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Segundo Américo de Paula, diretor de Indústria da Teradata, existe viabilidade e o momento agora é o de um entendimento inicial, não só pelo órgão regulador, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). "As discussões já tinham começado em 2008 ou 2009 na parte da regulamentação, então isso vai passar por um amadurecimento", explica, dizendo-se "esperançoso" no avanço desse debate. Para ele, a adoção em larga escala das smart grids deverá acontecer somente entre três a seis anos. "Ter a regulamentação será um passo enorme para a adoção acelerar, para o bem ou para o mal". Entraves A Audiência Pública (AP) 43, de autoria do diretor-geral da Aneel, Nelson José Hübner Moreira, fala sobre a regulamentação para os medidores. O texto trata, entre outras coisas, da possibilidade de comunicação entre o medidor da unidade consumidora e a distribuidora, incluindo capacidade de gerenciamento remoto e a adoção de um protocolo aberto de comunicação. Mas um dos motivos para o entrave em relação à AP43 é a questão dos custos da implementação e dos medidores, que podem ser repassados aos consumidores ou ficarem na conta das concessionárias de energia. Esse é um ponto sensível, principalmente ao se considerar que a conta desse serviço no Brasil "atualmente está entre as cinco mais caras do mundo", avalia o diretor da Teradata. O executivo sugere a possibilidade da comercialização das informações de consumo dos clientes para empresas de marketing “como forma de fechar a conta”, embora reconheça implicações polêmicas sobre a privacidade desses dados. O próprio modo de tarifação da energia pode ser modificado com a adoção das redes inteligentes, pois as empresas teriam meios de oferecer planos semelhantes aos modelos praticados por operadoras de telecomunicações - por exemplo, descontando do cliente a utilização da rede elétrica em determinados horários. Resolvidos os entraves, as concessionárias deverão estabelecer parcerias com as operadoras de telecom para prover as comunicações. "Em alguns lugares será difícil a comunicação pela própria rede ou pelo WiFi, então isso poderá ser feito por GPRS e GSM", diz Américo de Paula. Segundo a AP43, a decisão pela melhor estrutura ficará a cargo das concessionárias. A exigência fica por parte do protocolo de comunicação aberto. De acordo com o executivo, esses aspectos estão sendo discutidos pelo Ministério de Minas e Energia com operadoras e as energéticas por meio de um grupo de trabalho. O papel da Teradata será em lidar com a gerência e análise do crescente volume de dados, que deverá passar de uma leitura mensal por residência para um potencial de 720 leituras por mês ou mais. A companhia tem um case nos Estados Unidos, na concessionária South California Edison, que atingirá, em julho, os 4,5 milhões de medidores inteligentes oferecendo planos e tarifas diferenciados para cada cliente. “Isso só é possível quando não há entraves regulatórios e burocráticos”. Benefícios Está em tramitação no senado o Projeto de Lei do senador Blairo Maggi (PR-MT), que também toca no assunto smart grids, estabelecendo a necessidade de o País implementar as redes inteligentes. O PL cita "benefícios palpáveis aos consumidores, como redução de tarifa, maior transparência nas relações de consumo, direito de escolha do consumidor, extensão da atividade de geração também para pequenos consumidores e estímulo à expansão de fontes alternativas na matriz de energia elétrica". O texto prevê que o processo de substituição dos medidores não poderá ter impacto superior a 2% sobre as tarifas e a possibilidade de “medição líquida” (net metering) para viabilizar a geração de energia doméstica. |
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