Os planos de investimento e modernização das redes elétricas de cinco distribuidoras – Neoenergia, CPFL, EDP-SP, Cemig e Celesc – somarão várias dezenas de bilhões de reais nos próximos anos. Eles passam pela massiva adoção de medidores inteligentes, a criação de rede de LTE (4G), a gestão da mobilidade e da conectividade das equipes em campo, a adoção de inteligência artificial na operação e no atendimento ao cliente, além de mini grids de energia para pequenos municípios que não contam com redundância no fornecimento de eletricidade. O tema foi discutido no último painel do Fórum Latino-Americano de Smart Grid.
Jader Carneiro, superintendente de Digitalização de Redes da Neoenergia, abriu o painel “Os investimentos pós-renovação das concessões” com uma constatação simples: “Não existem mais consumidores que aceitem ficar sem energia, ainda que por poucas horas”. À frente da maior distribuidora do País em número de clientes, com uma base de ativos de R$ 40 bilhões, ressaltou que os investimentos nos últimos cinco anos somaram R$ 23 bilhões. E há muito mais ainda por vir.
“Teremos até 2030 90% das nossas redes digitalizadas. Além de digitalizar a operação, temos ainda que garantir à equipe em campo mobilidade e conectividade e usar IA massivamente, tanto para aumentar a eficiência da operação, como para melhorar o atendimento ao cliente”, resumiu.
Carneiro citou o pioneirismo da Neoenergia Brasília, a primeira distribuidora a ter uma rede LTE privativa, em 450 MHz. Esta tecnologia que permite que dispositivos móveis acessem a internet em altas velocidades, mesmo em áreas com alta demanda por dados. “Concluímos que seria possível garantir ali uma rede multisserviço, com cobertura e preços adequados”, afirmou. A rede hoje já possui quatro sites LTE em operação, sendo que outros três serão entregues até o final do ano. Para o projeto foi necessário o desenvolvimento de produtos e fornecedores locais.
Inovação e geração de resultados
Já, Marcos Campos, diretor geral da EDP-SP, foi enfático na defesa do olhar de longo prazo para a implantação de políticas estruturantes no setor. E citou o plano da companhia, que deverá investir R$ 5 bilhões até 2030. Ele está baseado em automação, com um aumento de 150% de religadores, de forma a beneficiar 82% dos clientes; na meta de obtenção de 97% de efetividade em telecomunicação e na expansão da rede com mais duas novas subestações por ano.
Ele prevê, ainda, a ampliação da telemedição – hoje presente em 100% dos clientes de alta e média tensão – para ao menos 15% dos de baixa tensão, de forma a blindar a rede elétrica; e a modernização, implantando até maio de 2026, uma infraestrutura que prevê um novo Centro de Operações Integradas (COI), bem como investimento em centros de rede (NOC), de segurança de operações (SOC) e um Sistema Avançado de Gerenciamento de Distribuição (ADMS). Para Campos, no entanto, ainda que seja crucial investir, é fundamental que a distribuidora esteja sempre atenta à geração de resultados de curto, médio e longo prazo.
1,2 milhão de medidores inteligentes
No caso da CPFL, companhia que atende a 10,7 milhões de clientes no Brasil, em 687 municípios, com uma rede de 346 mil quilômetros, Luis Henrique Ferreira Pinto, vice-presidente de Operações Reguladas, informou que a empresa está investindo R$ 4 bilhões por ano. A intenção é adotar 1,2 milhão de medidores inteligentes até 2029, abrangendo 59 cidades. “Sem eles”, declarou o executivo, “simplesmente não evoluiremos”. De acordo com ele, a iniciativa da CPFL permitirá a leitura remota do consumo de energia, faturamento automático, corte e religação da energia remota entre outros benefícios, permitindo ao consumidor a gestão do seu consumo “na palma da mão”.
Pinto, contudo, chamou a atenção à lentidão da regulação frente ao ritmo de avanços proporcionados pela tecnologia. E citou o exemplo dos medidores. “Se, em função da regulação, há uma melhor remuneração de um medidor eletromecânico do que um medidor inteligente, o que acontece?”, perguntou-se ele. Questão à qual rapidamente respondeu: “é fundamental remunerar a tecnologia nova de forma igual à tecnologia anterior. E haver incentivo ao investimento e à modernização.”
O vice-presidente de Operações Reguladas da CPFL também frisou a importância da interoperabilidade entre os medidores de fornecedores diferentes. “Não podemos ficar refém de um único fornecedor”, alertou.
R$ 20 bilhões em 4 anos
De Minas Gerais, Marney Antunes, vice-presidente de Distribuição da Cemig, apresentou o plano de investimentos da empresa, cuja concessão, ao contrário da maioria das distribuidoras, não está sendo renovada este ano. Ela já se deu em 2015 e se estende até 2045. Pelo acordo, no ciclo de 2023 a 2027, a companhia está investindo R$ 20 bilhões para expandir a sua infraestrutura com mais 200 subestações, 30 mil quilômetros de rede, 1,485 milhão de medidores e mais 16.147 religadores.
Antunes ressaltou o projeto da distribuidora em Serra da Saudade, o menor município do país, onde a rede elétrica não possui redundância. Lá, a Cemig criou um micro grid com painéis solares e bateria. Eles são capazes de fornecer energia por até 48 horas, em caso de queda no fornecimento de energia na rede. “Essa rede saiu mais barata – R$ 8 milhões – do que as soluções tradicionais, que nos custariam R$ 12 milhões”, comemorou. Segundo ele, o projeto será inaugurado em setembro e será estendido a mais 25 municípios com características semelhantes.
Eletropostos a cada 50 quilômetros
Tarcísio Rosa, presidente da Celesc, apresentou no painel do Fórum Latino-Americano de Smart Grid o projeto da distribuidora para a entrega de um corredor de eletropostos rápidos e semirrápidos para carros elétricos. Eles não distarão mais do que 50 quilômetros uns dos outros permitindo o carregamento de automóveis em todo o estado de Santa Catarina.
Rosa, contudo, chamou a atenção para os desafios técnicos e operacionais que a inversão de fluxo da geração distribuída (GD) está causando às distribuidoras. Isto ocorre quando unidades de consumo, em vez de consumirem energia da rede, alimentam a rede com a carga gerada em excesso em suas instalações.
“Quando a GD começou, parecia que a inversão de fluxo era um problema apenas das distribuidoras. Hoje, com a rápida expansão da energia solar, não há mais controle da energia injetada e existe o sério risco de blackouts”, ressaltou o presidente. Ele lembrou ainda que o sistema elétrico brasileiro não foi planejado para isto.
Para o presidente da Celesc, a gestão da rede será ainda mais complexa com a entrada das baterias. Rosa defendeu, portanto, a regulação do seu uso, de forma que haja regras para a injeção de sua energia na rede. “É preciso saber, de antemão, quanto e quando essa energia armazenada em baterias será injetada para tornar a gestão da rede factível”, finalizou.
