Estudo da Medição Inteligente de Energia

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ESTUDO DA MEDIÇÃO INTELIGENTE PARA CONSUMIDORES 
RESIDENCIAIS NO BRASIL 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Mariana Torres Kup 
 
 
 
 
Projeto de Graduação apresentado ao Curso de 
Engenharia Elétrica da Escola Politécnica, 
Universidade Federal do Rio de Janeiro, como 
parte dos requisitos necessários à obtenção do 
título de Engenheiro. 
 
 
 
 
 Orientador: Juan Carlos Mateus Sánchez, DSc. 
 
 
 
 
Rio de Janeiro 
Março de 2015 
ii 
 
 
ESTUDO DA MEDIÇÃO INTELIGENTE PARA CONSUMIDORES 
RESIDENCIAIS NO BRASIL 
 
 
 
 
Mariana Torres Kup 
 
 
 
 
PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO 
DE ENGENHARIA ELÉTRICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE 
FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS 
NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRA 
ELETRICISTA. 
 
 
 
 
 
 
Examinado por: 
 
 
___________________________________________________ 
 Eng. Juan Carlos Mateus Sánchez, DSc. 
 (Orientador) 
 
 
___________________________________________________ 
Prof. Walter Issamu Suemitsu, Dr.Ing 
 (Examinador) 
 
___________________________________________________ 
 Prof. Sergio Sami Hazan, Ph.D. 
 (Examinador) 
 
 
RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL 
MARÇO DE 2015 
iii 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Kup, Mariana Torres 
Estudo da Medição Inteligente para consumidores 
residenciais no Brasil/ Mariana Torres Kup. - Rio de Janeiro: 
UFRJ/ Escola Politécnica, 2015. 
XI, 61 p.: il.; 29,7 cm. 
Orientador: Juan Carlos Mateus Sánchez, DSc. 
Projeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/ Curso de 
Engenharia Elétrica, 2015. 
Referências Bibliográficas: p. 59 
1. Introdução. 2. O furto de energia no Brasil 3. A medição de 
energia no Brasil. 4. O Medidor Inteligente (Smart Meter). 5. 
Conclusão. 6. Referências Bibliográficas. I. Juan Carlos Mateus 
Sánchez. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola 
Politécnica, Curso de Engenharia Elétrica. III. Estudo da Medição 
Inteligente para consumidores residenciais no Brasil 
 
iv 
 
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como parte 
dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Eletricista. 
 
 
Estudo da Medição Inteligente para consumidores residenciais no Brasil 
 
Mariana Torres Kup 
 
 
 
Março/2015 
 
 
 
Orientador: Juan Carlos Mateus Sánchez, DSc. 
 
Curso: Engenharia Elétrica. 
 
 
 
As perdas não técnicas de energia no Brasil, através do furto e da fraude, são um 
problema constante que afeta tanto as concessionárias quanto os consumidores no país. 
Soluções para evitar esse tipo de problema estão sendo obtidas através da implantação 
do Medidor Inteligente de Energia, comumente conhecido como Smart Meter, que é a 
motivação para o estudo aqui apresentado. Dessa forma, este trabalho tem como 
objetivo apresentar algumas questões como as perdas não técnicas nas redes de 
distribuição de energia elétrica no Brasil, além da realização de um estudo da atual 
forma de medição de energia elétrica. O foco principal do trabalho é possibilitar uma 
melhor compreensão acerca dessa nova tecnologia de medição de energia que cada vez 
mais têm contribuído para solucionar os problemas das grandes cidades do Brasil, assim 
como, uma comparação desta com os métodos tradicionais de medição. 
 
 
 
 
Palavras-chave: Medição inteligente, Smart meter, Redes Elétricas Inteligentes, 
Medição de energia, Automated Meter Reading, Automated Meter Management . 
v 
 
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of 
the requirements for the degree of Electrical Engineer. 
 
 
 
Study of Smart Metering for residential consumers in Brazil 
 
 
Mariana Torres Kup 
 
 
March/2015 
 
 
 
Advisors: Juan Carlos Mateus Sánchez, DSc. 
 
 
 
Course: Electrical Engineering 
 
 
Non-technical electric losses in Brazil, through theft and fraud, are a constant problem 
that affects both utilities and consumers in the country. Solutions to avoid this kind of 
problem are being obtained through the implementation of the intelligent energy meter, 
commonly known as Smart Meter, which is the motivation for the study presented here. 
Thus, this work presents some issues such as non-technical losses in electricity 
distribution networks in Brazil, and a study of the current way of energy measurement. 
The main focus of this work is to enable a better understanding of this new energy 
measurement technology that have increasingly contributed to solve the problems of 
large cities in Brazil, as well as a comparison of this with traditional measurement 
methods. 
 
 
 
 
 
Keywords: Smart Meter, Smart Grids, energy measurement, Automated Meter Reading, 
Automated Meter Manageme 
 
 
vi 
 
DEDICATÓRIA 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
À turma de engenharia elétrica da UFRJ de 2009.2, pela amizade e união. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
vii 
 
AGRADECIMENTOS 
 
 
 
Agradeço a todos os meus amigos do curso de engenharia elétrica da UFRJ que 
em algum momento contribuíram para a minha formação pessoal e profissional. 
Agradeço em especial a Mariana Rabelo e Gustavo Gontijo que me motivaram como 
aluna e facilitaram a minha trajetória acadêmica. 
 
Ao meu orientador, Juan Carlos Mateus Sánchez, DSc, pela oportunidade, 
ensinamentos e dedicação excepcional ao longo do desenvolvimento desse trabalho. 
 
Ao Sergio Sami Hazan, Ph.D, que além de ter me motivado como professor, me 
fez o admirar ainda mais como coordenador do curso pelo seu comprometimento com 
os alunos. 
 
Ao meu noivo, Renan Valadão Martins, pelo apoio, amor, carinho, e 
companheirismo que me sempre me proporciona. 
 
 
 
 
 
 
 
 
viii 
 
 ÍNDICE 
1. INTRODUÇÃO ........................................................................................................ 1 
1.1. Objetivo ............................................................................................................. 5 
1.2. Metodologia ....................................................................................................... 5 
1.3. Estrutura do Trabalho ........................................................................................ 5 
2. O FURTO DE ENERGIA NO BRASIL .................................................................. 7 
2.1. Perdas técnicas e não técnicas............................................................................ 7 
2.2. O furto e fraude de energia elétrica.................................................................... 8 
2.2.1. Prejuízos do furto de energia elétrica no Brasil. ......................................... 9 
2.2.2. Fraude nos medidores ............................................................................... 12 
2.3. Conclusão ......................................................................................................... 14 
3. A MEDIÇÃO DE ENERGIA NO BRASIL ........................................................... 15 
3.1. O processo tradicional de medição de energia ................................................. 15 
3.2. Medição tradicional com medidores eletromecânicos ..................................... 16 
3.2.1. Medidor eletromecânico com registrador de ponteiro .............................. 17 
3.2.2. Medidor Eletromecânico com registrador ciclométrico ........................... 20 
3.2.3. Medidor eletrônico ................................................................................... 21 
3.2.4. Classe de exatidão dos medidores ............................................................24 
3.3. O consumo de enegia elétrica no Brasil ........................................................... 25 
3.3.1. Curva de Carga ......................................................................................... 25 
3.4. Classificação dos consumidores ...................................................................... 26 
3.5. Estrutura tarifária ............................................................................................. 27 
3.5.1. Características gerais ................................................................................ 28 
3.6. A Fatura de energia elétrica ............................................................................. 29 
3.7. Conclusão ......................................................................................................... 30 
4. O MEDIDOR INTELIGENTE (SMART METER) ............................................... 31 
4.1. Evolução tecnológica do Smart Meter ............................................................. 32 
4.2. Estrutura operacional ....................................................................................... 34 
4.2.1. Tecnologias de comunicação .................................................................... 38 
4.3. Funcionalidades ............................................................................................... 38 
4.4. Smart Grid ........................................................................................................ 45 
ix 
 
4.4.1. Principais características das Redes Elétricas Inteligentes [18]: .............. 45 
4.5. Gerenciamento Pelo Lado da Demanda ........................................................... 47 
4.5.1. O GLD Indireto ........................................................................................ 48 
4.5.2. O GLD Direto com controle da carga ...................................................... 48 
4.6. Vantagens ......................................................................................................... 49 
4.7. Desafios da implementação ............................................................................. 50 
4.8. Projeto de medição inteligente da Ampla ........................................................ 51 
4.8.1. Projeto Rede DAT .................................................................................... 52 
4.8.2. Projeto Ampla Chip .................................................................................. 52 
4.8.3. Caracterização do parque de medição da Ampla...................................... 54 
4.9. Conclusão ......................................................................................................... 56 
5. CONCLUSÃO E TRABALHOS FUTUROS ........................................................ 57 
5.1. Conclusão ......................................................................................................... 57 
5.2. Trabalhos futuros ............................................................................................. 58 
6. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................... 59 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
x 
 
SUMÁRIO DE FIGURAS 
Figura 1-Medidor com lupas - "olhão” ........................................................................... 3 
Figura 2-Percentual de perdas do sistema global [4] .................................................... 10 
Figura 3- Percentual em perdas em relação a Energia Injetada [4] ............................. 11 
Figura 4-Medidor ciclométrico fraudado ...................................................................... 12 
Figura 5- Verso de um medidor eletrônico fraudado..................................................... 13 
Figura 6-Placa de um medidor eletrônico fraudado...................................................... 13 
Figura 7-Medidor de ponteiro [23] ................................................................................ 17 
Figura 8 - Exemplo de medição de consumo em um medidor de ponteiro [23] ............. 18 
Figura 9 - Exemplo de uma nova medição de consumo no medidor de ponteiro [23]. . 19 
Figura 10- Constante de medidor, na fatura [23] .......................................................... 19 
Figura 11- Medidor eletromecânico com Registrador Ciclométrico ............................. 21 
Figura 12- Medidor eletrônico ....................................................................................... 23 
Figura 13-Curva de carga de eletrodomésticos [26] ..................................................... 25 
Figura 14- Exemplo de fatura [3] ................................................................................... 29 
Figura 15-Proposta de desenho esquemático da evolução do Smart Meter .................. 34 
Figura 16-Configuração do SDMEE no Brasil [30] ...................................................... 35 
Figura 17- Configuração de sistema AMM no Brasil .................................................... 36 
Figura 18- Concentrador primário (CP) ....................................................................... 37 
Figura 19- Concentrador de medição secundário com 12 módulos .............................. 37 
Figura 20- Terminal de leitura individual (TLI) ............................................................ 38 
Figura 21- Comparativo entre a Tarifa Branca e a Tarifa Convencional [11] ............. 42 
Figura 22- Rede DAT [5] ............................................................................................... 52 
Figura 23-Rede Ampla Chip [5]. .................................................................................... 53 
Figura 24-Comparação entre a Rede Convencional e a Ampla Chip [5]. ..................... 54 
Figura 25-Distribuição de medidores eletrônicos nas regiões operativas [5] .............. 55 
 
SUMÁRIO DE TABELAS 
Tabela 1-Limites de erro percentual para medidores de energia ativa de medidores 
Eletromecânicos [20] 24 
Tabela 2-Limites de erro percentual para medidores de energia ativa de medidores 
Eletrônicos [21] 24 
xi 
 
 LISTA DE SIGLAS 
ABRADEE – Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica 
AMM – Automated Meter Management 
AMR – Automated Meter Reading 
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 
AT – Alta Tensão 
BT – Baixa Tensão 
CP – Concentrador Primário 
CS – Concentrador Secundário 
EPE – Empresa de Pesquisa Energética 
GLD – Gerenciamento Pelo Lado da Demanda 
GPRS - General Packet Radio Services 
INMETRO – Instituto Nacional de Metrologia 
KWh – Kilo watt –hora 
MT – Média Tensão 
MWh – Mega watt-hora 
PLC – Power Line Communication 
PROCEL - Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica 
RF – Radiofrequência 
SDMEE – Sistema Distribuído de Medição de Energia Elétrica 
TLI – Terminal de Leitura Individual 
 
 
 
 
 
 
 
 
1 
 
1. INTRODUÇÃO 
Atualmente, a rede de distribuição de energia elétrica enfrenta sérios problemas 
relacionados ao furto de energia [4]. O fato dos medidores atuais se localizarem junto às 
residências, em baixa tensão, faz com que seja possível que usuários mal intencionados 
tenham acesso ao medidor com o propósito de adulterá-lo. Ainda, erros podem ser 
cometidos pelos técnicos durante a medição nas residências ou durante o processo de 
faturamento, o que também contribui com esse sério problema. 
As perdas de energia na distribuição se classificam em dois tipos: técnicas e não 
técnicas. As perdas técnicas são as que acontecem naturalmente em qualquer circuito 
devido à resistência do condutor. Já as perdas não técnicas são resultantes de vários 
fatores entre eles o furto ou fraude de energia elétrica e energia não contabilizada ou 
não faturada, cuja ocorrência é um problema constante no Brasil. Como a rede de 
distribuição tem sofrido grandes prejuízos devido às perdas não-técnicas, torna-se 
fundamental, para as empresas distribuidoras de energia elétrica,a sua prevenção, 
detecção e combate. 
Parte do custo do consumo irregular de consumidores ilegais é repassado aos 
consumidores regulares. A partir do primeiro ciclo de revisão tarifária (2003-2005), a 
ANEEL passou a determinar o máximo valor que pode ser repassado pelas 
distribuidoras. Por exemplo, por ocasião da revisão tarifária em 2005, a concessionária 
de energia Ampla propôs o repasse das perdas não técnicas, que chegavam a 22% para a 
tarifa de energia. Essa situação não foi aceita pela ANEEL, que determinou que esta 
concessionária mantivesse as suas tarifas de energia e desenvolvesse tecnologias 
próprias para prevenção do furto. 
Com isso, para reverter essa situação, a principal ação utilizada por algumas 
empresas distribuidoras é a realização de inspeções nos consumidores. Estas inspeções 
2 
 
têm a finalidade de detectar fraudes, furtos ou outras irregularidades, como 
equipamentos manipulados ou defeituosos. No entanto, essa inspeção é dificultada 
devido ao grande número de consumidores e ainda pela presença de grandes 
conglomerados urbanos de difícil acesso por parte das concessionárias, que geram 
dificuldades no monitoramento do furto de energia e no combate à inadimplência. 
Uma maneira de prevenção de furto de energia é a transferência do ponto de 
medição, com o propósito de dificultar o acesso aos medidores e assim minimizar a 
possibilidade de fraude através da manipulação dos instrumentos. As primeiras soluções 
de transferência do ponto de medição consistiram em instalá-los externamente, em 
caixas transparentes ainda com o ramal de ligação à vista, situação que além de facilitar 
a leitura, permitiria verificar a integridade do ramal de ligação contra possíveis desvios 
internos. Contudo, esta solução não foi tão eficiente como se esperava já que a 
manipulação dos instrumentos continuava sem que os indicadores de perdas não-
técnicas mostrassem avanços significativos. Assim, concessionárias como a Ampla e a 
Light decidiram dificultar ainda mais o acesso aos medidores de energia transferindo o 
ponto de medição da casa do cliente para o poste na altura da rede de baixa tensão (entre 
3,5 m e 5 m). 
Entretanto, isso também dificulta a leitura dos medidores por parte dos 
funcionários da concessionária, sendo necessária a instalação de lupas na altura do 
registrador dos medidores, tornando possível a leitura dos mesmos desde o solo, como 
mostra a figura 1: 
 
3 
 
 
Figura 1-Medidor com lupas - "olhão” 
 
Como será visto nos próximos capítulos, a evolução dos medidores eletrônicos, 
cujo custo tem diminuído gradativamente, tem contribuído significativamente na 
prevenção e combate aos furtos de energia e inclusive começou-se a estudar a 
possibilidade de realizar telemedição para usuários residenciais, possibilitando a 
transmissão remota de dados diretamente para a concessionária. Além dessa facilidade, 
a evolução tecnológica dos medidores eletrônicos para os chamados medidores 
inteligentes de energia, que serão o foco do trabalho em questão, tem permitido o 
ligamento e desligamento remoto de energia, solucionando problemas como o corte de 
energia de clientes inadimplentes em áreas de difícil acesso. 
O medidor inteligente de energia, comumente conhecido como Smart Meter, 
fornece informações adicionais para a companhia elétrica e para o consumidor, se 
comparado ao medidor tradicional, o que faz com que seja um importante componente 
na futura geração de redes inteligentes de distribuição de energia elétrica, conhecidas 
como Smart Grids. Ele apresenta tanto vantagens para a concessionária quanto para o 
consumidor, e possibilita a medição remota do consumo de energia, bem como outras 
grandezas incluindo os valores de tensão, ângulo de fase e frequência, provendo uma 
comunicação de dados que pode ser usada de diferentes maneiras tanto pela 
concessionária como para os usuários [14]. 
4 
 
As vantagens para a concessionária podem incluir: maior confiabilidade no 
sistema de leitura; automação entre a coleta de dados de leitura e o faturamento, 
eliminando erros que antes eram comuns com a presença do fator humano em ambos os 
processos; rapidez e eficiência na prestação de serviços de corte e religação; notificação 
de elevação de consumo e prevenção do furto de energia. As vantagens para os 
consumidores são devidas às inovações tecnológicas dos medidores, como: 
possibilidade de gerenciamento do consumo levando a um uso racional da energia; 
novas opções de tarifação como funções de pré-pagamento e tarifas diferenciadas, que 
podem ser vantajosas para alguns tipos de consumidores e confiabilidade na exatidão da 
medição. 
Embora não exista uma definição exata sobre o significado de Smart Meter, 
existem atualmente duas definições aceitas acerca de seu significado: Automated Meter 
Reading (AMR) e Automated Meter Management (AMM) [29]. 
Resumidamente, no AMR, a comunicação é unidirecional, sendo usado apenas 
para coletar dados de consumo. No AMM, a comunicação é bidirecional, o que permite 
habilitar amplas funcionalidades como por exemplo: ligamento e desligamento de 
usuários remotamente. Essas definições serão melhor explicadas no capítulo 4. 
No Brasil, como já foi mencionado, um dos principais motivos para a 
implantação de medidores inteligentes é o combate às perdas não técnicas, portanto, a 
possibilidade de realizar a leitura, suspensão e reconexão remotamente e de forma 
automática oferece um grande avanço com relação aos sistemas tradicionais de 
medição. Apesar das vantagens envolvidas no uso do Smart Meter, existem também 
desafios e desvantagens que serão discutidas ao longo deste estudo a fim de obter uma 
visão panorâmica do histórico de sua implantação no país. 
 
5 
 
1.1.Objetivo 
Este trabalho tem como objetivo apresentar de forma direta e concisa um estudo 
da medição inteligente existente no Brasil, com foco no setor residencial, possibilitando 
uma melhor compreensão acerca do Smart Meter, além de destacar os desafios para a 
implantação do mesmo, vantagens, desvantagens, possíveis soluções para tal e 
apresentar o procedimento de implantação da Medição Inteligente na rede de 
distribuição da AMPLA. 
1.2.Metodologia 
A metodologia utilizada neste estudo foi pesquisa bibliográfica, além de visitas 
ao Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia (INMETRO) para 
entrevistas. 
O tema abordado neste trabalho foi o estudo da medição inteligente no Brasil e 
em sua pesquisa bibliográfica foram consultados acervos da Associação Brasileira de 
Distribuidores de energia elétrica (ABRADEE); Programa Nacional de Conservação de 
Energia Elétrica (PROCEL); Empresa de Pesquisa Energética (EPE); Agência Nacional 
de Energia Elétrica (ANEEL); Light Serviços de Eletricidade S.A (LIGHT); Ampla 
Energia e Serviços S.A (AMPLA); entre outros. 
Os materiais utilizados para a elaboração deste trabalho foram consultados por 
meio de artigos e páginas na Internet de livre acesso. Algumas informações e fotos 
foram fornecidos pelo INMETRO em visitas técnicas. 
1.3.Estrutura do Trabalho 
Além do presente capítulo, que mostrou um breve contexto do trabalho e 
principais objetivos, este trabalho estrutura-se com mais cinco. 
6 
 
No segundo capítulo é realizada uma descrição sobre as perdas não técnicas no 
Brasil e o prejuízo das mesmas para o país. 
No terceiro capítulo é realizada uma descrição do processo tradicional de 
medição de energia elétrica no Brasil através do medidor eletromecânico e eletrônico; 
um histórico de como evoluiu o processo de medição; estrutura tarifária; e a atual forma 
de faturamento. 
O quarto capítulo está centrado na definição do Medidor Inteligente de Energia, 
dando um enfoque nas vantagens e desvantagens de sua implantação no Brasil, nos 
desafios e o futuro deste tipo de tecnologia. 
Finalizando, o quinto e sexto capítulos apresentam respectivamente as 
conclusões finaisdo trabalho e as referências bibliográficas. 
 
7 
 
2. O FURTO DE ENERGIA NO BRASIL 
As perdas técnicas são as que acontecem naturalmente em qualquer circuito 
devido à resistência do condutor. O consumidor paga pelas perdas técnicas geradas pelo 
seu próprio consumo. Já as perdas não técnicas são resultantes do furto ou fraude de 
energia elétrica, energia não contabilizada ou não faturada. 
As perdas não técnicas representam um grande problema no Brasil tanto para as 
concessionárias quanto para os consumidores, uma vez que parte do consumo irregular 
de consumidores ilegais é repassado aos consumidores regulares, sendo esse valor, 
determinado pela ANEEL. 
O capítulo atual tem como finalidade esclarecer a diferença entre o furto e fraude 
de energia elétrica no Brasil, e apontar os prejuízos dessas perdas não técnicas para o 
país. 
2.1.Perdas técnicas e não técnicas 
Segundo a ANEEL [9]: 
 Perdas técnicas: constituem a quantidade de energia elétrica dissipada entre os 
suprimentos de energia da distribuidora e os pontos de entrega nas instalações 
das unidades consumidoras ou distribuidoras supridas. Essas perdas ocorrem nos 
processos transporte e transformação de tensão, bem como nos equipamentos de 
medição; e 
 Perdas não técnicas: apuradas pela diferença entre as perdas totais e as perdas 
técnicas, considerando, portanto, todas as demais perdas associadas à 
distribuição de energia elétrica, tais como furtos de energia, erros de medição, 
erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de 
8 
 
medição, etc. Essas perdas estão diretamente associadas à gestão comercial da 
distribuidora. 
2.2.O furto e fraude de energia elétrica 
No Brasil, essas perdas não técnicas (ou perdas comerciais) se devem 
basicamente ao furto e fraude de energia elétrica. O furto é caracterizado pelo desvio de 
energia da rede elétrica das distribuidoras para o consumidor ilegal, o que faz com que a 
energia não seja contabilizada, apesar de ser utilizada. No caso da fraude, o consumo é 
registrado por parte da distribuidora, mas de alguma maneira o consumidor adultera o 
valor a ser pago através de alterações no próprio medidor; ou então, através de suborno 
de funcionários das distribuidoras. 
Essas perdas representam um grande problema tanto para a distribuidora quanto 
para os consumidores Para minimizá-las, algumas concessionárias investiram em 
vistorias a fim de identificar os medidores que foram adulterados ou fraudados. No 
entanto, o número de clientes das distribuidoras de energia elétrica é relativamente 
grande, o que dificultou essas inspeções. Um outro problema, é que no Rio de Janeiro, 
por exemplo, a ocupação urbana irregular se expandiu de maneira acelerada. Nestes 
aglomerados urbanos de difícil acesso, as concessionárias encontram grandes 
dificuldades no monitoramento do furto de energia e nas ações de combate a 
inadimplência. 
Com isso, uma maneira de prevenir o furto e fraude de energia é a transferência 
do ponto de medição, a fim de dificultar o acesso por parte de consumidores mal-
intencionados ao medidor de energia elétrica. Para colocar o ponto de medição o mais 
longe possível do cliente, as concessionárias colocaram os medidores de energia na 
altura da rede aérea de Baixa Tensão. Esta solução trouxe uma diminuição no índice de 
9 
 
furto, mas dificultou a leitura dos instrumentos através das lupas instaladas e pouco 
tempo depois os indicadores de furto subiram novamente. 
2.2.1. Prejuízos do furto de energia elétrica no Brasil. 
O furto de energia elétrica apresenta prejuízos para a unidade geradora, para a 
distribuidora e para o consumidor. 
O furto de energia pode sobrecarregar a rede de distribuição. Com isso, o 
fornecimento de energia é afetado uma vez que a concessionária não tem uma 
estimativa sobre a quantidade de energia a ser fornecida a clientes genuínos, bem como 
cliente ilegais [15]. 
O prejuízo para os consumidores se dá porque parte do custo do consumo 
irregular de consumidores ilegais são repassados aos consumidores regulares. Como a 
ANEEL determina o máximo de perdas não técnicas que as distribuidoras podem 
repassar às tarifas, as distribuidoras também sofrem prejuízo e por isso buscam soluções 
para combater essas perdas. 
Em regiões como o Rio de Janeiro, as perdas de energia pode chegar a 22%, 
como é mostrado pela Light na figura 2: 
 
10 
 
 
Figura 2-Percentual de perdas do sistema global [4] 
 
A figura 2 mostra o percentual de perdas de energia de distribuidoras em 
determinadas regiões do Brasil. Podemos observar que nas regiões do Pará, as perdas 
chegam a mais de 35%, e no Amazonas a mais de 38%. 
A figura 3 representa uma comparação das perdas comerciais, que são 
constituídas pelo furto e fraude de energia, com as perdas técnicas globais das 63 
distribuidoras, em porcentagem (%), ao longo dos anos. 
 
11 
 
 
Figura 3- Percentual em perdas em relação a Energia Injetada [4] 
Analisando-se a figura 3, é possível verificar que as perdas comerciais não estão 
diminuindo com o passar dos anos. Desde 2007, as perdas comerciais se mantêm 
praticamente constantes, mesmo com a instalação de medidores eletrônicos de energia e 
SDMEE. Isto se deve ao fato que o gráfico da figura 3 contém os dados de 63 empresas 
distribuidoras associadas, e nem em todas houve uma instalação massiva de medidores 
eletrônicos e SDMEE. Em 2007, na época da verificação destes sistemas por parte do 
INMETRO, apenas duas concessionárias tinham instalado esses medidores inteligentes. 
Aproximadamente 30.000 usuários na Celpa, no Pará, e quase 300.000 no Rio de 
Janeiro, por parte da AMPLA. 
Considerando-se as 61 empresas que passaram pelo processo de revisão tarifária, 
as perdas não técnicas foram maiores que 15.000 MWh e as perdas técnicas da ordem 
de 22.000 MWh [8]. 
De acordo com a ABRADEE (Associação dos Distribuidores de Energia 
Eletrica), além do prejuízo financeiro, há ainda outro pior: em dez anos, mais de 400 
pessoas morreram tentando furtar energia. Somente em 2011, foram 60 óbitos. 
http://exame.abril.com.br/meio-ambiente-e-energia/energia/noticias/gatos-custam-r-8-bi-ao-pais-ou-uma-sao-paulo-em-energia
http://exame.abril.com.br/meio-ambiente-e-energia/energia/noticias/gatos-custam-r-8-bi-ao-pais-ou-uma-sao-paulo-em-energia
12 
 
2.2.2. Fraude nos medidores 
As imagens a seguir mostram alguns medidores adulterados que foram enviados 
ao INMETRO pelas concessionárias para constatação da fraude. Esses medidores foram 
identificados em vistorias ou ao ser notado uma diminuição no padrão de consumo do 
cliente em questão. Muitas destas fraudes não teriam sido detectadas sem o 
monitoramento do consumo de energia fornecido pela medição inteligente em alguns 
pontos suspeitos. 
 
 
Figura 4-Medidor ciclométrico fraudado 
A figura 4 mostra um medidor ciclométrico, cuja lateral foi aberta e nela inserida 
a piaçava de uma vassoura para travar ou retardar o disco do medidor, e com isso, 
marcar um consumo menor que o real. 
A fraude no medidor ciclométrico da figura 4 poderia ser identificada facilmente 
em uma vistoria, mas no caso das figuras 5 e 6, a visualização não seria tão fácil. 
13 
 
 
Figura 5- Verso de um medidor eletrônico fraudado 
 Na figura 5 é possível visualizar um indício de fraude na parte externa do 
medidor. Este foi cortado no seu verso e, como ele fica preso à parede, a identificação 
dessa fraude em uma vistoria é quase impossível. 
 
 
Figura 6-Placa de um medidor eletrônico fraudado 
 A figura 6 mostra a placa de um medidor fraudado. Foram inseridos alguns 
resistores na placa, circulados na imagem, para este medidor marcar um consumo menor 
que o real. Observa-se que a fraude é mais elaborada e precisa de um conhecimento 
eletrônico maior, inclusive do desenho do próprio fabricante. 
14 
 
2.3.Conclusão 
A análise da atual medição de energia realizada nestecapítulo mostrou os 
prejuízos decorrentes do furto de energia elétrica para a distribuidora e para os 
consumidores. Em decorrência disso, os medidores estão evoluindo para os chamados 
medidores inteligentes de energia, que serão tratados no próximo capítulo. 
 
 
 
15 
 
3. A MEDIÇÃO DE ENERGIA NO BRASIL 
Existem atualmente quatro tipos de sistemas de medição energia elétrica no 
Brasil: 
 Medição tradicional usando medidores eletromecânicos. 
 Medição tradicional usando medidores eletrônicos. 
 Medição automática usando tecnologia AMR (Automated Meter Reading). 
 Medição automática usando tecnologia AMM (Automated Meter 
Management). 
Os dois primeiros tipos serão tratados no capítulo atual, enquanto que os dois 
últimos serão tratados no capítulo 4. 
O capítulo atual tem como finalidade descrever o método tradicional de medição 
de energia elétrica no Brasil com foco no setor residencial, assim como: tipos de 
medidores; estrutura de tarifação; consumo e custo de energia elétrica. 
3.1.O processo tradicional de medição de energia 
Cada casa e apartamento possuem seu próprio medidor, geralmente medidores 
eletromecânicos. No caso de um prédio, o medidor é localizado no hall do condomínio. 
Para realizar a medição, o técnico da concessionária vai mensalmente até a residência 
anotar o valor indicado pelo registrador do instrumento. 
A concessionária deve organizar e manter atualizado os calendários das 
respectivas datas fixadas para a leitura dos medidores, a apresentação e vencimento da 
fatura, que estarão sujeitos à fiscalização da ANEEL. A concessionária efetua as 
leituras, bem como os faturamentos, em intervalos de aproximadamente 30 (trinta) dias, 
observados o mínimo de 27 (vinte e sete) e o máximo de 33 (trinta e três) dias, de 
acordo com o calendário respectivo [6]. 
16 
 
O trabalho da concessionária consiste em programar os percursos das equipes de 
leitura dos medidores de forma a obter os dados de 100% dos medidores de energia na 
sua área de concessão. Cada equipe de leitura é composta por vários técnicos leituristas 
que, geralmente, se deslocam a pé pelos diferentes setores da cidade coletando as 
leituras dos medidores instalados dentro das residências dos clientes. Dificuldades 
acontecem quando o dono não está dentro do imóvel impedindo o acesso ao medidor ou 
quando por razões de segurança, é impedido de realizar o seu trabalho. 
Geralmente, as leituras de consumo dos clientes eram registradas em um 
formulário preenchido a mão pelo leiturista, para posteriormente serem inseridas no 
sistema de faturamento da empresa. Contudo, hoje a tecnologia tem permitido a 
implementação de diversas formas para realizar este registro, cada uma delas com 
diversos graus de complexidade. Algumas concessionárias, como CEB e AMPLA, por 
exemplo, têm implementado um sistema de captura das leituras através de dispositivos 
portáteis, os quais substituem os antigos formulários preenchidos a mão. Neste sistema, 
o leiturista digita os valores dos registros de medição e o dispositivo calcula e processa 
a fatura, a qual é impressa imediatamente após o registro dos dados, podendo o leiturista 
simultaneamente coletar os dados e entregar a fatura ao cliente. 
Nos seguintes capítulos será explicado como esta evolução foi acontecendo, mas 
por enquanto, podemos afirmar que o processo tradicional de medição de energia 
demanda uma grande quantidade de pessoal, tempo e dinheiro e, ainda é susceptível a 
falhas e erros. 
3.2.Medição tradicional com medidores eletromecânicos 
De acordo com a Light, existem três tipos de medidores de energia nas 
instalações de clientes residenciais: Ponteiro, Ciclométrico e eletrônico. Os dois 
17 
 
primeiros são medidores eletromecânicos, mas com tecnologias diferentes de 
registrador. O princípio de funcionamento deste tipo de medidor é baseado na 
amplamente conhecida Lei de Lenz, não sendo escopo deste trabalho detalhar este 
assunto. Maiores detalhes sobre o funcionamento do medidores eletromecânicos podem 
ser consultados no “Handbook for Electricity Metering” [16]. 
3.2.1. Medidor eletromecânico com registrador de ponteiro 
Este é o tipo mais antigo de medidor adotado pela empresa e alguns estão 
instalados há mais de 20 anos. É o modelo de medidor que deu o nome de “relógio” a 
este instrumento que ao invés de medir tempo mede energia elétrica. 
Existem várias regras para fazer a leitura do registrador, razão pela qual é 
possível cometer erros ao tomar a leitura. Cada instrumento possui quatro mostradores 
que se assemelham a relógios, mas que podem girar em sentidos diferentes. Juntos, 
representam os números do consumo, como pode ser visto na figura 7: 
 
 
Figura 7-Medidor de ponteiro [23] 
 
O primeiro mostrador, ou relógio, representa a unidade; o segundo indica a 
dezena; o terceiro, a centena; e o quarto, o milhar. A medição se inicia do relógio da 
18 
 
direita para a esquerda e o primeiro e o terceiro ponteiro gira no sentido horário, 
enquanto que o segundo e o quarto giram no sentido anti-horário [23]. 
A seguir é explicado como é realizada a medição de energia em um medidor de 
ponteiro, exemplificado na figura 8: 
 
 
Figura 8 - Exemplo de medição de consumo em um medidor de ponteiro [23] 
 
No primeiro relógio (o da direita) deve-se anotar o número indicado pelo 
ponteiro, no caso, o número 9. Como esse relógio gira em sentido horário, o medidor 
ainda não completou uma volta, ou seja, não ultrapassou o zero. Portanto, no mostrador 
seguinte (que indica a dezena) deve ser anotado o número 4. 
No segundo relógio, apesar do ponteiro estar apontando aparentemente para o 
número 5, deve-se sempre consultar o ponteiro imediatamente a sua direita, a fim de 
observar a sua tendência: 
 Caso o ponteiro da direita esteja caminhando para o zero, significa que o 
algarismo deste segundo relógio (neste caso, o número 5) ainda não foi 
ultrapassado, logo, deve-se considerar o número anterior (no caso, o número 4); 
 Caso o ponteiro da direita já tenha ultrapassado o zero, o algarismo a ser 
indicado será ele próprio (no caso, o número 5). 
19 
 
No terceiro relógio, o da centena, deve-se anotar o número indicado. Caso o 
ponteiro esteja entre dois números, é anotado o menor deles (no caso, o número 8), 
sempre estando atento para o sentido dos ponteiros. 
O mesmo ocorre no quarto relógio. Como o terceiro relógio não completou uma 
volta, no quarto mostrador deve ser considerado o número 9, que é anterior ao zero. 
O valor indicado pelos relógios é cumulativo, ou seja, o relógio não é zerado a 
cada leitura. Com isso, no mês seguinte, para saber o valor do consumo (em kWh) deve-
se diminuir do valor do mês anterior e multiplicar pela constante do medidor que vem 
indicada na conta, como é mostrado na figura 9: 
 
 
Figura 9 - Exemplo de uma nova medição de consumo no medidor de ponteiro [23]. 
A figura 9 exemplifica uma nova medição sendo realizada. Por exemplo, se a 
medição atual é de 9.991 kWh, deve-se diminuir da anterior, que no exemplo era de 
9.849 kWh (conforme figura 8). O resultado da subtração deve ser multiplicado pela 
constante do medidor que aparece na conta, conforme a figura 10: 
 
 
Figura 10- Constante de medidor, na fatura [23] 
20 
 
Nota-se que erros podem acontecer com frequência por parte do técnico em um 
medidor de ponteiros, uma vez que este requer uma série de regras para a medição e, 
dependendo do ângulo que a pessoa olhar, o ponteiro pode ser visualizado apontando 
para números diferentes. O técnico anota a mão o valor medido e leva para a 
concessionária e, caso a sua ortografia não seja bem compreendida pelo responsável 
pelo faturamento, também pode causar algum tipo de confusão e erro na fatura. 
Outro problema é o fato do medidor estar em um local de fácil acesso. Isso 
possibilita infrações no próprio medidor a fim de marcar um consumo menor que o 
consumo real,e com isso, pagar um valor menor na conta. 
Atualmente ainda existe um grande número de medidores eletromecânicos de 
ponteiros e inspeções são realizadas com frequência para descobrir se estes 
instrumentos foram abertos e fraudados ou se podem permanecer instalados em campo. 
Muitas concessionárias ainda mantêm bancadas de ensaio para testar o estado de 
medidores antigos ou que, por solicitação do usuário, são submetidos a ensaios de 
verificação metrológica, mas o número grande de consumidores em áreas de difícil 
acesso dificultam esse trabalho. 
3.2.2. Medidor Eletromecânico com registrador ciclométrico 
Seu mostrador parece com o painel de carro e é o modelo de registrador que 
facilitou para o cliente (e o leiturista) fazer a leitura do instrumento, pois apresentam 
direto em seu mostrador os cinco números de consumo registrados [23]. Ele pode ser 
visualizado na figura 11: 
21 
 
 
Figura 11- Medidor eletromecânico com Registrador Ciclométrico 
Este medidor constituiu um avanço na redução dos erros de leitura provenientes 
das complexas regras de leitura do medidor de ponteiros. Além disso, diminuiu o 
número de reclamações de clientes se queixando de erros na leitura dos instrumentos, 
permitindo que qualquer um pudessse conferir a leitura da fatura com aquela que estava 
no medidor. Entretanto, embora esse medidor tenha evoluído se comparado ao de 
ponteiro, há a desvantagem de ter que realizar uma visita mensal por parte do técnico da 
concessionária para anotar o resultado da medição contínua. 
3.2.3. Medidor eletrônico 
Na primeira metade dos anos 80, os primeiros medidores eletrônicos comerciais 
começaram a aparecer nos Estados Unidos. Estes medidores evoluíram da mesma 
maneira que os medidores eletromecânicos: tinham sensores de tensão e corrente 
separados para cada fase, cujos valores eram digitalizados através de conversores A/D e 
através de um microprocessador, os valores de tensão e corrente eram multiplicados 
para obter o valor de potência que ia sendo acumulado e mostrado no registrador [16]. 
As duas principais razões que motivaram a instalação deste novo tipo de 
medidor foram exatidão e custo. Os medidores eletrônicos mostraram melhor exatidão 
ao longo do tempo do que os medidores eletromecânicos, e não requerem ajuste nem 
22 
 
manutenção. Além disso, a vida útil declarada pelos fabricantes como sendo de 8 a 10 
anos tornava-o um atrativo investimento. 
Muitas concessionárias brasileiras começaram paulatinamente a substituir o 
parque de medidores eletromecânicos pelos novos medidores eletrônicos obtendo 
redução das suas perdas não-técnicas. De fato, ao substituir o medidor eletromecânico 
pelo medidor eletrônico, o novo instrumento parece registrar mais energia que o antigo, 
mas isto se deve a que na maioria dos casos os medidores eletromecânicos sofrem um 
desgaste normal das suas partes móveis e consequentemente registram menos energia 
do que os eletrônicos. 
Entretanto, a vida útil declarada pelos fabricantes de medidores eletrônicos ainda 
encontra-se em fase de prova e após alguns anos algumas empresas de Distribuição 
reclamam que os medidores eletrônicos não chegam a durar 6 anos. Estudos sobre a 
vida útil de medidores eletrônicos estão sendo conduzidos neste momento e são objeto 
atual de pesquisa. 
De qualquer maneira, os medidores eletromecânicos estão aos poucos sendo 
substituídos pelos eletrônicos e há um amplo consenso no mercado de que a tendência é 
o seu desaparecimento. O processo de descarte de medidores eletromecânicos da 
Ampla, por exemplo, consiste no sucateamento dos medidores eletromecânicos e na 
venda de suas partes para uma empresa de reciclagem [5]. 
Existem medidores eletrônicos com ciclométrico, mas o uso do ciclométrico 
ainda pode gerar dúvidas na leitura, pois muitas vezes o dígito do ciclométrico fica entre 
dois números. Este problema foi resolvido com os mostradores digitais, mas estes têm o 
problema de não mostrar a leitura quando há interrupção do fornecimento, se o leiturista 
passar justamente nesse momento não tem como realizar a leitura. A última moda na 
23 
 
tecnologia de mostradores é o eletroquímico, que mostra a leitura mesmo sem 
alimentação. 
Ainda com o medidor eletrônico o monitoramento da rede elétrica pode ser 
realizado remotamente em tempo real, possibilitando que a concessionária identifique 
rapidamente qualquer caso de interrupção, falha de abastecimento ou picos de luz, a fim 
de solucionar eventuais problemas no menor tempo possível. Além disso, os novos 
medidores eletrônicos são muito mais seguros contra o furto de energia, e possuem o 
selo de garantia do INMETRO e a aprovação da ANEEL [24]. 
 
 
Figura 12- Medidor eletrônico 
 A figura 12 acima mostra um medidor eletrônico de energia. 
No Rio de Janeiro, regiões como Barra da Tijuca, e alguns bairros da zona Oeste 
e baixada Fluminense já possuem esse tipo de medidor. 
Desde 2008, já foram instalados 180.000 medidores e são instalados em média, 
10 mil por mês [24]. 
24 
 
3.2.4. Classe de exatidão dos medidores 
Índice de classe é a letra que define os critérios destinados a avaliar a qualidade 
metrológica e funcional do medidor. A aprovação de um modelo em determinado índice 
de classe garante a aprovação nos demais índices de classe inferiores ao aprovado, sem 
a necessidade de ensaios adicionais, ou seja, se o medidor é aprovado com índice de 
classe D, este obtém de forma automática a aprovação para os índices de classe C, B e 
A. 
A seguir será apresentada a classe de exatidão dos medidores eletromecânicos e 
eletrônicos para um percentual de corrente nominal igual a 100: 
 
Tabela 1-Limites de erro percentual para medidores de energia ativa de medidores 
Eletromecânicos [20] 
 
% 
Erro máximo admissível 
F.P Unitário 
Classe 1 Classe 2 
100 
 
Tabela 2-Limites de erro percentual para medidores de energia ativa de medidores Eletrônicos 
[21] 
% Cos ⱷ Limites de erro percentuais para medidores com índice de classe 
D C B A 
100 1 
 
Comparando as tabelas 1 e 2, é possível verificar que a medição eletrônica 
permite uma maior flexibilidade por ter 4 classes de exatidão, e não apenas duas, como 
o medidor eletromecânico. Além disso, eles possuem uma maior exatidão, pois seu 
limite de erro é até 0,2%, enquanto que a melhor exatidão dos eletromecânicos é de 
1,0%. 
25 
 
3.3.O consumo de enegia elétrica no Brasil 
A seguir será realizada uma comparação do consumo diário de energia elétrica 
através de uma curva de carga de aparelhos eletroeletrônicos nas residências. 
O estudo da curva de carga é necessário para o trabalho em questão, uma vez 
que o medidor inteligente de energia possibilitaria um gerenciamento da demanda, que 
tem como princípio básico deslocar a demanda dos horários de pico para os horários 
fora de pico. 
3.3.1. Curva de Carga 
Uma definição para a curva de carga é o registro horário, em um período diário, 
das demandas de capacidade, podendo ser, excepcionalmente para período semanal, 
mensal ou anual. A figura 13 abaixo representa a curva de carga diária no Brasil e a 
contribuição dos aparelhos eletroeletrônicos nas residências no momento do pico. 
 
 
Figura 13-Curva de carga de eletrodomésticos [26] 
Pela figura, podemos notar que o consumo maior se dá entre as 18:00hs e 
21:00hs, o que corresponde ao horário de ponta. Os horários de Ponta e fora de ponta 
foram definidos da seguinte maneira [7]: 
26 
 
O horário de Ponta corresponde ao período composto por 3 (três) horas diárias 
consecutivas definidas pela distribuidora, considerando a curva de carga de seu sistema 
elétrico, com exceção feita aos sábados, domingos, terça-feira de carnaval, sexta-feira 
da Paixão, Corpus Christi e mais oito feriados nacionais. 
O horário fora de ponta corresponde ao período composto pelo conjunto das 
horas diárias consecutivas e complementaresàquelas definidas no horário de ponta. 
Pela figura 13 podemos notar que o chuveiro elétrico e o condicionamento 
ambiental são grandes contribuintes para o pico do sistema. 
3.4.Classificação dos consumidores 
As unidades consumidoras no Brasil são classificadas em dois grupos tarifários: 
Grupo A, que possui tarifa binômia e Grupo B, com tarifa monômia. Esse agrupamento 
é definido, principalmente, em função do nível de tensão em que os consumidores são 
atendidos e também, como consequência, em função da demanda (kW) [27]. 
Tarifa monômia é Tarifa de fornecimento de energia elétrica, constituída por 
preços aplicáveis unicamente ao consumo de energia elétrica ativa (kWh). A tarifa 
binômia é o conjunto de tarifas de fornecimento, constituído por preços aplicáveis ao 
consumo de energia elétrica ativa (kWh) e à demanda faturável (kW). Esta modalidade 
é aplicada aos consumidores do Grupo A. 
São classificados no Grupo A, os consumidores atendidos em alta tensão (acima 
de 2,3 kV) como indústrias, shopping e alguns edifícios comerciais. 
São classificadas no Grupo B as unidades consumidoras com tensão abaixo de 
2,3 kV. Em geral, estão nesta classe residências, lojas, agências bancárias, pequenas 
oficinas, edifícios residenciais, grande parte dos edifícios comerciais e a maioria dos 
prédios públicos federais, uma vez que, na sua maioria são atendidos nas tensões de 127 
ou 220V. 
27 
 
O Grupo B é dividido em sub-grupos, de acordo com a atividade do consumidor, 
conforme mostrado a seguir: 
1. Subgrupo B1 – residencial e residencial baixa renda; 
2. Subgrupo B2 – rural e cooperativa de eletrificação rural; 
3. Subgrupo B3 – demais classes; 
4. Subgrupo B4 – iluminação pública. 
3.5.Estrutura tarifária 
Define-se estrutura tarifária como sendo o conjunto de tarifas aplicáveis aos 
componentes de consumo de energia elétrica e/ou demanda de potência ativa, de acordo 
com a modalidade de fornecimento [27]. Simplificadamente, a tarifa de energia é o 
preço cobrado por unidade de energia (R$/kWh). 
O consumidor não paga apenas pelo seu consumo, e sim pela disponibilidade de 
energia que ele tem 24hs por dia. Esse é o chamado custo de disponibilidade. Ele deve 
pagar para a distribuidora um valor mínimo na fatura mesmo que não utilize a energia. 
Isso acontece pois a empresa tem que manter o sistema elétrico e a estrutura de 
atendimento em perfeito funcionamento para o consumidor poder utilizar a energia no 
momento que precisar. 
Na aplicação das tarifas de energia elétrica, os consumidores são identificados 
por classes e subclasses de consumo: residencial; industrial; comercial e serviços; rural; 
poder público; iluminação pública; serviço público, e consumo próprio. Cada classe tem 
uma estrutura tarifária distinta, de acordo com as peculiaridades de consumo de energia 
e de demanda de potência. 
28 
 
3.5.1. Características gerais 
Entre as décadas de 70 e 90, havia uma única tarifa de energia elétrica em todo o 
Brasil. Os consumidores dos diversos estados pagavam o mesmo valor pela energia 
consumida. Esse valor garantia a remuneração das concessionárias, independentemente 
de sua eficiência, e as empresas não lucrativas eram mantidas por aquelas que davam 
lucro e pelo governo Federal. 
Essa modalidade de tarifa não incentiva as empresas à eficiência, porque todo o 
custo era pago pelo consumidor. Neste contexto surgiu a lei nº 8.631/1993, na qual a 
tarifa passou a ser fixada pela concessionária, conforme características específicas de 
cada área de concessão. 
Desta maneira, as tarifas de energia refletem peculiaridades de cada região, 
como número de consumidores, quilômetros de rede, tamanho do mercado, custo da 
energia comprada e tributos [8]. 
A modalidade tarifária atual para o grupo B compreende: 
 Modalidade Tarifa convencional: Monômia, com um preço de consumo de 
energia em R$/MWh, sem distinção horária. Esta é a modalidade que vem 
sendo aplicada. 
 Modalidade Tarifa branca: Monômia, com três preços de consumo de 
energia em R$/MWh, de acordo com os postos tarifários. 
De acordo com a ANEEL, o consumidor pode aderir à tarifa Branca a partir de 
Março de 2014, onde será necessária a troca do medidor eletromecânico para o 
eletrônico. No entanto, no momento não há medidores aprovados para efetuar esse tipo 
de tarifação. Esta modalidade tarifária será explicitada no próximo capítulo. 
 
 
29 
 
3.6. A Fatura de energia elétrica 
A fatura de energia elétrica é a nota fiscal que apresenta a quantia total que deve 
ser paga pela prestação do serviço público de energia elétrica, referente a um período 
especificado, discriminando as parcelas correspondentes. 
De acordo com a ABRADEE, para um consumidor residencial padrão, ou seja, 
do Subgrupo B1, o valor da conta é calculado de acordo com o Artigo 106 da Resolução 
414 de 2010 da ANEEL. O consumidor residencial deve pagar pela quantidade de 
energia utilizada (kWh) multiplicada pela tarifa de energia da Classe B1, ou seja, quanto 
cada kWh custa. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 14- Exemplo de fatura [3] 
30 
 
A figura 14 mostra um exemplo de uma fatura de energia. Nela consta a data e o 
consumo das respectivas leituras, o histórico do consumo, o valor do kWh, a 
composição da tarifa, dentre outras informações. 
 
3.7.Conclusão 
. O processo de medição de energia elétrica nos medidores eletromecânicos está 
mais suscetível a erros de medição por parte do técnico durante a visita, e ainda pelo 
responsável pelo faturamento, uma vez que o valor consumido ainda é anotado à mão. 
Além disso, o fácil acesso a esses tipos de medidores facilita que clientes mal 
intencionados possam furtar energia. 
Com isso, a evolução tecnológica tem contribuído para resolver os sistemas de 
medição tradicionais com a evolução do medidor eletromecânico para o ciclométrico e, 
posteriormente, para o eletrônico. 
É importante ressaltar que embora o consumo de energia elétrica varie de acordo 
com o horário do dia, a estrutura tarifária atual não varia, mesmo nos horários de Pico. 
Com isso, uma nova modalidade tarifária está sendo implantada, a tarifa Branca, que 
pode obter tarifas diferentes para cada horário, incentivando o consumo fora dos 
horários de ponta. 
 
 
 
 
 
 
31 
 
4. O MEDIDOR INTELIGENTE (SMART METER) 
O medidor eletrônico evoluiu tecnologicamente e incluiu funcionalidades até se 
tornar o chamado Smart Meter, sendo este a primeira etapa para a implementação da 
Rede Elétrica Inteligente, Smart Grid . 
 A Ampla, empresa distribuidora de energia elétrica presente no Estado do Rio 
de Janeiro, foi uma das pioneiras na instalação dos medidores inteligentes de energia no 
país. Motivada pelo furto de energia, que em sua maioria era devido a manipulações de 
clientes nos medidores de energia e ligações clandestinas na rede de distribuição de 
baixa tensão, esta companhia inovou na instalação de sistemas de medição automática 
usando tecnologia AMR e AMM no nível residencial. 
Sistemas de medição automática usando a tecnologia AMR já vinham sido 
utilizados no Brasil há algumas décadas, primeiro para efetuar a medição de fronteiras 
comerciais entre agentes interligados pela rede básica e depois para grandes 
consumidores industriais, geralmente do grupo A. De maneira geral estes sistemas de 
medição automática usavam medidores eletrônicos de grande exatidão (classe C e D) 
cujo custo justificava a sua instalação para a medição de grandes blocos de energia. 
Este capítulo descreve a evolução que os medidores eletrônicos sofreram até se 
tornarem o medidor inteligente que foi instalado na rede de distribuição da Ampla, além 
de explicar o seu princípio de funcionamento, vantagens, desvantagens e desafios 
encarados para a sua implantação. O ponto de vista observado não será apenas da 
concessionária, como também dos consumidores e dos órgãos de controle do Governo.32 
 
4.1. Evolução tecnológica do Smart Meter 
Embora não haja uma definição a respeito do significado do medidor inteligente, 
existem duas classificações de medidores inteligentes geralmente aceitas: Automated 
Meter Reading (AMR) e Automated Meter Management (AMM) [29]. 
O AMR representa uma primeira geração do Smart Meter, que é a implantação 
de um sistema de aquisição automática dos registros dos medidores eletrônicos de 
energia através de diferentes meios, tais como fibras ópticas, redes dedicadas de radio 
frequência (RF), Bluetooth etc. Os dados podem ser armazenados em um dispositivo 
leitor próximo ou remoto dependendo da tecnologia, mas a principal característica é que 
nos sistemas AMR a comunicação entre os medidores de energia e a concessionária é 
unidirecional, ou seja, a concessionária apenas recebe informações do medidor. Em 
alguns tipos de AMR o trabalho do leiturista não foi totalmente extinguido, pois em 
alguns casos, um operador deve ficar perto da local onde o medidor está instalado para 
poder capturar os dados do consumo do usuário. Outros sistemas AMR possuem 
gateways distribuídos na rede secundária que capturam os dados da medição e a 
retransmitem à central de faturamento. Neste último exemplo, não existe leiturista, mas 
a comunicação continua sendo unidirecional. 
O Automated Meter Management (AMM) corresponde a uma segunda geração 
onde, os meios usados para capturar o registro de energia dos medidores como, por 
exemplo, redes de RF são usadas para transmitir informações que permitem o 
gerenciamento dos instrumentos. A principal característica dos sistemas AMM é que a 
comunicação entre os medidores de energia e a concessionária é bidirecional, ou seja, a 
concessionária recebe e transmite informações ao medidor. Esta característica permite 
que a concessionária possa gerenciar e administrar o seu sistema de medição e 
33 
 
faturamento, por exemplo, fazendo a suspensão de consumidores inadimplentes e 
posterior conexão de maneira remota. 
A possibilidade de poder enviar informações aos instrumentos de medição abre 
um leque de novas funcionalidades que não seriam possíveis apenas com o sistema 
AMR, onde cada funcionalidade implantada representa um avanço na tecnologia que 
permite considerá-la como uma nova geração de medidor, e as novas tecnologias 
evoluem de acordo com requisitos demandados pelo mercado. 
Com isso, se tornou possível a inclusão de outras funcionalidades no medidor 
como: Pré-pagamento e Tarifa Branca. Não há ainda uma definição de nomenclatura 
correspondente a cada evolução tecnológica no medidor, logo, como proposta desse 
trabalho, a implementação dessas funcionalidades poderia representar uma “Terceira 
Geração”, que é ainda recente e somente agora está sendo implementada no Brasil. 
A Quarta Geração de medidores poderia corresponder à inclusão de 
funcionalidades como: visualização da curva de carga e o corte seletivo de cargas, 
através do Gerenciamento pelo Lado da Demanda (GLD). 
Essas funcionalidades dos Smart Meters possibilitam um Gerenciamento pelo 
Lado da Demanda. O Gerenciamento da Demanda tem como objetivo reduzir não só a 
conta de energia, mas também o uso eficiente da energia, deslocando o pico da mesma, 
ou, ainda, alterando o comportamento de consumo dos clientes. Todas essas 
funcionalidades serão explicadas com o decorrer do capítulo. 
A figura 15 mostra um desenho esquemático da evolução tecnológica do Smart 
meter: 
34 
 
 
Figura 15-Proposta de desenho esquemático da evolução do Smart Meter 
 
4.2.Estrutura operacional 
No Brasil, o Sistema Distribuído de Medição de Energia Elétrica (SDMEE) 
instalado pode ser considerado Smart Meters, e sua evolução tecnológica implica em 
desafios a cada funcionalidade habilitada enquanto cada vez mais requisitos 
tecnológicos são demandados [29]. 
Como já foi explicado, empresas de distribuição perceberam que grande parte da 
fraude de energia no Brasil se dava por uma intervenção no próprio medidor de energia. 
Com isso, propuseram que o sistema de medição fosse colocado externamente à unidade 
residencial e na altura das redes de média tensão MT (1 kV ≤ V ≤ 20 kV) alimentando 
um transformador que distribui a energia em Baixa tensão BT(V < 1 kV). 
As figuras 16 e 17 representam esquematicamente o princípio de funcionamento 
do SDMEE instalado no Brasil . 
 
1ª Geração 
 
 
 
•Unidirecional 
2ª Geração 
 
 
•Bidirecional 
3ª Geração 
 
•Prépagamento 
 
 
•Tarifa Branca 
4ª Geração 
•Visualização 
da curva de 
Carga 
 
•GLD 
35 
 
 
Figura 16-Configuração do SDMEE no Brasil [30] 
Os Concentradores de medição Secundários (CS) são instalados na estrutura de 
suporte no qual saem os ramais de alimentação para os clientes da concessionária. O CS 
contém vários módulos de medição monofásicos, os quais podem ser agrupados para 
alimentar clientes polifásicos. A quantidade de módulos de medição suportados pelo CS 
varia de 9 a 12 módulos dependendo do fabricante do SDMEE [29]. 
No imóvel do cliente é instalado um terminal de leitura individual (TLI), onde é 
possível a visualização da medição. Essa comunicação Unidirecional entre o 
Concentrador Primário (CP) e o TLI pode ser feita por radiofrequência RF ou 
tecnologia PLC (Power Line Carrier) dependendo do fabricante. Esse esquema pode 
ser visualizado na figura 17: 
36 
 
 
 
Figura 17- Configuração de sistema AMM no Brasil 
 
 
A comunicação entre o CP e o CS ocorre de maneira bidirecional por RF. Já a 
comunicação entre o CP e a central de faturamento ocorre de maneira bidirecional por 
tecnologia celular (GPRS) [29]. O GPRS é o Serviço de Rádio de Pacote Geral, e é uma 
 tecnologia que aumenta as taxas de transferência de dados nas redes GSM existentes. 
Sendo assim, o GPRS oferece uma taxa de transferência de dados muito mais elevada 
que as taxas de transferência das tecnologias anteriores. 
O sistema da figura 17 pode medir múltiplos tipos de consumidores: 9 ou 12 
consumidores monofásicos; 4 ou 6 consumidores bifásicos; 3 ou 4 consumidores 
trifásicos e até mesmo uma combinação de qualquer tipo de consumidor, dependendo 
do fabricante. 
Imagens de um CP, CM e um TLI podem ser visualizados nas figuras 18, 19 e 
20. 
 
http://pt.wikipedia.org/wiki/Tecnologia
http://pt.wikipedia.org/wiki/Rede
http://pt.wikipedia.org/wiki/GSM
37 
 
 
Figura 18- Concentrador primário (CP) 
 
 
Figura 19- Concentrador de medição secundário com 12 módulos 
 
38 
 
 
Figura 20- Terminal de leitura individual (TLI) 
4.2.1. Tecnologias de comunicação 
Existem basicamente dois tipos de tecnologia de comunicação de Smart Meters: 
Radio Frequência (RF) e Power Line Carrier (PLC). Fatores como requisitos técnicos, 
impacto sobre os equipamentos, funcionalidade, infraestrutura existente e impacto 
econômico interferem na escolha dessas tecnologias. 
A tecnologia PLC possui algumas vantagens, como: promove um melhor custo 
benefício para linhas rurais e possibilita trabalhar em áreas remotas e em longas 
distâncias. As desvantagens são que possuem um tempo de transmissão mais alto, pode 
interferir com outros sistemas de telecomunicações e são mais caros em cidades. Outras 
informações sobre os tipos de tecnologias podem ser encontradas em [32]. 
4.3.Funcionalidades 
A evolução tecnológica do Smart Meter ocorreu de maneira progressiva, 
incluindo, passo a passo, aplicações que agregam valor e maximizam as 
funcionalidades, minimizando os riscos de falhas e erros humanos. 
No AMM estão sendo implementadas as seguintes funcionalidades: 
 
39 
 
 Suspensão e reconexão de energia remotamente: 
Com esta funcionalidade, é possível a suspensão e a reconexão de energia 
remotamente, sem a necessidade da visita do técnico da concessionária para realizar a 
suspensão do serviço por falta de pagamento. Isso evitaria possíveis transtornos para o 
funcionário que iria realizar o corte, principalmenteem comunidades de difícil acesso 
ou perigosas, além da redução dos custos e trabalho devido ao corte realizado da forma 
manual. 
 
 Leitura remota do consumo: 
 A leitura atualizada do medidor pode influenciar no controle do gasto mensal do 
consumidor e afetar de maneira significativa os seus hábitos de consumo. 
 
 Pré-pagamento: 
 Esta função funcionaria como um cartão pré pago, onde seria possível se limitar 
o valor a ser gasto. Isso poderia ser um benefício para proprietários de imóveis alugados 
onde os inquilinos pagariam previamente por seu consumo. Esse sistema seria benéfico 
também para, por exemplo, proprietários de casas de praia que pagariam somente 
quando utilizassem, evitando a tarifa fixa, ou simplesmente para consumidores que 
desejam controlar seus gastos de uma maneira mais eficaz. 
Um dos benefícios para as Concessionárias com a função de pré-pagamento 
seria devido à eliminação dos custos do envio da fatura de forma continua. O principal 
benefício do sistema de pré-pagamento é no fluxo de caixa, já que com este sistema o 
cliente paga primeiro e consome depois. As Empresas Públicas de Medellín na 
Colômbia, por exemplo, conscientes desta vantagem usaram o sistema de pré-
pagamento de energia de forma positiva para recuperar a carteira perdida de clientes 
40 
 
inadimplentes, que paulatinamente foram regularizando a sua dívida com pequenos 
descontos nos créditos vendidos através do sistema de pré-pagamento de energia. 
De acordo com a ABRADEE [1] com a função de Pré –pagamento: 
As vantagens para o consumidor seriam: 
 Gerência de orçamento e controle de consumo; 
 Consumo sob demanda; 
 Não há espera de reconexão, como no modelo convencional de 
cobrança. 
As dificuldades para o Consumidor seriam: 
 Compra de créditos de energia com frequência; 
 Tempo e custo com deslocamento até o local de recarga; 
 Corte de energia em situações de emergência. 
No dia 13 de maio de 2014, foi publicado no Diário Oficial da União 
a Resolução da ANEEL Nº 610/2014, que regulamenta as modalidades de pré-
pagamento e pós-pagamento eletrônico de energia elétrica. De acordo com essa 
resolução [10]: 
 A distribuidora deve disponibilizar ao consumidor um crédito inicial de 20 
kWh, o qual deverá ser pago pelo consumidor quando da sua primeira 
compra de créditos. 
 Após a primeira compra, a distribuidora deve permitir ao consumidor a 
compra de qualquer valor igual ou superior a 5 kWh. 
 A distribuidora deve atender, sem ônus, ao consumidor que solicitar adesão a 
qualquer uma das modalidades de faturamento de que trata esta Resolução, 
desde que sua unidade consumidora se situe nos municípios ou localidades 
em que a distribuidora ofereça a modalidade. Havendo a necessidade de 
http://www.aneel.gov.br/cedoc/ren2014610.pdf
41 
 
adequação do padrão de entrada, o consumidor será responsável pelos custos 
decorrentes. 
 O consumidor pode solicitar, a qualquer tempo e sem ônus, o regresso à 
modalidade de faturamento convencional, devendo a distribuidora 
providenciar a alteração em até 30 (trinta) dias, contados a partir da 
solicitação. Caso o consumidor possua créditos ou débitos remanescentes, 
este valor deve ser revertido e incluído de forma discriminada no 
faturamento posterior à mudança da modalidade. 
Muitas concessionárias reclamam das regras da ANEEL para o sistema de pré-
pagamento de energia, alegando ser inviável economicamente oferecer esta modalidade 
de serviço ao consumidor. 
 
 Implementação da Tarifa Branca: 
 Esta é uma nova opção de tarifa que sinaliza aos consumidores a variação do 
valor da energia conforme o dia e o horário do consumo. A mesma será oferecida para 
as instalações em baixa tensão (127, 220, 380 ou 440 volts). Com a Tarifa branca, o 
consumidor passa a ter possibilidade de pagar valores diferentes em função da hora do 
dia. 
A proposta da tarifa branca é incentivar os clientes a deslocarem o consumo dos 
períodos de ponta para os horários fora de ponta, nos quais a tarifa é mais barata, 
reduzindo o valor da fatura no fim do mês. A tarifa branca será facultativa, e caso o 
cliente não pretenda modificar seus hábitos de consumo, a tarifa convencional 
continuará disponível [11]. 
A Tarifa Branca funcionará da seguinte forma: Nos dias úteis, o valor da Tarifa 
Branca varia em três horários: ponta, intermediário e fora de ponta. Na ponta e no 
42 
 
intermediário (das 17h às 18h e das 21h às 22h), a energia é mais cara. Fora de ponta, é 
mais barata. Nos finais de semana e feriados nacionais, o valor é sempre fora de ponta, 
como pode ser visualizado na figura abaixo: 
 
 
Figura 21- Comparativo entre a Tarifa Branca e a Tarifa Convencional [11] 
 
De acordo com a ANEEL é importante que o consumidor, antes de optar pela 
Tarifa Branca, conheça seu perfil de consumo e a relação entre a Tarifa Branca e a 
Tarifa Convencional. A Tarifa Branca não é recomendada se o consumo for maior nos 
períodos de ponta e intermediário e não houver possibilidade de transferência do uso 
dessa energia elétrica para o período fora de ponta. Quanto mais o consumidor deslocar 
seu consumo para o período fora de ponta e quanto maior for a diferença entre essas 
duas Tarifas, maiores são os benefícios da Tarifa Branca. 
Segundo a ANEEL [11] foram propostas as seguintes regras na audiência Pública nº 
43/2013: 
 A adesão será uma opção do consumidor, e a solicitação deverá ser atendida 
pela distribuidora em até 30 dias; 
http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/audiencia/dspListaDetalhe.cfm?attAnoAud=2013&attIdeFasAud=764&id_area=13&attAnoFasAud=2013
http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/audiencia/dspListaDetalhe.cfm?attAnoAud=2013&attIdeFasAud=764&id_area=13&attAnoFasAud=2013
43 
 
 A opção pela modalidade tarifária Branca poderá ser exercida por todos os 
titulares de unidades atendidas em baixa tensão, exceto aquelas classificadas 
como iluminação pública ou que façam uso do sistema de pré-pagamento; 
 A adesão de uma nova ligação, no caso de o consumidor querer iniciar o 
fornecimento com aplicação da modalidade tarifária Branca, deve ser 
atendida pela distribuidora dentro dos prazos definidos pela Resolução 
Normativa nº 414/2010 (máximo de 5 dias em área urbana e 10 dias em área 
rural); 
 O consumidor poderá retornar à Tarifa Convencional a qualquer tempo, 
devendo ser atendido pela distribuidora em até 30 dias. Na hipótese desse 
retorno à Convencional, uma nova adesão à Tarifa Branca só seria possível 
após o decurso de 180 dias; 
 Os custos relativos ao medidor e à sua instalação são de responsabilidade da 
distribuidora; eventuais custos para alterações no padrão de entrada da 
unidade consumidora competem ao solicitante; 
 A fatura deverá discriminar os valores de consumo em cada período (ponta, 
fora de ponta e intermediário); 
 Os descontos da Tarifa Social devem ser concedidos de forma progressiva, 
observados os respectivos períodos em que tenha ocorrido o consumo e 
aplicados os descontos da faixa de consumo seguinte somente quando 
ultrapassado o limite máximo de consumo da faixa anterior. 
A Tarifa Branca incentiva os clientes a consumirem em horários fora de ponta e 
isso pode reduzir significativamente a curva de carga mostrada na figura 13, além da 
necessidade de ampliação das redes de distribuição para atendimento do horário de pico. 
 
 Visualização da curva de carga: 
44 
 
Uma outra funcionalidade dos Smart Meters é a possibilidade de visualização da 
curva de carga dos consumidores. 
 
Com isso, se torna possível um monitoramento em tempo real, no qual se 
permite que a distribuidora saiba remotamente a quantidade da energia que está sendo 
consumida em cada domicílio, e com isso, tanto a empresa fornecedora quanto os 
clientes terão como acompanhar de maneira mais próxima e frequente o consumo. Isso 
fará com que as pessoas tenham maior controle sobre seus gastos com o consumo de 
energiae a concessionária conheça melhor os hábitos dos seus clientes. 
Analisando-se o ponto de vista das concessionárias, a tarifa branca não atende 
totalmente as suas expectativas, razão pela qual a sua implantação está sendo 
prejudicada. Os principais motivos são os seguintes: 
 A tarifa branca não vai diminuir a demanda de energia nos horários de 
pico. Considerando que a sua adesão é optativa para o consumidor, para 
a maioria dos consumidores residenciais não oferece nenhuma vantagem, 
muito pelo contrário: aquelas famílias que não tem como mudar os seus 
hábitos de consumo devido, por exemplo, a que os pais trabalham 
durante o dia e só voltam a noite para as suas casas sem que ninguém 
permaneça nos imóveis durante o dia. 
 Poderá haver redução de receita para a concessionária sem mudança nos 
hábitos do consumidor. Da forma como a legislação está sendo aplicada 
neste momento, existem usuários que podem aderir à tarifa branca, sem 
mudar os seus hábitos de consumo e ainda reduzir o valor que pagam à 
concessionária. 
45 
 
 Sem leitura automática dos medidores, a eficiência no processo de leitura 
se reduz em no mínimo 30% já que o leiturista precisa anotar as leituras 
de pelo menos 3 registradores para cada uma das tarifas implementadas 
em cada medidor de tarifa branca. 
4.4. Smart Grid 
Smart Grid baseia-se na utilização intensiva de tecnologia da informação, 
automação e comunicações para monitoramento e controle da rede elétrica, a qual 
permitirá a implantação de estratégias de controle e otimização da rede de forma muito 
mais eficiente que as atualmente em uso. 
A bidirecionalidade do medidor inteligente de energia se dá ao sistema de 
comunicação e não à capacidade de medir nos quatro Quadrantes. A medição 
Bidirecional não é uma característica do medidor inteligente, a característica é a 
comunicação entre os seus dispositivos. 
4.4.1. Principais características das Redes Elétricas Inteligentes [18]: 
 Sistemas de medição centralizada baseados na utilização de medidores 
inteligentes e redes de comunicação de dados dedicadas, os quais permitirão 
uma comunicação bidirecional entre as empresas concessionárias do serviço de 
energia elétrica e os clientes; 
 Sensores, atuadores e controladores inteligentes distribuídos ao longo da Rede 
que permitirão a reconfiguração da mesma automaticamente em caso de falhas 
nos componentes, reduzindo o tempo de interrupção do fornecimento de energia; 
 Facilidade de conexão e desconexão à Rede elétrica de geradores de pequeno e 
médio porte e dispositivos armazenadores de energia 
46 
 
As características acima proporcionarão mudanças substanciais no 
funcionamento dos sistemas de energia elétrica nos seguintes aspectos: 
 
 Gerenciamento da Demanda: a possibilidade de aquisição e comunicação rápida 
de informações de consumo e tarifas de energia variáveis no tempo permitirá 
uma melhoria no perfil de consumo de energia elétrica. 
 Segurança e Qualidade: a disponibilização de recursos para reconfiguração 
automática da rede elétrica permitirá um elevação no nível de confiabilidade no 
suprimento de energia elétrica. Nas redes de distribuição, a reconfiguração 
automática permitirá o rápido isolamento de partes afetadas da rede e o 
restabelecimento do fornecimento à maior parte dos clientes. 
 Geração Distribuída e Armazenamento de Energia: a facilidade de conexão de 
geradores de médio porte (poucos MW) e pequeno porte (poucos kW) às redes 
de distribuição em média ou baixa tensão, proporcionada pelas Redes Elétrica 
Inteligentes, reforçará uma tendência já observado em passado recente da 
introdução da geração distribuída em complementação às grandes centrais 
geradoras; em particular, a utilização de fontes alternativas, tais como 
fotovoltaica e eólica, apresenta a vantagem de reduzir o impacto ambiental de 
grandes centrais de geração e sistemas de transmissão a longa distância. 
No Brasil, o conceito de Redes Elétricas Inteligentes vem sendo difundido 
rapidamente e observa-se já intensa atividade em algumas empresas e órgãos 
governamentais. A ANEEL está realizando consultas e audiências públicas visando a 
implantação de medidores eletrônicos em unidades residenciais, incentivo a geração 
distribuída de pequeno porte a partir de fontes renováveis de energia e conectada na 
47 
 
rede de distribuição, e modificações na estrutura tarifária visando variação horária e 
sazonal da tarifa para consumidores residenciais [18]. 
4.5.Gerenciamento Pelo Lado da Demanda 
O Gerenciamento pelo lado da Demanda (GLD), refere-se a qualquer atividade 
adotada pelas empresas fornecedoras de energia elétrica para alterar o padrão de 
consumo de energia, buscando a resolução de diversos problemas operacionais através 
da modificação e/ou redução da carga do sistema [19]. 
O modelo de Rede Elétrica Inteligente, conhecido como Smart Grid, viabiliza a 
implantação do sistema de Gerenciamento pelo Lado da Demanda, uma vez que pode 
ser definida como uma rede que utiliza avançada tecnologia para coordenar e monitorar 
o transporte de eletricidade em tempo real com fluxo de energia e de informações 
bidirecionais entre o sistema de fornecimento de energia e o cliente final. 
Com isso, devido à evolução das funcionalidades do Smart Meter, este é uma 
importante ferramenta para realizar esse controle do fluxo de energia e possibilitar a 
realização do Sistema de Gerenciamento pelo Lado da Demanda. 
O GLD normalmente se dá por duas vias: O GLD Direto, onde a concessionária 
determina as cargas a serem reduzidas ou desconectadas, segundo condições 
especificadas em um contrato de interrupção com o consumidor; ou ainda, o GLD 
Indireto, onde o próprio consumidor remaneja a sua demanda em resposta a sinais de 
preços gerados pela concessionária [19]. 
Espera-se que os Smart Meters, além de uma avançada Infraestrutura, forneçam 
preços que variem no tempo para os consumidores levando-os a reduzir a demanda em 
períodos de pico. Alternativamente um controle direto da carga enviadas através dos 
medidores inteligentes será usado para reduzir automaticamente a demanda [28]. 
48 
 
4.5.1. O GLD Indireto 
São programas que não permitem o Controle Direto da Carga, como: tarifas 
diferenciadas, que incentivam o consumo no horário fora de ponta; programas de 
educação do consumidor, que os ensinam a conservar energia; e programas 
governamentais que dão descontos em aparelhos mais modernos e que consomem 
menos energia elétrica 
4.5.2. O GLD Direto com controle da carga 
Um controle direto de carga pode ser fornecido por algumas concessionárias, no 
que involve permitir que a concessionária exerça um controle remoto sobre o uso de 
energia, desligando os aparelhos de um cliente (por exemplo, ar condicionado) para 
reduzir a carga no horário de pico ou desconectar um cliente após exceder um valor pré-
definido ou pré-pago [22]. 
O Controle de Carga Direto é baseado em um acordo facultativo entre a 
concessionária e o cliente, onde este que participa de programas de controle direto 
recebe uma compensação na conta de energia elétrica, ou seja, a conta de luz é reduzida 
[31]. 
As aplicações mais comuns são em ar condicionado, aquecedores de água e 
bombas de piscina, classificados como aparelhos “interruptíveis”, podendo ser pausado 
e religado. Equipamentos “não-interruptíveis”, como máquinas de lavar e máquinas de 
lavar louça, precisam ser operados continuamente e não se aplicam a uma política 
baseada em Controle Direto da Carga [17]. 
No Brasil ainda não há programas de controle direto de carga, e os esforços para 
sua implantação são pouco significativos. 
A Resposta à Demanda é considerada uma importante maneira de reduzir a 
demanda em horários de pico. Usando a resposta à demanda, os sistemas de potência 
49 
 
poderiam reduzir a taxa de geradores necessários em picos de demanda, reduzindo 
assim os custos de geração e emissão