A 4GRID assessora empresas em temas complexos e inovadores, especialmente nos setores de infraestrutura e novas tecnologias de informações e comunicações (TICs), há mais de dez anos.
sexta-feira, 3 de maio de 2013
Brazil: an up-and-coming smart grid player Kathleen Wolf Davis | May 01, 2013
’ll tell you right now, I’m a nerd—not a dweeb obsessed with science, not a geek obsessed with technology, but a straight-up book nerd. I read too much. I read all the time. I have a stack of books and magazines that I call the TBR (to be read).
That stack possesses everything from a nonfiction book on the wreck of the Essex to Philip Pullman’s “Golden Compass”(again) to James Garner’s biography. And, in between are the magazines: The New Yorker, National Geographic, Garden & Gun, The Family Handyman, Country, Lapham’s Quarterly. (My family has a running, cross-sharing, cross-generational magazine collective, but that’s a story for another day.)
My favorite magazine, by far, is Smithsonian. I would offer that it’s the best mainstream magazine in America, and I’d be totally willing to tussle with anyone who thinks otherwise.
A recent issue of Smithsonian featured Brazil: its growth, its setbacks, its economy, its culture. Since I knew I’d be writing an industry feature on Brazil soon (for the May/June issue of my favorite industry magazine Intelligent Utility), I devoured that article. Of course, it didn’t talk at all about the power market or the transmission of electricity. But, it did, surprisingly, draw an interesting picture of the distribution of electricity: the random, claustrophobic “cage” of secondary wires overhead pulling in multiple houses and businesses onto the power grid (sometimes illegally). Locals call these illegal wire connections “gatos” or “cats,” according to the story. (The photo illustrating this story shows actual gatos in Sao Paulo.)
Those gatos, or illegal hook-ups, used to be the norm in a lot of the poorer areas of Brazil, but that has changed significantly in the last few years, according to a recent article in the English-language Rio Times (and supported by that Smithsonian article).
Brazil is certainly coming from behind in the areas of economic outlook and electrification. And, as those gatos die off, the Brazilian smart grid market is just being birthed. Brazil is considered one of the rising stars in this market, and a number of power companies are eyeing Brazil as a potential investment.
So, I asked experts at Northeast Group, a research and consulting firm based in Washington, D.C. that focuses on the energy sector and the rapidly emerging market for smart grid, about Brazil’s smart grid potential.
They pointed out that Brazil’s power market has formally separated segments: generation, transmission and distribution—although many times one or more elements across those segments are owned by the same parent company.
And, those segments are big—real big when compared to U.S. counterparts, either in numbers or miles. Some Brazilian distribution utilities have over 5 million residential customers or span gigantic regions (like, say, across the Amazon).
“Among the 35 emerging market countries that Northeast Group covers, Brazil represents one of the markets with the most potential. (We do not cover China and India.) Brazil’s core market conditions and its sheer size make it a compelling market for smart grid,” said Ben Gardner, president of Northeast Group. “The country has nearly 200 million people and 64 million electricity customers. And these are both growing quickly.”
Gardner went on to point out that Brazil’s original goal was to have smart meters to all customers by 2021, but that few believe Brazil will reach that on time. Still, even with a delay, Brazil will be among the leaders of the smart meter market (in installed numbers) within a few years.
“Almost all emerging market utilities [including those in Brazil] are talking about smart grid, and several are completing pilot projects,” said Gardner. “But, there are still roadblocks to large-scale rollouts.”
The biggest hurdle: money. While these projects can provide long-term positives, it’s still problematic to get people to invest in that long-term vision.
“Emerging market countries tend to have lower levels of income, which makes it politically challenging to pay for deployments through short-term rate increases,” Gardner added.
The Catch-22 here is: The fact that Brazil is an emerging market means its more difficult to find financing for power projects, but those power projects—and the creation of a steady, reliable power infrastructure—can help pull Brazil out of the “emerging” bracket.
“Economic growth (GDP) is absolutely dependent on reliable power supply and infrastructure. For example, on average, the manufacturing sector already loses about 3 percent of its value every year in emerging market countries due to power outages. In many of these countries, manufacturing is a key component of economic growth. Without electric infrastructure improvements, this rate will dramatically worsen. At the same time, rising income levels are encouraging more residents to install energy-intensive home appliances such as air conditioning—many of these countries are in hot climates. This means that in many countries, energy demand growth is outpacing overall economic growth,” said Gardner.
If you’re looking to invest in an emerging market such as Brazil, Northeast Group advises clients to focus not necessarily on the whole, but on certain market segments where they have a competitive advantage. If you’re focused on renewables, go where there is good solar or wind potential, or into the heavy hydro areas. If you’re focused on smart metering, try urban spaces where the local utility is trying to curb theft. If you’ve got the greatest residential home energy management widget, push into the higher end suburbs where that may be the next hottest trend.
“Brazil is a large enough market that each of these market segments is significant, and most utilities and regulatory authorities have shown a willingness to promote smart grid. Investors and vendors should determine what driver they think will be most critical and/or fits their profile, and look for specific opportunities in the country that meet those criteria,” he said.
For a more in-depth look at Brazil, including an interview with the largest utility in that country, keep an eye out for the May/June issue of Intelligent Utility magazine.
quinta-feira, 2 de maio de 2013
AES Eletropaulo investirá R$72 mi no maior projeto de smart grid em área metropolitana
Serão instalados 60 mil medidores eletrônicos em unidades residenciais, industriais e comerciais
Por Wagner Freire, de São Paulo
A AES Eletropaulo anunciou nesta
segunda-feira (29/04) aquele que será o maior projeto de smart grid do
país em região metropolitana. Serão investidos R$72 milhões no
desenvolvimento de um novo conceito de distribuição de energia elétrica
que tornará, até 2015, a cidade de Barueri, na Região Metropolitana de
São Paulo, mais eficiente e “inteligente”. Serão instalados 60 mil
medidores eletrônicos, que contemplarão clientes residenciais,
industriais e comerciais da região. No total, 250 mil habitantes serão
beneficiados.
Do montante a ser investido,
aproximadamente a metade do valor está dentro do Programa de Eficiência
Energética da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel),
representando a parcela na qual a concessionária tem a obrigação de
investir em Pesquisa e Desenvolvimento (P&D). Os outros R$35 milhões
faz parte de investimento próprio da empresa. A ideia é recuperar os
R$72 milhões investidos em oito anos.
Segundo a diretora regional da AES
Eletropaulo, Maria Tereza Vellano, Barueri foi escolhida por ser uma
cidade que representa a área de concessão da distribuidora paulista,
servindo de modelo e experiência para a replicabilidade do projeto para o
restante do Estado de São Paulo, no futuro. O consumo anual de energia
da cidade passou de 1.092GWh em 2008 para 1.316GWh em 2012.
Com as “smart grids”, a Eletropaulo
pretende melhorar a eficiência de seus serviços, reduzindo as perdas não
técnicas (“gatos”); o nível de inadimplência; e os custos operacionais
com manutenção e medição. O nível total de perdas da empresa, hoje, está
perto dos 10%, sendo 3,8% representam as “perdas não técnicas”, que tem
impacto direto no faturamento da companhia.
A partir de junho, a empresa inicia a
instalação dos medidores inteligentes para clientes de baixa renda em
Barueri. Nessa etapa, serão beneficiadas 2.100 famílias que, segundo a
Eletropaulo, estão em situação irregular de fornecimento de energia.
O passo seguinte é instalar os medidores
para o comércio, a indústria, as residências e os prédios públicos de
Barueri, permitindo que os consumidores gerenciem e acompanhem seu
consumo. Outra vantagem do novo modelo de distribuição estará em
identificar falhas ou problemas no fornecimento de energia,
solucionando-os com mais agilidade. Os procedimentos de “corte e
religamento” também serão facilitados.
Cada medidor inteligente está estimado a
um custo de R$400,00 – valor bem superior aos R$50,00 dos equipamentos
atualmente instalados, segundo informações do vice-presidente de
Operações da companhia, Sidney Simonnagio.
Paralelo à implantação do sistema, a AES
Eletropaulo elabora um plano de capacitação profissional, que conta com
a parceria da Universidade de São Paulo (USP).
Os consumidores, por sua vez, serão
informados sobre como utilizar os novos medidores e quais as vantagens
de gerenciar o consumo de energia elétrica. Eles também poderão contar
com um portal na internet, no qual haverá vídeos e tutoriais
esclarecendo o funcionamento e a forma de utilização do novo sistema.
Por fim, em 2015, será lançada a “Casa Smart Grid”, que funcionará como
um show room, onde todos os eletrodomésticos e a iluminação da casa
serão gerenciáveis.
Estrutura
O desenvolvimento das redes inteligentes em Barueri será possível devido a um processo de investimentos em inovação no sistema elétrico da AES Eletropaulo. Desde 2010, a concessionária investiu R$220 milhões em softwares, digitalização de subestações, instalação de equipamentos de automação e redes de comunicação.
O desenvolvimento das redes inteligentes em Barueri será possível devido a um processo de investimentos em inovação no sistema elétrico da AES Eletropaulo. Desde 2010, a concessionária investiu R$220 milhões em softwares, digitalização de subestações, instalação de equipamentos de automação e redes de comunicação.
Segundo o presidente da AES Brasil,
Britaldo Soares, o conceito de “smart grids mudará completamente a
relação entre o cliente e a distribuidora”, onde tanto o consumidor
quanto a empresa trocarão informações instantaneamente.
O sucesso em Barueri, acompanhado do
desenvolvimento tecnológico e da regulamentação dos equipamentos,
segundo a AES Eletropaulo, determinará a expansão do projeto para toda
área de concessão. Essa tomada de decisão só deve acontecer a partir de
2015, de acordo com Soares.
A AES Eletropaulo distribui energia
elétrica para 24 municípios da região metropolitana de São Paulo
incluindo a capital que, juntos, abrigam uma população de
aproximadamente 17 milhões de habitantes. A área de concessão abrange
4.526Km quadrados, com 6,5 milhões de clientes. Em consumo e
faturamento, a distribuidora é a maior da América Latina.
Virgin Mobile inicia operação na Colômbia
A Virgin Mobile Latin America (VMLA), operadora móvel virtual (MVNO, na sigla em inglês), expandiu seus negócios na região com o lançamento, no último dia 30, da Virgin Mobile Colômbia. As atividades foram iniciadas com um teste beta digital e já conta com 35 mil usuários registrados.
A proposta da MVNO voltada para o público jovem inclui chamada com taxa fixa por segundo, sem arredondamento para o próximo minuto; tráfego de dados cobrado por tempo com uma inovadora função ON/OFF que permite aos clientes controlar o uso e gastos; e WhatsApp ilimitado no pacote de dados.
A VMLA lançou sua primeira operação no Chile em meados de 2012 e a companhia tem, atualmente, 1% do mercado de telefonia móvel chileno. Entre os planos da empresa está o lançamento, em breve, da operação no Brasil.
segunda-feira, 29 de abril de 2013
O Brasil na onda das smart grids
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.
Leia Mais
- 29/04/2013 | Barueri, em SP, entra na era da energia inteligente
- 29/04/2013 | ONS avalia desligar termelétricas mais caras, diz diretor
- 29/04/2013 | Leilão de eólicas se baseará na capacidade de transmissão
- 29/04/2013 | Google Now chega ao iPhone, iPod Touch e iPad
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.
segunda-feira, 22 de abril de 2013
Projetos europeus em “smart grids” com 1,8 mil milhões de euros
Investimento em 281 projetos de investigação, desenvolvimento e demonstração em 2012. Portugal conta apenas com um, o InovGrid.
A Comissão Europeia publicou hoje o relatório actualizado “Smart Grid projects in Europe: lessons learned and current developments“,
sobre as iniciativas de “smart grid” e “smart metering” na União
Europeia, Croácia, Suíça e Noruega, com o foco principal a incidir nos
investimentos em projectos de investigação, desenvolvimento e
demonstração de “smart grid”. Um outro relatório sobre “smart metering”
deve ser revelado ainda este ano.
Nesta actualização, foram identificados 281 projectos, que obtiveram investimentos de 1,8 mil milhões de euros, revelou a Comissão em comunicado.
Reino Unido, Alemanha, França e Itália são os principais investidores em projectos de demonstração de “smart grid”, enquanto a Dinamarca é a mais envolvida em investigação e desenvolvimento. Os projectos acima de 20 milhões de euros têm vindo a crescer, passando de 27% em 2006 para 61% em 2012.
“Utilities” e energéticas são as empresas mais envolvidas nestes projectos, seguindo-se as universidade e os centros de investigação, fabricantes, negócios de TI e de telecomunicações, e operadores de sistemas de transmissão.
As principais barreiras aos projectos, considera a Comissão, é a falta de interoperabilidade e de normas, barreiras regulatórias e resistência dos consumidores à participação em testes.
Em Portugal, é registado apenas um único projecto, o InovGrid, que decorre desde 2008 e termina este ano, liderado pela EDP Distribuição.
Nesta actualização, foram identificados 281 projectos, que obtiveram investimentos de 1,8 mil milhões de euros, revelou a Comissão em comunicado.
Reino Unido, Alemanha, França e Itália são os principais investidores em projectos de demonstração de “smart grid”, enquanto a Dinamarca é a mais envolvida em investigação e desenvolvimento. Os projectos acima de 20 milhões de euros têm vindo a crescer, passando de 27% em 2006 para 61% em 2012.
“Utilities” e energéticas são as empresas mais envolvidas nestes projectos, seguindo-se as universidade e os centros de investigação, fabricantes, negócios de TI e de telecomunicações, e operadores de sistemas de transmissão.
As principais barreiras aos projectos, considera a Comissão, é a falta de interoperabilidade e de normas, barreiras regulatórias e resistência dos consumidores à participação em testes.
Em Portugal, é registado apenas um único projecto, o InovGrid, que decorre desde 2008 e termina este ano, liderado pela EDP Distribuição.
MVNO em operação no Brasil
Porto Seguro e Datora
| MVNO | Jul/12 | Ago/12 | Set/12 | Out/12 | Nov/12 | Dez/12 | Jan/13 | Fev/13 | Mar/13 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Porto Seguro | 2.000 | 8.000 | 8.000 | 8.000 | 8.000 | 8.000 | 22.239 | 35.377 | 41.377 |
| Datora | - | - | - | - | - | - | - | 1.000 | 1.000 |
A Porto Seguro adotou o modelo da autorizada de rede virtual e utiliza a rede da TIM.
A Datora Telecom é a responsável pela operação, gestão de tráfego, emissão de contas e acordos de interconexões.
A Porto Seguro Telecom é a responsável pelo atendimento a clientes. A Ericsson foi escolhida para desenvolver e instalar toda a plataforma de telefonia da parceria Datora Telecom/Porto Seguro.
Os termos de autorização com a Anatel foram assinados em 17 de novembro de 2011.
Datora Mobile
A Datora Mobile entrou em operação em Nov/12 com uma plataforma M2M (machine to machine), que pode ser gerenciada pelos clientes. Ela pretende atuar em serviços M2M de medição industrial, segurança patrimonial para smart meter, rastreamento de veículos, telemetria, entre outros.
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