Ainda engatinhando no Brasil, o sistema inteligente de gerenciamento da rede elétrica já é realidade para milhões de europeus. A Endesa planeja interligar seus 13 milhões de clientes na Espanha até 2015, um investimento de € 1,6 bilhão. O grupo italiano Enel, que controla a Endesa, tem 33 milhões de consumidores interligados.
Chamado de “smart grid” no jargão do setor, o sistema no Brasil ainda está na fase dos pilotos – várias distribuidoras têm desenvolvidos testes em suas áreas de concessão – e de discussões coordenados pela Aneel. A agência montou um grupo de trabalho, com participação das distribuidoras, para debater e definir as regras do smart grid brasileiro.
A Espanha já definiu seu marco regulatório, fixou datas para instalação e homologou os equipamentos. O sistema deve começar a ser operado pelas distribuidoras, no máximo, até janeiro de 2014 e elas têm até o fim de 2018 para trocar todos os atuais medidores dos clientes até 15 kW (residenciais e comerciais de pequeno porte).
“A Comunidade Europeia definiu que os medidores inteligentes devem estar em 80% dos clientes até 2020. Mas nosso plano é mais ambicioso”, conta Rocio Millan, diretora do Plano de Telegestão da Endesa. A companhia começou em janeiro de 2010 e prevê trocar os medidores até fim de 2015. A previsão é fechar este ano com 1 milhão de equipamentos.
O smart grid permite um gerenciamento online e quase instantâneo do consumo de cada cliente. O medidor passa as informações pela própria rede elétrica até um concentrador, que coordena de 120 a 150 equipamentos. Depois o concentrador envia os dados para uma central usando o sistema de uma operadora de telefonia. Assim, é possível definir o perfil de uma residência, sabendo em que momentos do dia há o pico de demanda e quais os horários que o consumo fica estável. Com essas informações, a distribuidora tem um melhor gerenciamento da rede elétrica e abre inúmeras possibilidades de negócios para o setor.
No caso da Endesa, a central de controle está em Sevilha, no Sul da Espanha. Em um telão, os técnicos projetam o gráfico de consumo do cliente, atualizado a cada 15 minutos, mostrando como foi a demanda no dia. Em um período mais longo de acompanhamento, pode-se saber seu comportamento nos dias quentes e frios, nos fins de semana, se viajam nos feriados, em que momentos provavelmente a casa fica vazia ou que horário dormem.
Em um mercado aberto como o espanhol, onde o consumidor escolhe de que comercializadora vai comprar – as distribuidoras apenas entregam, não vendem e não faturam -, informações sobre o perfil do cliente permite definir pacotes individuais. Entre as vantagens, tarifas diferenciadas ao longo do dia, que possibilitam distribuir o consumo de forma mais equitativa. O consumidor é estimulado a usar a energia nos horários onde a demanda é menor, já que pagaria menos por isso. Para a comercializadora, um pacote individual pode garantir fidelidade.
“A eficiência é um dos grandes avanços do sistema. O cliente reduz o valor da sua conta de energia e o sistema pode gerenciar melhor sua carga”, afirma Rocio.
No Brasil a Endesa tem pilotos nas duas distribuidoras: Ampla (RJ) e Coelce (CE). Apesar de ainda estar em experiência, jé foi possível reduzir as perdas operacionais, principalmente no Rio de Janeiro.
Mas o caminho no país ainda é muito longo. Entre os pontos mais sensíveis está a definição de quem vai financiar a troca dos medidores. Hoje, o equipamento pertence à distribuidora. O novo modelo pode deixar o consumidor livre para comprar o melhor equipamento oferecido no mercado ou manter nas mãos das companhias.
Outro ponto que promete gerar polêmica é quanto ao sigilo das informações. Rocio explica que os dados sobre o perfil do cliente são preservados segundo a legislação de cada país. Mas já a quem chame o smart grid de “Gran Hermano” elétrico, como dizem os espanhóis quando se referem ao Big Brother.
Fonte: ValorEconômico
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