O conceito de Redes Elétricas Inteligentes, ou smart grid, possui muitas definições mas, em termos gerais, é a aplicação de tecnologia da informação para o sistema elétrico de potência, integrada aos sistemas de comunicação e infraestrutura de uma rede automatizada.
A realidade do smart grid deve transformar o sistema elétrico em uma moderna rede, que permitirá às concessionárias de energia e aos consumidores mudar a forma como disponibilizam e consomem energia, respectivamente. A parte mais visível dessa evolução, atualmente, está no uso, em larga escala, dos medidores eletrônicos de energia, que permitirão, em curto prazo, exercitar novas modalidades tarifárias e novos comportamentos de consumo. Telecomunicações, sensoriamento, sistemas de informação e computação, combinados com a infraestrutura já existente, passam a constituir cada vez mais um arsenal poderoso que pode fazer a diferença.
Os investimentos das distribuidoras de energia do Brasil estão assim distribuídos, segundo a ABDI: 27,11% em geração distribuída, 20,51%em Automação da Distribuição (AD) e 9,52% em Sistemas de Medição Inteligente (MI).
Os projetos de Tecnologia da Informação e Comunicação - TIC para Redes Elétricas Inteligentes - REI estão distribuídos por todas as regiões do país, contudo os investimentos na Região Sudeste concentram mais de 66% do total do país. O Sudeste, por ser o centro de consumo de energia do Brasil, por possuir grande quantidade de concessionárias de energia e por sediar as grandes empresas de serviços e fabricantes de equipamentos, é a região de maior destaque.
Assim, percebe-se que há uma forte tendência das distribuidoras buscarem conhecimento em “cases” de geração distribuída, por meio de projetos nessa área, quebrando o paradigma da rede convencional com fluxo único de energia, gerando novos cenários de operação e planejamento da rede.
Observou-se que os projetos demonstração das concessionárias têm funcionado como “prova de conceito”, envolvendo diversas sub áreas de TIC-REI, somando investimentos atuais da ordem de R$ 1 bilhão exclusivos em P&D. Ressalta-se que há a previsão de inserção de aproximadamente R$ 3 bilhões com os investimentos do programa Inova Energia.
O especialista da ABDI e líder do Projeto Smart Grid/Smart City, coordenador do grupo de trabalho do Governo para Smart Grid, Carlos Venicius Frees, lembra que, o que de fato está acontecendo é uma evolução – do modelo tradicional de controle, geração e uso da energia elétrica – que está incluindo na rede convencional certa inteligência, que torna o sistema mais efetivo para responder aos desafios atuais de produção e consumo energético.
Envolve a instalação de sensores nas linhas da rede de energia elétrica, o estabelecimento de um sistema de comunicação confiável em duas vias com ampla cobertura com os diversos dispositivos e a automação dos ativos.
Esses sensores possuem chips que detectam informações sobre a operação e desempenho da rede – parâmetros como tensão e corrente. Quando os sensores detectam informações significativas ocorre a comunicação dos dados de volta para um sistema central que vai analisar os dados e determinar o que está errado e o que deve ser feito para melhorar o desempenho da rede.
Os benefícios podem ser identificados como maior eficiência – já que implica em consumir menos energia da concessionária para fornecer o mesmo nível ou melhoria da qualidade do serviço aos seus clientes; redução de custos e de emissões de carbono; aumento da confiabilidade – já que a rede inteligente irá detectar quando os ativos estão começando a falhar ou estão com desempenho em declínio de forma que a concessionária possa repará-los ou substituí-los antes que haja uma interrupção de energia real. A rede inteligente também irá detectar uma falha e localizá-la com precisão, permitindo a concessionária responder a ela com muita rapidez. A rede inteligente permitirá isolar o impacto de uma falha aos clientes e maior integração de qualquer equipamento da rede, desde a leitura de um medidor inteligente para interagir com o sistema de gestão do cliente em casa, com painéis solares e com veículos elétricos, resultando em processos bem sucedidos na rede.
O setor industrial já trabalha com um medidor com funcionalidades semelhantes ao que está sendo implantado nos consumidores residenciais. A maioria dos novos medidores está em processo de homologação junto ao Inmetro para verificar as funcionalidades que a Aneel estipulou. A ideia é que o padrão seja aberto e qualquer fabricante possa produzir, mas também que as distribuidoras possam adquirir de qualquer fornecedor.
E é bom entender que a Aneel estipulou funcionalidades básicas mas existem algumas necessidades específicas para atender diferentes regiões, como por exemplo, à Eletropaulo cujo projeto, pela forma de atuação definiu medidores com modulo de comunicação em multimeios. Os critérios para definição do tipo de medidor a ser instalado no consumidor são definidos por cada concessionária de energia, algumas funcionalidades avançadas podem ser instaladas pela solicitação do consumidor e critérios definidos com a concessionaria, porém a maioria das instalações residenciais terão medidores com funcionalidades básicas. Medidores da ELO, ECIL, Landys+Gyr, entre outros, seguem o padrão estabelecido e também disponibilizam funcionalidades além da básica e já estão sendo utilizados em projetos demonstração no Brasil.
O que a Aneel faz é estabelecer as funcionalidades mínimas para atender a conformidade de regulação de mercado. Aí o Inmetro tem um papel extremamente relevante: faz a homologação segundo critérios de segurança e de metrologia legal segundo as funcionalidades definidas pela Aneel, e tem um prazo para isso. Algumas empresas já estão avançadas na homologação. Se acontece alguma não conformidade, o Inmetro retorna o equipamento para a empresa e o processo deve recomeçar. A qualificação metrológica precisa ser bem feita e os testes levam algum tempo porque os equipamentos precisam garantir funcionamento perfeito em uma série de condições, incluindo suporte a condições climáticas extremas e o teste de tempo de vida esperado para cada um.
“A coexistência de diversas tecnologias para smart grid é salutar e temos observado alguns casos que requerem atenção, como por exemplo certos países que começaram com a implantação de milhões de medidores e os produtos não atendiam as características esperadas (tempo de vida e falhas); sendo preciso recolher os medidores e perdeu-se um enorme investimento. Estamos evitando situações como esta, com os cuidados do Inmetro e com as diferentes tecnologias nos diversos pilotos. Por exemplo um medidor inteligente que vai para região costeira sofre com a maresia, com altas temperaturas, e a comunicação direcional dentro de uma caixa metálica é diferente de uma comunicação fora de uma caixa metálica, etc, então tudo tem que ser analisado”, explica Frees.
E existem várias formas de se implantar uma rede inteligente, que inclui diferentes eixos tecnológicos para sua implantação. A automação está presente em quase todas as etapas da implantação da rede inteligente, retirando a ação humana em atividades consideradas perigosas ou que requeiram uma ação imediata para correção de problemas e até mesmo para a resposta imediata a demandas de consumo energético. Um mapeamento realizado pela ABDI da rede elétrica inteligente no Brasil considerou a seguinte estrutura tecnológica: geração distribuída, micro e mini geração (GD); automação da distribuição (AD); sistemas de medição inteligente de energia elétrica (AMI); telecomunicações (TELCOM); Tecnologias de Informação (TI); prédios e residências inteligentes (EI); sistemas de armazenamento distribuído e baterias (ARM);
infraestrutura para veículos elétricos e híbridos incluindo sistemas de carregamento (VEH); serviços ao consumidor (CSM); e outros, incluindo projetos de demonstração.
Já são consideradas de domínio tecnológico pelas empresas instaladas no Brasil as áreas de Infraestrutura de Medição Avançada (IMA) e Medição Inteligente (MI), Automação da Distribuição (AD) e Automação da Subestação (AS), Despacho de Serviço Móvel (DSM) e Gestão da Operação/Comercial (software), onde há indicadores de produção nacional superiores a 60%.
Na Geração Distribuída, a maioria os projetos são voltados para o desenvolvimento dos elementos da sua cadeia produtiva como por exemplo os módulos fotovoltaicos, novas fontes renováveis, etc. Também são considerados os projetos sistêmicos dentro da linha de Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede (SFCR) elétrica, seguindo a RN 482 Aneel – resolução normativa que estabelece os critérios de micro e minigeração distribuída e a compensação de créditos de energia injetada via sistema de “Net Metering”. O desenvolvimento de inversores interativos é um dos elementos mais importantes da cadeia de GD e o domínio dessa tecnologia, bem como o da fabricação do Si em grau fotovoltaico, é de fundamental importância para o desenvolvimento do mercado de GD. A GD pode integrar e inserir outros conceitos mais abrangentes, como o de “Recursos Energéticos Distribuídos (RED)” incorporando “Sistemas de Armazenamento de Energia (SAE)”, “Infraestrutura de Veículos Elétricos (IVE)” e outros de controle e gestão da demanda e da carga energética.
As inovações tecnológicas concebidas podem ser identificadas de forma sucinta pelas seguintes definições:
- Na Automação da Distribuição está implícita a Automação da Subestação, e a maioria das empresas nesse setor atuam com sistemas Scada para monitoração e controle de subestações de grandes clientes industriais.
As empresas de automação industrial estão melhor preparadas para entrar nesse novo segmento de automação da distribuição de redes elétricas, adicionando comunicação e sistemas de gestão operacional. Dentro do moderno conceito de TIC-REI essa automação envolve controle, monitoramento e supervisão de elementos de rede externa situado nos alimentadores de distribuição das concessionárias, entre eles: religadores, seccionadores/ chaves automáticas, transformador de distribuição/trafo, sistema Volt/Var (automação de banco de capacitores), controle de inversores para GD, etc. Todos esses novos elementos contem TIC com funções e aplicações para atuar na melhoria da qualidade, disponibilidade e confiabilidade das redes e serviços, principalmente qualidade de serviço para atender as exigências do Prodist/Aneel e reduções de índices de indisponibilidade de rede DEC/FEC que implicam em perdas financeiras para as concessionárias através de aplicação de multas pela Aneel caso não se atinjam as metas acordadas.
- Já a Medição Inteligente inclui a infraestrutura básica, que combina fluxo bidirecional de dados, medidores inteligentes, comunicações e gestão de dados. A MI envolve medição inteligente, infraestrutura de rede para transmitir dados de medidores inteligentes para a concessionária (incluindo a telefonia celular) e softwares para compilar e gerenciar grandes volumes de dados. Os produtos são destinados para a Geração, Transmissão e Distribuição.
Mas a medição inteligente envolve muito mais do que o simples medidor inteligente; envolve toda uma cadeia de tecnologias e aplicações para suportar a infraestrutura de medição avançada (IMA). A maior parte dessa tecnologia já é madura principalmente nos grandes clientes, onde o modelo de negócios é justificável e a tecnologia já se encontra instalada na maioria das concessionárias brasileira.
Porém o desafio atual é o desenvolvimento de soluções para Infraestrutura de Medição Avançada para clientes residências e de pequeno porte. Aqui, além do desafio de justificar o custo através de novos modelos de negócios, a maturação tecnológica dessas soluções, principalmente as envolvendo as tecnologias de redes de comunicação que suportam a IMA. Requisitos de interoperabilidade e segurança cibernética, representam um grande desafio ainda sendo explorado pelas concessionárias e empresas fornecedoras.
- A aplicação de TI (software/serviços e aplicações) no contexto de Redes Elétricas Inteligentes pode ser dividida em Gestão da Tecnologia da Operação (sistemas Scada, OMS-Outage Management System, DMS-Distributed Management System, EMS – Energy Management System, DSM-Despacho de Serviço Móvel, ou seja, todos os processos de controle, monitoração e supervisão de sistemas de missão crítica ligados as áreas operacional, despacho, engenharia/planejamento, proteção de redes/elementos e centros de controle e operação das concessionárias de energia elétrica); Gestão da Medição Avançada para o Comércio (sistemas MDM-Meter Data Management, Aplicações de Perdas Comerciais, Data Analítico de Consumidores, Billing, ou seja, todos os sistemas de software/aplicações ligados a medição inteligente também denominados Sistemas Comerciais ou Enterprise, devido a sua área de gestão estar normalmente dentro da área comercial da concessionária); e Gestão de Enterprise/BI (ERP, Informações Gerenciais, e todos os processos envolvidos na camada superior de uma arquitetura de REI de gestão estratégica e corporativa da concessionária de energia).
É importante enfatizar que nem todas as aplicações e mercados para Redes Elétricas Inteligentes envolvem as concessionárias de energia elétrica como o principal agente do processo, principalmente aqueles voltados a gestão e controle energético do consumidor e geração distribuída, onde as concessionárias apenas fornecem a conexão, contudo toda a inteligência do processo pode ficar com serviços de terceiros.
Porém isso depende dos modelos de negócios para o setor elétrico de cada país onde novos serviços são extremamente regulados ou onde a inovação é estimulada num ambiente de TIC-REI.
Ícone do conceito de smart grid, a medição inteligente já está bem avançada em países como EUA, Espanha, Itália, Alemanha e Portugal. No Brasil, ainda não é uma realidade para todos os consumidores, e deve acontecer de forma gradativa, dependendo das motivações das distribuidoras. E a motivação se dá em diferentes aspectos, de forma diferenciada para cada distribuidora, e pode ser maior eficiência sistêmica, o aumento da qualidade do serviço prestado, a redução de perdas comerciais e técnicas, a redução de custos operacionais, a otimização do uso dos ativos, a melhoria do controle da demanda energética, ou a possibilidade de manter um fluxo de informações mais efetivo com seus clientes.
Os motivadores também buscam disponibilizar para os consumidores um melhor controle sobre o uso da energia, novas formas de tarifação (pré-pago ou por diferenciação em períodos do consumo (horária), diminuição de gastos com energia, além de possibilitar novos serviços, dependendo da evolução dos modelos de negócio associados a rede elétrica.
Outro motivador pode ser a possibilidade de implantação da geração distribuída, com as fontes renováveis – como painéis fotovoltaicos, geração eólica e biomassa, diretamente pelas unidades consumidoras. Esta ação provoca uma otimização para construção de novas usinas e pode reduzir a necessidade de geração energética por térmicas (fontes de carvão e combustíveis fósseis) e consequentemente pode reduzir a emissão de CO2. A motivação vai depender do quanto a distribuidora está envolvida nos amplos aspectos do smart grid.
O momento atual no Brasil ainda é de testes, demonstrações e aprovação de normas e regulamentação, com resultados positivos sendo apresentados pelos projetos das distribuidoras. A Aneel já definiu regulamentos para Medição Inteligente (Res 502), Tarifa Diferencia, Micro e Mini geração (Res 486). O período legal para início da implantação de medidores inteligentes não está definido e foi suspenso pelo Despacho N° 333, de 11 de fevereiro deste ano. Pode-se considerar, então, que a implantação de medidores inteligentes está ainda na fase de demonstração para a maioria dos projetos, mas já evoluindo para implantação em escala para algumas concessionárias, como a Light, por exemplo.

Segundo informações da Cepel e do ONS, a modernização do SIN com o projeto Reger apresenta uma melhoria na segurança operacional do sistema e a conti-nuidade da capacidade de supervisão e controle do sistema elétrico mesmo em situações extremas. Não existe ainda uma avaliação sobre facilidades de implantação do smart grid pela modernização do SIN, ou seja sua correlação com o mercado de distribuição, demanda e geração energética em edifícios, residenciais, comerciais e industriais. “O que se pode observar agora no Brasil é que, com a inserção de muitas fontes renováveis na micro e mini geração (eólicos, fotovoltaicos e biomassa), na medida em que essa energia chamada “intermitente” ou seja, não tem uma frequência clara, começa a entrar para a rede, o controle precisa ser mais amplo e efetivo. Muitos países começam a descobrir agora a complexidade para controlar carga intermitente de maneira que não cause interferência no sistema. Quando existem várias fontes de energia diferenciadas entrando no sistema é preciso que sejam equilibradas, é preciso coordenar a vazão do sistema hidráulico (considerada uma bateria natural no Brasil) com as novas fontes energéticas, para utilizar essa
energia de forma eficiente, que incluem a utilização de bancos de capacitores ou baterias externas que permitam esse equilíbrio energético. Mas isso ainda é muito novo no mundo todo”, pontua Frees.

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