A AES Eletropaulo, maior concessionária de energia do Brasil, lança seu projeto de rede elétrica inteligente e oficializa o começo do primeiro grande teste da tecnologia no país
Ana Luiza Herzog, de 
Soares (à dir.), Maria Tereza e Simonaggio, da AES: monitoramento em tempo real de 60 000 clientes
São Paulo - Ao longo dos últimos dois anos, várias concessionárias de energia do Brasil começaram a se aventurar num terreno ainda inexplorado por aqui: a instalação das chamadas smart grids, ou redes inteligentes de energia elétrica.
Na prática, isso significa que elas escolheram algum município dentro
de sua área de concessão para trocar, pela primeira vez, os medidores
eletromecânicos de consumo dos clientes por medidores digitais
inteligentes.
Parece pouco, mas a ação tem o poder de mudar de maneira radical a forma como cada um de nós lida com a energia que ilumina nossas casas. Até hoje, as empresas de energia elétrica recebem as informações sobre o consumo dos clientes apenas uma vez por mês, graças ao trabalho dos leituristas, e também só sabem sobre um problema no fornecimento se alguém ligar para reclamar.
Com o uso do medidor inteligente e de toda a parafernália tecnológica que a ele deve estar atrelada — uma rede elétrica automatizada e um sistema robusto de transmissão de dados —, é possível monitorar o consumo de cada cliente em tempo real.
Eventuais falhas também são percebidas imediatamente. Trata-se de uma guinada sem precedentes para as concessionárias, pois suas incursões nessa seara vinham sendo conduzidas até então numa escala bem modesta.
A portuguesa EDP, por exemplo, foi pioneira no país e começou a testar a viabilidade de uma rede inteligente de energia em Aparecida, município paulista de 35 000 habitantes, em 2011. Lá, a concessionária finaliza a troca do medidor analógico pelo digital inteligente para a totalidade de seus 13 000 clientes até meados de maio.
Em Minas Gerais, a Cemig instalará o equipamento para 8 000 clientes na região de Sete Lagoas, município vizinho a Belo Horizonte, até abril de 2014. Hoje, 3 200 medidores já estão em operação. A novidade é que a AES Eletropaulo também decidiu entrar na era das smart grids, e isso deve mudar completamente a escala do jogo.
Seu projeto é proporcional ao seu tamanho, o de maior concessionária do país em faturamento e consumo de energia, com 6,5 milhões de consumidores. A empresa deverá munir todos os 60 000 clientes de Barueri, cidade vizinha à capital paulista com 250 000 habitantes, de medidores inteligentes até 2015.
“Trata-se do primeiro grande teste de smart grids no país”, diz Britaldo Soares, presidente da AES Brasil, holding dona da Eletropaulo. Para executá-lo, a empresa vai investir 71 milhões de reais nos próximos três anos.
Desse volume, 32 milhões de reais vêm de um percentual da receita líquida que ela, por determinação da Agência Nacional de Energia Elétrica, é obrigada a investir em pesquisa e desenvolvimento. O restante é um desembolso voluntário.
Por trás do desejo da AES Eletropaulo de testar a viabilidade da smart grid em Barueri, para então expandi-lo para toda a sua área de concessão, há uma série de razões. A primeira delas é que a rede inteligente permitirá à empresa detectar de maneira muito mais fácil as fraudes, o que ajudará na redução das perdas comerciais.
A AES Eletropaulo não divulga o que é isso hoje em dinheiro, mas revela que, em 2012, cerca de 4% da energia que distribuiu foi perdida por meio de práticas ilícitas, como adulteração de medidores e ligações clandestinas — o suficiente para abastecer por dez meses o município de Santo André, na Grande São Paulo, com 670 000 habitantes.
Hoje, para identificar um desvio suspeito no padrão de consumo de um cliente, a empresa precisa esperar, pelo menos, um mês. Com o monitoramento de distribuição da energia em tempo real, qualquer dissonância virá à tona com muito mais rapidez. “Nossa estimativa é que a rede inteligente nos ajude a diminuir as perdas comerciais em Barueri em até 30%”, afirma Maria Tereza Velhano, diretora regional da AES Eletropaulo.
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Parece pouco, mas a ação tem o poder de mudar de maneira radical a forma como cada um de nós lida com a energia que ilumina nossas casas. Até hoje, as empresas de energia elétrica recebem as informações sobre o consumo dos clientes apenas uma vez por mês, graças ao trabalho dos leituristas, e também só sabem sobre um problema no fornecimento se alguém ligar para reclamar.
Com o uso do medidor inteligente e de toda a parafernália tecnológica que a ele deve estar atrelada — uma rede elétrica automatizada e um sistema robusto de transmissão de dados —, é possível monitorar o consumo de cada cliente em tempo real.
Eventuais falhas também são percebidas imediatamente. Trata-se de uma guinada sem precedentes para as concessionárias, pois suas incursões nessa seara vinham sendo conduzidas até então numa escala bem modesta.
A portuguesa EDP, por exemplo, foi pioneira no país e começou a testar a viabilidade de uma rede inteligente de energia em Aparecida, município paulista de 35 000 habitantes, em 2011. Lá, a concessionária finaliza a troca do medidor analógico pelo digital inteligente para a totalidade de seus 13 000 clientes até meados de maio.
Em Minas Gerais, a Cemig instalará o equipamento para 8 000 clientes na região de Sete Lagoas, município vizinho a Belo Horizonte, até abril de 2014. Hoje, 3 200 medidores já estão em operação. A novidade é que a AES Eletropaulo também decidiu entrar na era das smart grids, e isso deve mudar completamente a escala do jogo.
Seu projeto é proporcional ao seu tamanho, o de maior concessionária do país em faturamento e consumo de energia, com 6,5 milhões de consumidores. A empresa deverá munir todos os 60 000 clientes de Barueri, cidade vizinha à capital paulista com 250 000 habitantes, de medidores inteligentes até 2015.
“Trata-se do primeiro grande teste de smart grids no país”, diz Britaldo Soares, presidente da AES Brasil, holding dona da Eletropaulo. Para executá-lo, a empresa vai investir 71 milhões de reais nos próximos três anos.
Desse volume, 32 milhões de reais vêm de um percentual da receita líquida que ela, por determinação da Agência Nacional de Energia Elétrica, é obrigada a investir em pesquisa e desenvolvimento. O restante é um desembolso voluntário.
Por trás do desejo da AES Eletropaulo de testar a viabilidade da smart grid em Barueri, para então expandi-lo para toda a sua área de concessão, há uma série de razões. A primeira delas é que a rede inteligente permitirá à empresa detectar de maneira muito mais fácil as fraudes, o que ajudará na redução das perdas comerciais.
A AES Eletropaulo não divulga o que é isso hoje em dinheiro, mas revela que, em 2012, cerca de 4% da energia que distribuiu foi perdida por meio de práticas ilícitas, como adulteração de medidores e ligações clandestinas — o suficiente para abastecer por dez meses o município de Santo André, na Grande São Paulo, com 670 000 habitantes.
Hoje, para identificar um desvio suspeito no padrão de consumo de um cliente, a empresa precisa esperar, pelo menos, um mês. Com o monitoramento de distribuição da energia em tempo real, qualquer dissonância virá à tona com muito mais rapidez. “Nossa estimativa é que a rede inteligente nos ajude a diminuir as perdas comerciais em Barueri em até 30%”, afirma Maria Tereza Velhano, diretora regional da AES Eletropaulo.
A implantação da smart grid não vai beneficiar apenas o caixa da
Eletropaulo. Ela também tem potencial para favorecer o consumidor de
diferentes maneiras. Para começar, a smart grid permite que vários
consertos na rede, assim como o simples religamento da energia cortada,
hoje feitos in loco, possam ser realizados de maneira remota.
Não é uma vantagem trivial, sobretudo para os clientes de uma concessionária cuja área de concessão é famosa por ter o tráfego de veículos mais intenso do país.
O tempo médio que um cliente espera para ter seu problema resolvido pela empresa é 3 horas. Num dia crítico, porém, com tempestades e recorde de congestionamento, essa espera pode chegar a 9 horas. “Por isso, quanto menos deslocamentos as equipes fizerem, melhor”, diz Sidney Simonaggio, vice-presidente de operações da concessionária. “Ganham o cliente e a empresa, que reduz seus custos operacionais.”
Os 60 000 clientes da AES Eletropaulo em Barueri também poderão fazer o mesmo. O maior benefício para eles será sentido a partir de março de 2014.
Nesse mês, passará a valer para os consumidores de baixa tensão, como residências e pequenos comércios, a chamada tarifa branca — ou preços diferenciados para a energia, dependendo da hora que ela for consumida.
Ou seja, será possível economizar ao consumir fora dos horários de pico. Por isso, a adoção da smart grid tende a beneficiar o meio ambiente, já que incentiva um uso mais racional do recurso — esse é um dos aspectos que vêm impulsionando a disseminação dessas redes na Europa.
Para os europeus, outro atributo valioso da smart grid é que ela permite a geração distribuída — ou o uso das casas dos consumidores para a geração de energia em pequena escala com a instalação de painéis solares e microgeradores eólicos. Cada consumidor se transforma, assim, em uma miniusina de energia. “Na Europa, as concessionárias pagam ao consumidor pelo excedente gerado”, diz Jeferson Marcondes, gestor executivo da EDP Bandeirante.
Portugal tem hoje aproximadamente 20 000 consumidores que são também microgeradores de energia. No Brasil, a geração distribuída ainda não é uma realidade. Com a smart grid da AES Eletropaulo e de outras concessionárias, porém, há agora expectativa de que ela possa decolar no país num futuro menos remoto.
Não é uma vantagem trivial, sobretudo para os clientes de uma concessionária cuja área de concessão é famosa por ter o tráfego de veículos mais intenso do país.
O tempo médio que um cliente espera para ter seu problema resolvido pela empresa é 3 horas. Num dia crítico, porém, com tempestades e recorde de congestionamento, essa espera pode chegar a 9 horas. “Por isso, quanto menos deslocamentos as equipes fizerem, melhor”, diz Sidney Simonaggio, vice-presidente de operações da concessionária. “Ganham o cliente e a empresa, que reduz seus custos operacionais.”
Gestão de consumo
Com a adoção da smart grid, o consumidor também passa a ter nas mãos
uma ferramenta para gerenciar seu uso de energia. Desde a penúltima
semana de abril, os 3 200 clientes da Cemig que já ganharam medidores
inteligentes passaram a ter acesso a um site na internet que lhes
permite monitorar seu consumo de energia diariamente.Os 60 000 clientes da AES Eletropaulo em Barueri também poderão fazer o mesmo. O maior benefício para eles será sentido a partir de março de 2014.
Nesse mês, passará a valer para os consumidores de baixa tensão, como residências e pequenos comércios, a chamada tarifa branca — ou preços diferenciados para a energia, dependendo da hora que ela for consumida.
Ou seja, será possível economizar ao consumir fora dos horários de pico. Por isso, a adoção da smart grid tende a beneficiar o meio ambiente, já que incentiva um uso mais racional do recurso — esse é um dos aspectos que vêm impulsionando a disseminação dessas redes na Europa.
Para os europeus, outro atributo valioso da smart grid é que ela permite a geração distribuída — ou o uso das casas dos consumidores para a geração de energia em pequena escala com a instalação de painéis solares e microgeradores eólicos. Cada consumidor se transforma, assim, em uma miniusina de energia. “Na Europa, as concessionárias pagam ao consumidor pelo excedente gerado”, diz Jeferson Marcondes, gestor executivo da EDP Bandeirante.
Portugal tem hoje aproximadamente 20 000 consumidores que são também microgeradores de energia. No Brasil, a geração distribuída ainda não é uma realidade. Com a smart grid da AES Eletropaulo e de outras concessionárias, porém, há agora expectativa de que ela possa decolar no país num futuro menos remoto.
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