Primeiro passo para tornar as redes elétricas inteligentes acaba
de ser dado com a regulamentação da Aneel que estabelece regras para fabricação
dos medidores eletrônicos.
Computword: Déborah Oliveira e Edileuza Soares
07 de agosto de 2012 - 07h30
O primeiro passo está sendo dado com a regulamentação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), prevista para esta terça-feira (07/08), com as especificações sobre as características técnicas dos medidores, que deveriam ter saído em 2011.
O governo federal também está realizando estudo para estabelecer diretrizes para smart grid e associações do setor elétrico estão propondo a criação de um plano nacional para adoção do conceito. Enquanto isso, fornecedores investem em tecnologias para participar dos projetos.
Não é à toa que as fabricantes de medidores e fornecedores de Tecnologia da Informação e Comunicações (TIC) estão se movimentando para participar dos projetos de smart grid. Estudos da Associação Brasileira de Distribuidoras de Energia Elétrica (Abradee) e Associação de Empresas Proprietárias de Infraestrutura e de Sistemas de Telecomunicações (Aptel) apontam que a adoção desse conceito deverá gerar muitas oportunidades de negócios para o setor.
As duas entidades traçaram projeções para três cenários de investimentos do Brasil com implementação das redes inteligentes entre 2013 e 2020. Em um ambiente acelerado, os projetos deverão movimentar 91 bilhões de reais; no moderado 61 bilhões de reais e no conservador 46 bilhões de reais, envolvendo gastos com sistemas de medição, telecomunicações e de TI para automação e tratamento dos dados.
Roberto Barbieri, assessor de coordenação da área de distribuição de energia elétrica (GTD) da Associação Brasileira de Indústria Elétrica Eletrônica (Abinee), explica que o conceito de rede inteligente será implementado por partes. A primeira é a de substituição dos medidores convencionais que estão nas residências dos consumidores e chegam a cerca de 74 milhões de aparelhos no Brasil, segundo dados da Aneel.
Hoje, esses medidores não são dotados de recursos para fazerem comunicação de duas vias entre consumidor e distribuidora. Barbieri observa que existem atualmente os sistemas de telemetria, usados principalmente pelo setor industrial, mas que agora o desafio do Brasil é colocar essa tecnologia na casa do consumidor residencial.
Numa segunda etapa, as redes vão implementar serviços, informando aos clientes como podem economizar no consumo. Mas Barbieri afirma que o conceito pleno de rede inteligente será praticado mesmo quando todos os sistemas da infraestrutura e medidores digitais estiverem integrados para comunicação em tempo real em todos os pontos. Nesse estágio, o ambiente terá uma gestão inteligente para controlar a disponibilidade, prever quedas e tomar providências com antecedência.
O smart grid prevê uma gama de serviços para os consumidores e também para as distribuidoras. Porém, Barbieri reclama que o processo de regulamentação está caminhando lentamente, embora afirme que o País não está atrasado em comparação com o resto do mundo.
A indústria de medidores, por exemplo, estava até agora, aguardando medida da Aneel com as instruções sobre a padronização dos para iniciar a fabricação.
Regulamentação da Aneel Está prevista para esta terça-feira (07/08) a deliberação pela (Aneel) da última regulamentação que vai complementar o pacote para modernizar o serviço de energia elétrica e impulsionar o smart grid no Brasil.
Resultado da Audiência Pública nº 43, de 2010, a regulamentação prevê estabelecimento das funcionalidades mínimas do medidor inteligente, que terá papel fundamental no modelo. Com ele, a distribuidora poderá saber, em tempo real e remotamente, a quantidade exata e a qualidade da energia que está sendo consumida em cada domicílio e os dados serão transparentes aos usuários.
As outras regulamentações já foram definidas. Elas incluem o uso compulsório dos sistemas de geoprocessamento; e a comunicação por PLC (do inglês Power Line Communication, "comunicações por meio de linha de força”), que transmite dados e voz em banda larga pela rede de energia elétrica.
Essa norma da Aneel deveria ter saído em 2011, mas as discussões se estenderam por causa do custo do medidor. A partir da determinação das funcionalidades do aparelho, a indústria passará a produzi-los, obtendo certificação do Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia (Inmetro) e implementando-os em suas redes.
De acordo com André Pepitone, diretor da Aneel, essa é a mais aguardada das regulamentações. “O mercado está ansioso para dar o pontapé na fabricação”, diz. A medida vai abrir caminho para a criação de um plano nacional para a substituição dos 74 milhões de medidores analógicos existentes hoje no País.
“Na distribuição, vamos ter grande alteração e para o consumidor será algo revolucionário, porque atualmente não existe interação entre medidor de energia e o consumidor e esse pacote vai mudar o cenário”, observa.
Depois de editar o regulamento, a Aneel vai dar um prazo de 18 meses para as distribuidoras se adaptarem. Caso isso não ocorra, elas serão multadas. “Além disso, o modelo de negócios ficará a critério de cada distribuidora”, completa.
Ele diz, no entanto, que Aneel tem a premissa de não onerar a tarifa de energia elétrica para o usuário em razão da troca. “As distribuidoras vão identificar os benefícios, que incluem redução de custo operacional e eliminação do roubo de energia, e vão investir na substituição de forma a não impactar negativamente ao consumidor”, observa.
Projetos-pilotoPepitone relata que há atualmente 178 projetos-piloto no Brasil envolvendo 63 distribuidoras para avaliação do medidor eletrônico. Já há casos em Parintins, Amazonas, conduzido pela Eletrobras; Fernando de Noronha, com NeoEnergia e Celpe; e Angra dos Reis, no Rio de Janeiro, pela Ampla. O mais avançado, de acordo com ele, é o da Light, no Rio de Janeiro. “A empresa está testando medidores em comunidades na cidade para fazer gerenciamento online dos serviços prestados, melhorando a qualidade e coibindo a perda de energia”, detalha.
Desde o início dos testes, em 2009, as distribuidoras já investiram 400 milhões de reais com tecnologias diversas e serviços. “Não há um prazo para que eles sejam finalizados e estamos incentivando as empresas a ampliá-los”, observa.
Impactos da mudançaComo o medidor vai ser interativo, explica Pepitone, o consumidor saberá o quanto de energia está gastando a qualquer momento e o valor pago por ela e facilitar a economia. Serão aplicadas três tarifas diárias, de acordo com ele. No horário de pico, por exemplo, que ele chama de “ponta”, que inclui o período de 18 às 21 horas, será a mais elevada. “A relação da tarifa de ponta com a fora de ponta será de cinco vezes maior e da intermediária para fora de ponta será três vezes superior”, detalha.
Com as informações do consumo em mãos, o usuário vai poder escolher horários menos caros e reduzir o valor da conta ao final do mês. Um consumidor que fizer uso eficiente da energia vai poder eliminar em até 20% os custos com a conta de luz, garante o diretor da Aneel.
O mercado também vai beneficiar-se. “As mudanças vão impactar em toda a cadeia de valor", assegura. “Smart grid acena com grandes oportunidades para o mercado”, comenta.
Big Data na era smart gridCom o avanço do smart grid, Big Data ganha terreno, ajudando na análise de uma grande massa de dados para melhorar o atendimento ao consumidor. “Até então, as concessionárias de energia realizavam mensalmente o mapeamento do consumo de energia e agora elas poderão fazê-lo praticamente em tempo real. Assim, é possível desenvolver uma série de iniciativas”, explica Pedro Desouza, cientista de dados da EMC.
Segundo ele, é possível mapear não mais um grupo de usuários e sim um consumidor de forma individual. “Pode-se usar a tecnologia para entender o padrão de comportamento ao longo do dia e identificar quantas pessoas estão em casa naquele momento”, exemplifica. Para a concessionária, prossegue, é uma informação valiosa que pode balizar quantos geradores são necessários naquela região ou então tomar medidas pró-ativas de melhoria na distribuição.
Por outro lado, diz, informações tão precisas sobre o perfil de consumo pode gerar um problema: a invasão de privacidade. “As empresas vão usar Big Data, mas precisam encontrar um caminho para não ultrapassar os limites”, observa.
Na opinião de Américo de Paula, diretor de Consultoria de Indústria para a América Latina da Teradata, as informações podem ser valiosas não somente para o setor energético. “Empresas poderão fazer propaganda em um grupo de casas que utiliza mais a TV e o rádio em determinado horário do dia”, ensina.
De acordo com o executivo, a Teradata tem experiência fora do País em casos de uso de Big Data a partir de smart grid e está de olho no mercado nacional. “É uma grande oportunidade para ajudarmos as companhias a analisar melhor as informações geradas pelos dispositivos inteligentes e aprimorar serviços”, aponta.
Um exemplo de caso de sucesso é a concessionária de energia Southern California Edison (SCE) situada na Califórnia, Estados Unidos. Com 5 milhões de medidores inteligentes, a organização coleta informações de hora em hora de residências e de 15 em 15 minutos de pequenas empresas. Os dados ficarão disponíveis para análise de consumo de energia.
"Estamos criando um sistema de feedback, no qual consumidores em breve serão capazes de ver e analisar o consumo de energia e realizar escolhas para salvar dinheiro", explica David Erickson, diretor de TI da Edison SmartConnect.
"Ao fornecer aos consumidores informações detalhadas sobre o consumo de energia é possível não só reduzir custos com energia, mas proteger o meio ambiente por eliminar anualmente milhares de toneladas de gases de efeito estufa e reduzir a necessidade de novas fontes de geração", completa David Grant, vice-presidente de soluções para indústria da Teradata Corporation.
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