Segundo a Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee), as concessionárias do setor planejam investir R$ 260 bilhões até 2030. Desse total, 40% será destinado à modernização da infraestrutura existente e às chamadas redes inteligentes, conhecidas internacionalmente como smart grids. As iniciativas da CPFL, Copel e EDP colocam a conectividade no centro dessa expansão.
Os exemplos dos três grupos foram discutidos no Fórum Latino-americano de Smart Grid, realizado no começo de outubro em São Paulo, e indicam uma combinação de medição inteligente, inteligência artificial e redes privativas de telecomunicações, entre outros recursos. O investimento em novas tecnologias é fundamental para que as distribuidoras migrem de viabilizadores de rede para assumir o papel de operadores do sistema de distribuição (DSO, da sigla em inglês).
A Copel é um dos exemplos dessa transição e adotou uma rede privativa de comunicação na frequência dedicada de 450 MHz. A companhia registra uma disponibilidade de 99,9% nessa infraestrutura, similar à confiabilidade das redes de fibra óptica tradicionais. Trata-se de um dado importante, principalmente para acompanhamento da rede durante eventos climáticos extremos, garantindo a operação de missão crítica. A baixa latência da rede privativa permite que 8% das religações de clientes sejam efetuadas em menos de um minuto, com a maioria dos comandos remotos ocorrendo em menos de 30 segundos.
Por meio do programa Redes Elétricas Inteligentes (REI), cuja implantação começou por áreas de intensa atividade agropecuária no oeste e centro-sul do estado, a distribuidora já realizou mais de 30 milhões de leituras automáticas de faturamento.
A CPFL, por sua vez, estruturou uma estratégia dupla de conectividade. A empresa vem implementando uma rede privativa sem fio com arquitetura mesh, que cobre 100% de suas concessionárias em São Paulo e 30% no Rio Grande do Sul, priorizando a interoperabilidade entre fabricantes. Paralelamente, ela avança em uma rede própria de telecomunicações, com frequência dedicada, que integra religadores automáticos, subestações e frotas de campo. As iniciativas vão suportar a implantação de medição inteligente da concessionária e prepará-la para a abertura de mercado do grupo B, de baixa tensão, que começa em 2027.
Já a EDP utiliza sua rede própria de telecomunicações para ampliar o sensoriamento e a observabilidade da rede em tempo real. Segundo a distribuidora, a conectividade é um dos elementos necessários para avançar de um modelo de controle passivo para uma gestão mais ativa do sistema.
IA na gestão de rede
A expansão da geração distribuída (GD) é outra frente em que a digitalização ganha importância para as elétricas. Nesse caso, o desafio é gerir a entrada de energia a partir, entre outras fontes, da geração solar residencial ligada à rede das distribuidoras. Essa injeção gera volatilidade na infraestrutura das concessionárias e, no caso da EDP, a empresa passou a utilizar IA diretamente nos centros de operação para auxiliar no despacho de equipes e apoiar a tomada de decisões técnicas complexas, dentro das regras regulatórias do setor elétrico.
A Copel aponta a medição inteligente como sua principal ferramenta para monitorar e combater a chamada GD à revelia (conexões não-declaradas que provocam severas distorções de tensão na rede, especialmente no horário de almoço).
Além da preservação da qualidade do fornecimento, a arquitetura de medição inteligente permitiu à Copel registrar uma redução de mais de 30% na inadimplência em municípios equipados com smart grid na comparação com regiões vizinhas sem medição inteligente.
Na CPFL, a atuação como DSO já inclui o gerenciamento do despacho de usinas de biomassa (Tipo 3) a pedido do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), que controla a operação de transmissão integrada no Brasil. Para lidar com as flutuações de fontes intermitentes, como a geração solar distribuída, e suportar a chegada de veículos elétricos e data centers, a concessionária está instalando estações com sistemas de armazenamento por baterias para estabilizar circuitos e garantir a potência requerida.
Eventos climáticos extremos
O aumento na frequência de tempestades severas elevou a importância da resiliência das redes elétricas para as distribuidoras. Durante a passagem de um tornado de categoria F4 que devastou o município de Rio Bonito do Iguaçu (PR), a Copel utilizou os medidores inteligentes para verificar, em tempo real, a recomposição da tensão casa a casa, otimizando a logística das equipes de emergência.
Já a CPFL formalizou sua atuação em um plano de resiliência baseado nos “3 Rs”: Robustecimento (redesenho construtivo de redes via P&D), Resposta Rápida (automação e centros de operação com sistemas avançados de gestão de distribuição) e Restabelecimento (logística operacional).
O plano foi colocado em prática após um vendaval de 166 km/h em Ribeirão Preto (SP) derrubar 58 torres de subtransmissão de 138 kV. A concessionária garantiu o suprimento essencial das cidades atingidas mobilizando geradores móveis para as subestações e reconstruiu as linhas utilizando um estoque estratégico de torres reservas.
Gargalos regulatórios e financeiros
A expansão dessas soluções, porém, também depende de condições regulatórias e de infraestrutura que permitam ampliar os investimentos em digitalização. Embora os avanços tecnológicos sejam evidentes, a Abradee alerta que a sustentabilidade desse ciclo de investimentos depende de atualizações urgentes no arcabouço regulatório. A entidade aponta gargalos críticos que pressionam o equilíbrio econômico das concessões:
- Perdas não-técnicas: o furto de energia gera um prejuízo anual de R$ 11 bilhões (cerca de US$ 2 bilhões) ao setor, do qual a regulação atual reconhece apenas 7,5%, deixando a quase totalidade do impacto sobre os acionistas das distribuidoras.
- Impacto tarifário da GD à revelia: a Abradee estima que a GD não declarada (entre 10 GW e 14 GW segundo o ONS) gera um encargo tarifário adicional de +1,3% ao mês para todos os consumidores.
- Carga de subsídios: os subsídios acumulados já representam 20% da tarifa final de energia, comprimindo a capacidade de pagamento do consumidor.
- Remuneração dos ativos: enquanto a vida útil regulatória de um medidor inteligente é fixada em 13 anos, os sistemas computacionais e softwares associados tornam-se obsoletos em cerca de 5 anos. Por isso, Abradee e distribuidoras defendem o reconhecimento financeiro antecipado (geralmente ele acontece no final de ciclos de cinco anos). Isso evitaria que as concessionárias aguardassem o ciclo de revisão tarifária para obter o retorno do capital investido.
Cibersegurança “by design”
Segundo a Adelat, entidade que representa as distribuidoras de energia da América Latina, a implementação do smart grid é um processo amplo que não se resume à instalação de medidores inteligentes. A digitalização exige um ecossistema integrado por concentradores, sistemas de gestão de dados de medição (MDM), infraestrutura de comunicação resiliente e plataformas de analítica operacional.
Outro princípio importante é incorporar a cibersegurança desde a concepção dos sistemas (security by design), além de garantir interoperabilidade e neutralidade tecnológica. Os dados da associação mostram ainda a penetração da medição inteligente na América Latina, que é de pelo menos 10% das unidades consumidoras.
No Brasil, a Anatel disponibiliza prioritariamente a faixa de 410 MHz para o setor elétrico, voltada à automação de redes e medição inteligente, e a faixa de 450 MHz para cobertura de longa distância, além de faixas com maior vazão para transmissão de dados de inteligência e vídeos.
A concessão de autorizações de Serviço Limitado Privado (SLP) para distribuidoras criarem suas próprias redes privativas pode ocorrer com custos na casa dos milhares de reais e autorizações com prazo de até 15 anos. A agência também adota postura agnóstica em relação a fornecedores ou tecnologias, permitindo às distribuidoras escolher os equipamentos e tecnologias mais adequados às suas redes.
