão de 115 kV publicada por um fornecedor tem potência nominal de 12 MVA com resfriamento ONAN e de 16 MVA com um nível de ventilação ativado (ONAF1). Com um segundo nível de ventiladores ativado (ONAF2), chega a 20 MVA — o que, com base nesses mesmos valores publicados, representa um aumento de capacidade de cerca de 65% com um único núcleo magnético e seus enrolamentos, apenas pela adição de resfriamento ativo. Essa lógica leva à adoção de vários estágios de resfriamento: usar um núcleo magnético capaz de suportar a carga e, então, não se preocupar com o aquecimento durante as condições normais de operação.

Nos casos em que o perfil de risco de incêndio e ambiental do óleo é problemático — como em subestações urbanas densamente povoadas e instalações internas —, o setor tem adotado cada vez mais fluidos ésteres naturais biodegradáveis, oferecidos, por exemplo, sob marcas como FR3. Eles substituem diretamente o óleo mineral, têm ponto de fulgor mais alto e se biodegradam mais rapidamente, mantendo a mesma configuração de resfriamento ONAN/ONAF. Essa opção ainda não se tornou a “escolha padrão” na faixa de 110 kV, mas vale perguntar a qualquer fornecedor se as alternativas à base de éster natural são adequadas às condições do seu local e do projeto.

Regulação de tensão: como funciona o comutador de derivações em carga (OLTC)

A tensão da rede é instável e varia constantemente conforme as condições de carga, o horário e a atividade em outros pontos do sistema. Um transformador de 110 kV precisa suavizar essas flutuações sem interromper o sistema; é aí que entra o comutador de derivações em carga. O OLTC funciona deslocando fisicamente o contato no enrolamento de regulação, alterando assim a relação efetiva de espiras e, consequentemente, a tensão secundária, sem interromper o fluxo de corrente. A patente dos Estados Unidos US7692523B2 descreve isso: “transformador composto por … um enrolamento de regulação e … um comutador de derivações que seleciona uma posição de derivação ao longo do enrolamento de regulação …” para controlar a tensão de saída. A faixa típica de um transformador de classe 110 kV pode ser de cerca de ±8×1,25% ou ±2×2,5% da tensão nominal, dividida em um número definido de etapas; não se trata de controle contínuo. A tecnologia não é nova: a comutação de derivações em carga tornou-se comum em transformadores de 110 kV ou mais há mais de duas décadas, evoluindo dos sistemas baseados em reator para os OLTCs com resistores, hoje predominantes.

Um transformador de 110 kV pode reduzir diretamente a tensão para 69 kV?

Não, não em uma única unidade padrão projetada para a faixa de 110 kV/33 kV ou 110 kV/11 kV: 69 kV pertence a uma classe diferente de subtransmissão e normalmente exige uma unidade 110/69 kV especificada para essa relação exata ou uma etapa intermediária com um transformador separado.

Essas duas classes de tensão são próximas o bastante para às vezes serem tratadas como intercambiáveis em conversas informais, mas a relação de espiras dos enrolamentos, a faixa de derivações e a coordenação de isolação precisam ser projetadas para a combinação específica. Uma unidade de 110/33 kV não pode simplesmente ter suas derivações reajustadas para fornecer saída de 69 kV. Se um projeto realmente precisa tanto de uma alimentação de 110 kV quanto de uma conexão de distribuição de 69 kV, esse requisito deve ser discutido diretamente com o fabricante do transformador durante a etapa de especificação, em vez de presumir que unidades padrão de catálogo possam ser adaptadas.

Em uma questão menos definida no setor, discute-se onde instalar o OLTC: no lado de alta ou de baixa tensão do enrolamento? O tema gerou um debate acalorado entre engenheiros atuantes no fórum eng-tips.com. Um dos grupos defende que a instalação no lado de AT expõe o comutador a uma tensão de linha estimada em 10-15%, com uma extremidade “solidamente aterrada”, minimizando assim o esforço de isolação no mecanismo de comutação. Um contraponto afirma: “os usuários de concessionárias de energia elétrica e do setor industrial têm ampla experiência com o desempenho do LTC no lado de BT”. Na prática, a decisão quase sempre se baseia nas normas específicas do fabricante e no estudo de corrente de falta e coordenação de isolação do projeto. Desconfie de qualquer afirmação categórica de que uma abordagem é definitivamente correta.

Normas e ensaios: o que as normas IEC 60076 e IEEE C57 realmente abrangem

Quase todos os transformadores de potência de 110 kV destinados ao mercado global seguem uma de duas principais famílias de normas. A série IEC 60076 é a principal norma internacional para transformadores de potência, publicada pela International Electrotechnical Commission, e dividida em partes: requisitos gerais (IEC 60076-1), níveis de isolação e ensaios dielétricos (IEC 60076-3) e requisitos específicos para ensaios de transformadores a seco (IEC 60076-11). A norma americana equivalente é a ANSI C57.12.00 (atualmente IEEE C57.12.00), em sua versão de 2021, aplicável a “todos os transformadores de distribuição, de potência e de regulação imersos em líquido”, com uma pequena lista de exclusões específicas, como transformadores para instrumentos (IEEE Standards Association).

Para entender essas normas, os compradores precisam diferenciar os critérios de “projeto” — como o transformador será projetado — dos requisitos de “ensaio” — como a unidade pronta é validada antes do envio. Por exemplo, a sequência de ensaios padrão de uma unidade de 110 kV inclui medir a resistência dos enrolamentos e a relação de tensão; confirmar o grupo vetorial e o deslocamento de fase; medir as perdas em vazio e em carga em diferentes pontos de tensão; operar o comutador de derivações em carga em toda a sua faixa; e realizar ensaios de suportabilidade a impulso atmosférico e de tensão induzida com medição de descargas parciais. As tabelas correspondentes de escopo de ensaios da norma escolhida especificam quais ensaios são realizados em uma unidade representativa (suportabilidade a curto-circuito, elevação de temperatura total), em vez de em cada unidade fabricada. É também aí que os ensaios do transformador e suas especificações técnicas divergem das alegações de marketing: uma folha de dados informa a carga que o transformador foi projetado para suportar, mas somente os relatórios dos ensaios de rotina e de tipo comprovam que a unidade física enviada realmente atende ao projeto. Os compradores que não conferem pessoalmente os relatórios de ensaio do transformador com as especificações da placa de identificação confiam na palavra do fornecedor, em vez de se basearem em evidências verificadas.

A Talite, por exemplo, cujos transformadores de 110–220 kV imersos em óleo e a seco atendem à série IEC 60076 e às normas GB/T 6451/GB/T 10228, possui certificações ISO 9001, ISO 14001, ISO 45001 e CCC em toda a sua fábrica. Saber o que uma norma deve conter é uma coisa; verificar se a documentação dos ensaios de aceitação em fábrica (FAT) de determinado fornecedor comprova a conformidade de suas unidades fabricadas é uma tarefa mais aprofundada. Nosso guia de solicitação de cotação e avaliação de FAT para transformadores de 110 kV explica esse processo em detalhes e inclui uma lista de perguntas para verificar a prontidão antes de solicitar cotações. Como pesquisas atuais do setor indicam um prazo médio de entrega de cerca de 128 semanas para transformadores de potência padrão, o processo de verificação de documentos e qualificação de fornecedores deve começar ainda antes. Consulte a seção “Panorama do setor” abaixo para se antecipar.

Panorama do setor: o que está mudando no mercado de transformadores de 110 kV

O principal entrave à aquisição de novos transformadores de 110 kV neste momento não é o crescimento da demanda, mas uma cadeia de suprimentos com prazos de entrega próximos de 128 semanas (quase dois anos e meio) para transformadores de potência padrão, segundo a pesquisa de cadeia de suprimentos do Q2-2025 da própria Wood Mackenzie, feita em parceria com a American Clean Power. Para algumas unidades muito grandes e personalizadas, os prazos são ainda maiores. Isso ocorre em uma rede norte-americana na qual o Departamento de Energia dos Estados Unidos informa que os grandes transformadores de potência têm idade média de cerca de 38-40 anos. Esse número tem como fonte estudos de frota de 2012 e 2014 citados pelo próprio DOE e foi reafirmado — mas não medido novamente com novos dados sobre unidades individuais — no relatório de 2024 do DOE ao Congresso sobre a resiliência dos grandes transformadores de potência. O número não é da Wood Mackenzie, mas uma estimativa do DOE baseada em dados de 2014, e não coletada de forma independente atualmente. Analistas do setor manifestam preocupação com seu uso frequente em contextos que vão além do escopo inicial do DOE, limitado à cadeia de suprimentos de grandes transformadores de potência. Para um comprador, é importante compreender que, ao iniciar o processo de aquisição quando o projeto já está em andamento, pode estar escolhendo de imediato entrar em uma fila de espera de vários anos. Segundo a mesma pesquisa da Wood Mackenzie, a demanda por transformadores elevadores de tensão para geradores aumentou 274 percent desde 2019, enquanto a demanda por transformadores de potência padrão subiu 119 percent. O aumento não se deve a um único fator, mas à combinação de três tendências: a expansão de centros de dados impulsionada por IA, a eletrificação das indústrias e a necessidade de substituir equipamentos de rede antigos e desgastados. Cada uma delas pressiona a mesma capacidade limitada de fabricação e conhecimento especializado.

A importância de um único transformador ficou evidente em março de 2025, quando ocorreu um incêndio na subestação de North Hyde, próxima ao Aeroporto de Heathrow, em Londres, que desativou o transformador responsável pelo fornecimento de energia a um dos centros de transporte mais movimentados do mundo. Segundo a cobertura do incidente feita pela Bloomberg News, o incêndio levou ao cancelamento de 1.000 voos, enquanto equipes de emergência trabalharam por mais de sete horas para conter cerca de 25.000 litros de fluido de resfriamento do transformador em chamas. A substituição dessa unidade não acontece da noite para o dia: especialistas em tecnologia de redes elétricas citados na mesma reportagem da Bloomberg estimam que a obtenção de uma unidade substituta equivalente levaria mais de um ano, mesmo sem a atual escassez de transformadores. Esses são os tipos de consequências em que a aquisição no momento certo — e não apenas o preço — é o principal fator para um novo projeto de 110 kV. Tratar o preço do transformador como a única variável de aquisição, ignorando o prazo de entrega e o desempenho real sob carga, é exatamente o erro que a atual escassez está penalizando em projetos de transformadores de 110 kV e 132 kV.

A estrutura do problema que impede o setor de construir novas fábricas em larga escala merece ser examinada por si só: ela explica por que investimentos de mais de dois billion dollars em novas fábricas na América do Norte desde o início de 2023 ainda não aliviaram a escassez. Esses transformadores são fabricados sob encomenda, e não em linhas de montagem. “Não é produção em massa”, explicou no artigo da Bloomberg Eduardo Villar, especialista em produção da GE Vernova. “Não estamos fabricando garrafas.” Cada transformador contém diversos componentes personalizados, e seu principal material de construção — o aço elétrico de grãos orientados, ou GOES — vem de um único fornecedor nacional nos Estados Unidos (Cleveland-Cliffs, com sede em Ohio e Pensilvânia). Na verdade, cerca de oitenta percent dos grandes transformadores de potência usados nos Estados Unidos precisam ser importados. A presença desse gargalo na cadeia global de suprimentos limita todo o setor dos Estados Unidos, independentemente de quantas operações de montagem sejam adicionadas no país.

“A tecnologia usada para fabricar transformadores modernos tem mais de 100 anos. Não é ciência de foguetes.”

Essa maturidade tem dois lados: significa que os princípios de engenharia do núcleo magnético são bem compreendidos e confiáveis, mas também que não há uma solução tecnológica rápida prestes a surgir. Os transformadores de estado sólido — que poderiam reduzir o espaço físico ocupado e adicionar recursos de comunicação com a rede elétrica ausentes nas unidades padrão — ainda estão a anos de distância da disponibilidade comercial nessa escala. Segundo várias estimativas de pesquisa de mercado, o valor do mercado global de transformadores de potência deve chegar à faixa dos high-$20-billion em 2026, com crescimento contínuo até o início da década de 2030. Esse dado serve apenas de contexto geral, não é o motivo para agir: o que importa são os prazos de entrega e os dados sobre a idade dos ativos apresentados acima.

O cenário também não está piorando em todos os aspectos: os analistas de cadeia de suprimentos da própria Wood Mackenzie preveem que a escassez de transformadores elevadores de tensão para geradores cairá de mais de 700 unidades em 2025 para cerca de 140 unidades em 2030, à medida que a ampliação da capacidade de produção e a moderação do crescimento da geração renovável começarem a aliviar a pressão sobre essa subcategoria específica. Ainda assim, o cenário mais amplo dos transformadores de potência de classe 110 kV deve permanecer restrito no curto prazo.

Nem todos consideram que o problema se resume à falta de capacidade. Algumas vozes do setor argumentam que o entrave está tanto nas práticas de aquisição — com quanta antecedência concessionárias de energia elétrica e desenvolvedores confirmam seus pedidos — quanto na capacidade bruta de fabricação. Isso porque a escassez de transformadores, equipamentos de manobra e cabos ocorre simultaneamente em toda a categoria de equipamentos de transmissão e distribuição, e não está isolada em um único componente. Se você planeja um projeto de 110 kV para 2026 ou depois, a recomendação prática é a mesma em qualquer caso: comece a conversar sobre especificações e qualificação de fornecedores na etapa de viabilidade, e não depois de congelar o projeto.

Perguntas frequentes