EDP planeja cidade inteira com smart grids em São Paulo e prevê medidores mais baratos em breve

A EDP Energias do Brasil vai lançar oficialmente, durante o Metering Latino America, que começa em 25 de outubro, um projeto piloto que prevê a implantação de linhas elétricas inteligentes em uma cidade inteira de São Paulo. Aparecida, a cerca de 170 quilômetros da capital, ganhará 15,3 mil medidores inteligentes, o que deve atender a toda sua população, hoje de 35 mil pessoas. O equipamento a ser utilizado é fruto de uma parceria da própria empresa com a Ecil Informática, por meio de um projeto de pesquisa e desenvolvimento (P&D). O investimento para chegar à homologação da máquina foi de cerca de R$1 milhão, com trabalhos que começaram em 2007. A companhia, porém, ainda não revela quanto será aplicado para instalar os medidores nas casas e tocar todo o projeto. “É complicado falar de preço de medidor, porque você está falando de um produto que não existe ainda. A tendência é, com o decorrer do tempo, esse valor abaixar, porque ele se barateia com o volume e o decorrer do tempo”, explica Jeferson Marcondes, assessor da diretoria comercial da EDP Brasil. Segundo ele, fala-se de custos equivalentes a 3 ou 4 vezes o de um aparelho normal. “Mas a gente tem a expectativa que isso chegue a no máximo o dobro do medidor comum”, aponta. Os trabalhos da EDP em busca da tecnologia de smart grids começaram cedo – em 2004 a empresa já desenvolvia um novo sistema de medição a ser usado futuramente. Para Marcondes, a empresa teve “uma grande sorte” ao não ter seu trabalho “atropelado” pelos acontecimentos. Isso porque, no final do ano passado, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) abriu uma audiência pública para definir um medidor inteligente padrão. “Desde o começo, visamos fazer (o aparelho) com todas funcionalidades possíveis. E todas funções que colocamos são justamente aquelas que a Aneel solicitou na audiência pública”, explica o especialista da EDP. Sendo assim, o smart meter que será adotado pela companhia terá, entre outras funções, a de medir entrada e saída e energia, possibilitando a geração distribuída, além de permitir a adoção de conceitos como energia pré-paga e postos tarifários. “Pelo lado do consumidor, ele vai ter, a qualquer instante ou momento do dia, o gerenciamento da sua carga. Ele vai poder saber o que está consumindo, em que período consome mais, onde ele pode economizar”, prevê Marcondes. Ele ainda enumera benefícios que serão agregados pela EDP com a experiência. “Podemos ser muito mais eficientes, no sentido de saber de uma interrupção antes mesmo de o consumidor reclamar da falta de energia. A leitura poderá ser feita à distância. E também toda a população vai sair ganhando, porque, se existirem fraudadores, vamos saber praticamente online e atuar mais rapidamente para acabar com a fraude”. O técnico da EDP também aponta ganhos para o próprio sistema com a adoção da novidade. “Se a gente tiver conhecimento do perfil de carga e conseguir deslocar essa carga de uma maneira inteligente, então podemos ganhar muito em termos de operação”, analisa. “Acho que o Brasil inteiro, tanto órgão regulador, quanto o Estado, o governo federal, tem que incentivar as concessionárias a desenvolver projetos (como o da EDP em Aparecida) em todos lugares do País, para que possamos ter com segurança a melhor tecnologia, a que vai se adaptar ao País”. Para Marcondes, o Brasil “tem que fazer muitos testes, e não só com uma tecnologia”, até devido às características específicas de cada região. Ele também pede cautela nos prognósticos sobre as linhas. “A gente tem que aprender muito ainda antes de dar um passo maior – estamos na primeira etapa. Acho prematuro falar que teremos smart grids nos próximos dois anos. Acho que daqui a uns cinco anos, mais ou menos, teremos uma rede smart de grande porte no País”, arrisca o técnico.

Fonte: Jornal da Energia

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