Explode o custo da Rede Inteligente no Colorado

Fonte: dailycamera – 06/02/2010

A Xcel Energy começou a cobrar os consumidores pelo estado do Colorado para compensar parte dos custos, que não param de subir, que a empresa investiu no desenvolvimento do seu projeto de rede inteligente na cidade de Boulder.

Em resposta, a Comissão de Utilitárias Públicas do Colorado (Colorado Public Utilities Comission – CPUC), o órgão regulador de serviços públicos do estado, decidiu participar mais ativamente na regulação da Xcel “SmartGridCity”, o que os reguladores disseram que irá resultar em aumento da transparência do projeto.

A rede inteligente também permite que a Xcel leia os medidores em Boulder remotamente, redirecione o fluxo de potência para desviar de linhas com defeito e detecte desligamentos de energia sem que as pessoas precisem ligar para a empresa. Em última análise, o sistema finalizado também irá permitir que os consumidores vejam em tempo real os dados que refletem seu uso de energia e então tomem decisões de conservação de energia sobre como os dispositivos domésticos consomem energia e quando.

Quando Boulder foi escolhida para o projeto de rede inteligente em março de 2008, Xcel Energy projetou que o capital que seria gasto para a SmartGridCity era em torno de $ 15,3 milhões de dólares. Em maio de 2009, Xcel mudou o custo do seu projeto para $27,9 milhões de dólares, e agora a companhia acredita que a conta total será de $42,1 milhões, não incluindo os custos de operação e manutenção da nova rede.

Uma grande parte do aumento do preço alvo está associada com a dificuldade não prevista de construção do sistema de fibras óticas.

“A companhia tem que instalar mais fibra enterrada do que o inicialmente projetado, substancialmente aumentando o custo…” num documento oficial escrito pela Xcel e entregue em maio último à comissão. “Nós também nos encontramos em condições inesperadas de construção tal como ter de perfurar granito com brocas de diamante e remover grandes pedras com gruas e caminhões…”

Em 4 de dezembro, a CPUC aprovou o pedido da Xcel Energy para aumentar o preço para os consumidores em 6,5 %. A maior parte do aumento será usada para pagar Comanche 3, uma nova unidade da Xcel de queima de carvão na sua planta de geração fora de Pueblo.

Mas $ 11 milhões do aumento da taxa – que passou a valer em 1 de janeiro – é destinada a cobrir os custos associados com a rede inteligente de Boulder, incluindo o capital de investimento, impostos e salários de operação e manutenção para 2009 e 2010, de acordo com Karen Hyde, vice-presidente da Xcel para assuntos de tarifas e regulatório.

E embora a comissão tenha aprovado o aumento de tarifa, o fato de a Xcel estar pedindo permissão para onerar todos os seus consumidores do Colorado por parte dos custos da rede inteligente – o que não era parte do plano original da companhia – foi uma bandeira vermelha para alguns reguladores. Eles ficaram preocupados de que a Xcel não tinha claramente delineado todas as fontes de financiamento para o projeto, entre outras coisas.

Desde o começo, a Xcel planejou trazer parceiros da indústria que poderiam compartilhar o custo do projeto, que irá exceder $ 100 milhões, incluindo operação e manutenção. Agora, a Xcel tem sete “membros do consórcio”, mas não está claro qual será a contribuição financeira deles.

“Com respeito ao co-investimento de parceiros estratégicos, restam questões sobre o percentual de contribuição desses parceiros,” disse Harry DiDomenico, um analista de tarifas da comissão de utilitárias, sobre o pedido de aumento de tarifa da Xcel em uma audiência da Comissão no outono passado. “Sem saber o nível de participação como em relação aos custos do projeto, é difícil saber qual a parte dos contribuintes, se houver. Além disso, está claro que nem todas as fontes de financiamento para o projeto têm sido acessadas.”

Em 24 de dezembro, os reguladores, por insistência da cidade de Boulder, decidiram requerer à Xcel um Certificado de Conveniência e Necessidade Pública. Normalmente, estes tipos de certificados são fornecidos pelas empresas de serviços públicos antes de construírem nova infraestrutura, como por exemplo, plantas de geração e linhas de transmissão, para provar que o investimento seria necessário e prudente.

Requerendo um Certificado de Conveniência e Necessidade Pública para a rede inteligente poderia dar à CPUC a capacidade de regular o projeto.

“Os contribuintes poderiam ganhar o benefício de uma estrutura regulatória que criaria um ambiente onde, além de outras coisas, custos são conhecidos e mensuráveis, e o benefício desses custos para o contribuinte podem ser apurados,” DiDomenico disse.

Reguladores disseram que sua decisão de requerer um certificado não significa que eles são contra o projeto de rede inteligente.

“Nós acreditamos que o conceito de rede inteligente detém grande promessa e nós desejamos encorajar inovação e eficiência energética das empresas de serviço público que nós regulamos,” os reguladores escreveram na sua decisão de 24 de dezembro.

Jonathan Koehn, coordenador regional de sustentabilidade de Boulder, disse que a cidade também apóia tanto o projeto de rede inteligente e o Certificado de Conveniência e Necessidade Pública.

“Nós acreditamos que isso é apropriado para a comissão para ver como será tratado o projeto em termos de cronograma e futuro financeiro,” disse Koehn em um e-mail. “Nós estamos muito otimistas sobre o potencial capital de investimento na SmartGridCity. Contudo, a cidade também acredita que questões importantes sobre o projeto SmartGridCity permanecem sem respostas.”

Por exemplo, Koehn disse que a cidade nunca obteve uma resposta sobre quem deveria pagar pelo projeto e se o custo final é justificado em termos de economias operacionais e ambientais.

A Xcel apelou da decisão da comissão de solicitar um certificado à companhia – isto poderá expor muitas decisões futuras sobre a rede inteligente a um longo processo burocrático – mas a comissão negou o pedido na semana passada.

“Nós não percebemos que o Certificado de Conveniência e Necessidade Pública seria necessário porque nós vemos isto como um curso normal de negócio e realização de melhorias no sistema,” disse o porta-voz da Xcel Tom Henley.

Henley também disse que o aumento no custo previsto da rede inteligente não é motivo para alarme.

“SmartGridCity sempre foi um processo de pesquisa e desenvolvimento,” ele disse. “É um laboratório vivo e respirando, e nós sempre dissemos ao longo da sua existência que existem partes que irão funcionar e partes que não irão.”

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Smart grid 4G: variedade de serviços para utilities

Fonte: e-thesis – 04.02.2010

Qualquer smart grid é uma rede de telecomunicações para utilities e para as comunidades onde atua. As tecnologias 4G proporcionam o serviço público de energia de modo mais rentável, no monitoramento da rede de produção e para o consumo de energia. Uma smart grid não apenas ‘lê’ os kWh, mas também pode fornecer variedade de serviços para redução de custos do serviço público e da comunidade como um todo.

Uma rede Smart Grid 4G pode ser implantada pela metade do custo de uma rede em banda larga em Power Line (BPL), através de uma solução off-the-shelf. Fluxos de receita incremental podem advir de serviços de telecomunicações por atacado suportados pelas aplicações 4G em smart grid. Estas soluções permitem, por exemplo, a oferta de serviços públicos com economia de custos nas operações internas (pedidos de força de trabalho móvel etc.); e serviços ubíquos de banda larga que podem ser prestados através da implantação de 4G no mercado de empresas de energia, prevendo maior eficiência dos subsídios em smart grid.

A Mind Commerce divulgou sua nova pesquisa com título “Smart Grid: Enabling Access, Applications and Affordability proposes WiMAX as a Last Mile or Access“. No relatório, a Mind Commerce indica que, diante do dilema entre a concessão de bilhões de dólares em subsídios para smart grid pelo Departamento de Energia dos EUA e o esforço em dotar a indústria com novos padrões, o setor de energia deve olhar para as melhores e mais recentes normas de telecomunicações (Internet Protocol e tecnologias 4G, como WiMAX) para tirar vantagem dos dólares federais disponíveis, poupando dinheiro em despesas operacionais. Além disso, a implantação de uma rede 4G permitiria uma utility oferecer serviços de telecomunicações por atacado e varejo, atraindo novos fluxos de receita e encurtando o tempo do Retorno sobre o Investimento (ROI).

Qualquer gerente de uma concessionária de energia que avalia, neste momento, suas opções de smart grid está sem dúvida preocupado com a segurança de uma rede inteligente (quando parte da energia é fornecida de fora do país há o risco de retaliações por corte), questões de Qualidade de Serviço (QoS), confiabilidade da tecnologia e quanto ao potencial de interferência prejudicial que possa derrubar as redes inteligentes.

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Tecnologias do futuro: Domótica e Internet das Coisas

Fonte: Inovação Tecnológica – 05/02/2010

A plataforma foi pensada para não sufocar a inovação tecnológica, não impondo restrições sobre as tecnologias do futuro, que ainda não foram sequer imaginadas.

Casas inteligentes pressupõem equipamentos eletrônicos e eletrodomésticos que, mesmo não sendo um primor em termos de QI, sejam capazes pelo menos de conversar uns com os outros.

Isto começa a se tornar possível, graças ao trabalho de um consórcio de empresas e instituições de pesquisas da Europa.

Eles construíram uma camada intermediária de software e hardware – um middleware – que permite que sensores e equipamentos de diversos fabricantes troquem dados e funcionem de forma cooperativa.

Tecnologias do futuro

A maioria das propostas de casas e edifícios inteligentes pressupõe a existência de capacidades embutidas nos aparelhos domésticos – da TV e da geladeira até os sistemas de aquecimento, iluminação e ar condicionado – que os tornem capazes de se comunicar uns com os outros, de preferência por meio de redes sem fio.

Essa interconexão permitirá uma operação em conjunto que aumente o conforto e o bem-estar dos moradores e, sobretudo, economize energia ao máximo.

Mas como aparelhos diferentes, utilizando diferentes tecnologias, fabricados por empresas diferentes, em momentos diferentes, poderiam comunicar-se uns com os outros?

Uma forma seria a de insistir em que todos os dispositivos sejam fabricados em conformidade com algum padrão acordado, nacional ou internacionalmente. Mas isso seria complexo e demorado demais, além de se aplicar somente aos aparelhos novos.

Isso também poderia sufocar a inovação tecnológica, ao impor restrições sobre tecnologias do futuro, que ainda não foram sequer imaginadas.

Internet das coisas

Uma forma muito melhor, afirmam os pesquisadores do projeto Hydra, é desenvolver uma camada de middleware, orientada para o serviço a ser prestado, e que possa ser utilizada de forma flexível pelos fabricantes.

“Isso vai ajudar os fabricantes, desenvolvedores de software e integradores de sistemas a construir aparelhos e equipamentos que possam ser ligados em rede com facilidade e flexibilidade através de serviços web, criando soluções de alto desempenho e com ótimas relações entre custo e eficiência,” explica Markus Eisenhauer, gerente do projeto.

Com a camada Hydra, todos os tipos de aparelhos, incluindo os medidores de eletricidade, água ou gás, e não apenas os aparelhos de uso interno da casa inteligente, poderão ser interconectados sem que se necessite saber o que acontece dentro deles.

Em princípio, qualquer dispositivo Hydra pode se conectar a qualquer outro, trazendo tão propalada “internet das coisas” um pouco mais próximo da realidade.

Assistência técnica remota

O middleware fornece acesso a todos os sensores e dispositivos embarcados. Com isto, um desenvolvedor de software não precisa se preocupar com os tipos de sensores que estão instalados na casa.

“Se você deseja obter um valor de temperatura, você pode simplesmente pedir ao middleware semanticamente – ‘Eu quero a temperatura desta sala’ – e a camada Hydra irá interpretar o pedido e fornecer acesso aos sensores correspondentes,” explica ele.

Os aparelhos atuais podem ser adaptados para funcionar com o mesmo sistema. “Estamos distribuindo um kit de desenvolvimento onde você poderá integrar o middleware nos aparelhos,” diz Eisenhauer, “mas você pode utilizá-lo com os aparelhos já existentes e habilitá-los para o padrão Hydra, desde que eles tenham algum poder de processamento.

A tecnologia não facilitará apenas o uso e controle dos aparelhos, mas também sua manutenção e assistência técnica. Colocando sensores dentro dos seus produtos, como máquinas de lavar ou qualquer outro eletrodoméstico, os fabricantes poderão acessá-los e diagnosticar os problemas remotamente, sem precisar de fazer uma visita ao local.

Saúde em casa

Qualquer dispositivo Hydra pode se conectar a qualquer outro, trazendo tão propalada "internet das coisas" um pouco mais próximo da realidade.

E a automação doméstica – ou domótica – é apenas um exemplo do que se pode fazer com a plataforma Hydra.

Outra aplicação importante será na área da saúde, especialmente no acompanhamento de pacientes em suas próprias casas. Os parceiros do projeto criaram uma demonstração utilizando sensores de rede de medição de peso corporal, pressão arterial, glicemia e saturação de oxigênio. Um sensor muscular é capaz até mesmo de emitir avisos de um ataque epiléptico.

“Nós temos alguns protótipos e demonstradores já em funcionamento, onde temos usado um Playstation 3 comum funcionando como uma central de controle de uma casa”, diz Eisenhauer.

“Então nós temos diferentes tipos de tecnologias – ZigBee, Bluetooth e outras – tudo coberto por nosso gerenciamento de rede dentro da plataforma Hidra,”, diz Eisenhauer. “E então, só para mostrar que também podemos usar aparelhos de prateleira, nós usamos um acessório do Wii como balança e o ligamos ao nosso PlayStation 3.”

O console PlayStation 3, que já está em muitas casas, pode facilmente executar o middleware Hydra e, segundo os engenheiros, proporcionando total privacidade aos dados dos pacientes.

“Não é um sistema de telemedicina completo, mas tem todos os ingredientes necessários de um sistema desse tipo e, nesse momento, está funcionando com hardware diverso e heterogêneo,” diz Eisenhauer.

Tecnologia agropecuária

A agropecuária também poderá se beneficiar da plataforma Hydra.

Em um experimento, porcos foram equipados com etiquetas RFID para que seus movimentos pudessem ser monitorados. “Nós podemos localizar cada porco no barracão ou fora dele, e podemos usar isso para controlar o sistema de aquecimento e ventilação. Se o galpão ficar muito lotado, a temperatura sobe e então o sistema de aquecimento reage de acordo,” explica o engenheiro.

Em outro experimento, sensores sem fio ZigBee monitoram a umidade do solo em um campo, ajudando os agricultores a decidir o melhor momento para semear as suas culturas.

Inteligência ambiente

Para Eisenhauer, a plataforma Hydra traz para mais perto da realidade um mundo de inteligência ambiente, ou computação ubíqua, onde a inteligência artificial se torna parte do nosso ambiente cotidiano.

“É um viabilizador da visão que Mark Weiser, o fundador da computação ubíqua, tinha do ‘computador que desaparece’. A plataforma Hydra é uma tecnologia que poderá fazer este sonho se tornar uma realidade,” diz ele.

Toda a plataforma Hydra está sendo desenvolvida como código aberto (open source) e está disponível no repositório SourceForge. Mais informações podem ser obtidas no site www.hydramiddleware.eu.

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Fórum reúne em vitória as maiores autoridades em energia do país

Fonte: Secretaria de Estado de Desenvolvimento – 01.02.2010

Cenários do setor de petróleo e gás, as tecnologias do futuro no dia-a-dia dos brasileiros e a polêmica em torno da implantação de novas usinas nucleares no Brasil serão os principais temas em debate no III Fórum Capixaba de Energia, que acontece no dia 23 de março, no hotel Radisson, em Vitória.

Com uma expectativa de mais de 500 participantes, o evento contará com a participação de gestores públicos, pesquisadores, estudantes, profissionais da área, empresários, autoridades e representantes de organizações não-governamentais. A organização é da Secretaria de Estado de Desenvolvimento (Sedes) e da Agência de Serviços Públicos de Energia do Estado (Aspe).

A primeira palestra do evento contará com a participação do secretário de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis do Ministério de Minas e Energia, Marco Antônio Martins Almeida, que vai falar sobre a Política Nacional de Petróleo e Gás Natural.

Almeida, que é funcionário de carreira da Petrobras e um dos coordenadores do Programa de Aceleração do Crescimento (PAC) do setor petróleo e gás, foi nomeado em agosto do ano passado como secretário no lugar de José Lima de Andrade Neto, que assumiu a presidência a BR Distribuidora.

Logo após a palestra de Almeida, às 10h45, o diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Nelson Hubner, vai apontar as perspectivas do setor elétrico brasileiro, além de destacar a importância e o crescimento do Espírito Santo no cenário nacional.

Dentre os últimos projetos de geração de energia elétrica, o Estado saiu na frente e receberá nove termelétricas – sendo cinco movidas a gás natural – até 2013, multiplicando em três vezes a oferta de energia no País.

Pela programação, às 14 horas, uma mesa redonda promete esquentar o debate em torno de “Novas Tecnologias e Sustentabilidade”. Projetos ligados a energia solar, veículos elétricos, smart grid (rede inteligente) e ônibus a hidrogênio serão apresentados por dirigentes de empresas e associações como as soluções do futuro.

A mesa será composta pelo presidente MPX Soluções Integradas, Eduardo Karrer; pelo diretor-presidente da Associação Brasileira de Veículos Elétricos (ABVE), Pietro Erber; pelo gerente executivo da EDP Bandeirante, Vitor Luiz Gardiman; e pelo diretor-presidente da Empresa Metropolitana de Transportes Urbanos (EMTU), Júlio Antônio de Freitas Gonçalves.

Para finalizar a programação do III Fórum Capixaba de Energia, o diretor-presidente da Eletronuclear, Othon Luiz Pinheiro da Silva, vai falar sobre a ampliação da energia nuclear no Brasil.

Em entrevistas recentes, Silva destacou que, de acordo com um levantamento feito pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), em um cenário conservador, a demanda seria pela implantação de quatro novas centrais de 1.000 MW até 2030.

Serviço

Os interessados em participar do III Fórum Capixaba de Energia devem estar atentos: as inscrições, que são limitadas, serão abertas no próximo dia 08 e poderão ser feitas pelo site da Secretaria de Estado de Desenvolvimento (www.sedes.es.gov.br).

III Fórum Capixaba de Energia

Data: 23 de março

Local: Hotel Radisson

Horário: 9h às 17h15

“O Fórum tem sido um instrumento importante para debater as políticas nacionais de energia e seus impactos para o desenvolvimento capixaba. O evento tem colaborado também para aumentar a visibilidade junto a investidores e especialistas do potencial de investimento do Espírito Santo nesta área.

No ano passado, contamos com a participação expressiva de profissionais e investidores de outros estados, além de forte presença da comunidade empresarial local.

O Fórum já se consolidou como um instrumento de formulação da política energética do Estado em reforço a atuação da Sedes e da Aspe. Nos últimos anos, os investimentos em termelétricas e PCH’s estão mudando a matriz energética do Estado e a perspectiva de continuidade do crescimento deverá criar outras oportunidades de investimentos”.

Guilherme Dias, secretário de Estado de Desenvolvimento

“Na terceira edição do Fórum Capixaba de Energia, a Sedes e a Aspe tiveram uma preocupação em trazer para o debate temas que ainda não foram aprofundados no Espírito Santo, como o da energia nuclear e das novas tecnologias que despontam como soluções sustentáveis.

O objetivo é inserir os assuntos dentro da perspectiva de crescimento da matriz energética do Estado, que hoje já é considerado exportador de gás e petróleo e, acredito, que está no caminho da autossuficiência da energia elétrica”.

Maria Paula Martins, diretora-geral da Agência de Serviços Públicos de Energia do Estado (Aspe)

Confira a programação

8:00 Credenciamento

9:00 Solenidade de Abertura com Secretário de Estado de Desenvolvimento

9:30 Palestra: Política Nacional de Petróleo e Gás Natural

Marco Antônio Martins Almeida – Secretário de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis do Ministério de Minas e Energia – MME

10:15 Perguntas

10:30 Intervalo

10:45 Palestra: Perspectivas de Expansão do Setor Elétrico Brasileiro Nelson Hubner – Diretor Geral da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL

12:15 Perguntas

12:30 Intervalo para Almoço

14:00 Mesa Redonda:Novas Tecnologias e Sustentabilidade Energia Solar – Eduardo Karrer – Presidente da MPX Soluções Integradas

Veículos Elétricos – Pietro Erber – Diretor-Presidente da Associação Brasileira de Veículos Elétricos

Smart Grid – Vitor Luiz G. Gardiman – Gerente Executivo da EDP Bandeirante

Ônibus a Hidrogênio – Júlio Antônio de Freitas Gonçalves – Diretor-Presidente da Empresa Metropolitana de Transportes Urbanos

15:30 Perguntas

15:45 Intervalo

16:00 Palestra: Ampliação da Energia Nuclear no Brasil Othon Luiz Pinheiro da Silva – Diretor-Presidente da Eletronuclear

17:00 Perguntas

17:15 Encerramento

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Oracle anuncia o Oracle® Utilities Customer Care and Billing Release 2.3

Fonte: Oracle Brasil – 20.01.2010

A Oracle anuncia a disponibilidade do Oracle Utilities Customer Care and Billing 2.3, que inclui aprimoramentos que ajudam as empresas de serviços públicos a melhorarem o atendimento ao cliente e o suporte às iniciativas de smart grid, alcançarem novos mercados e reduzirem o custo total de propriedade.

O Oracle Utilities Customer Care and Billing contribui para o gerenciamento de todo o ciclo de serviços do cliente, como conexão de serviço, gerenciamento das leituras de medições (índice e intervalos), faturamento complexo, processamento de pagamentos e cobrança de dívidas. Além disso, o produto oferece suporte a serviços de campo, gerenciamento das medições e de conservação, vendas e marketing, bem como um mecanismo de classificação muito flexível e um eficiente aplicativo de gestão de central de atendimento.

O Oracle Utilities Customer Care and Billing 2.3 ajuda a gerenciar os principais aspectos do ciclo de vida dos clientes das empresas de serviços públicos por meio dos seguintes recursos:

  • melhor atendimento ao cliente – oferece serviços de caixa com suporte a pagamentos em várias moedas;
  • suporte ampliado a iniciativas de smart grid – para auxiliar as iniciativas de smart grid, permitindo que se trabalhe com diferentes cenários de medição de rede em que o cliente obtém sua própria fonte de energia renovável;
  • conquista de novos mercados – permite que as empresas do setor público ampliem sua participação nos mercados em que atuam e conquistem novos segmentos, com a funcionalidade adicional para validação de números de identificação tributária e federal comuns na Espanha, na Argentina e em Portugal; além de oferecer mais opções de conciliação da contabilidade fiscal;
  • redução no custo total de propriedade – permite a redução de custos e esforços de implementação geral e manutenção contínua. Para tanto, a solução oferece recursos para uso imediato, como aprimoramento das funções de gestão de índices e maior automação dos processos, com o sistema configurado para oferecer melhor suporte à natureza dinâmica da classificação entre todas as jurisdições.

Citações de apoio

“Esta nova versão do Oracle Utilities Customer Care and Billing é um exemplo do compromisso da Oracle com a constante inovação. Estamos contentes em continuar aprimorando os benefícios e as opções que oferecemos aos clientes”, diz Linda Jackman, vice-presidente de Gerenciamento de Produtos Oracle Utilities da Oracle Corporation.

Recursos de Suporte

  • Oracle Utilities (em inglês)
  • Oracle Utilities Customer Care and Billing (em inglês)
  • Blog do Oracle Utilities (em inglês)
  • Canal do Oracle Utilities no YouTube
  • Oracle Utilities no Twitter
  • Oracle Utilities no Facebook

Sobre a Oracle Utilities

A Oracle Utilities oferece aplicativos testados e aprovados que ajudam empresas de serviços públicos de todos os tamanhos a alcançarem vantagem competitiva, excelência no desempenho nos negócios e redução no custo total de propriedade em tecnologia. A Oracle Utilities integra recursos de faturamento e atendimento ao cliente específicos do setor, gerenciamento de rede, de ativos e serviços e da força de trabalho móvel. As soluções abrangem programas de gerenciamento de dados de medição com recursos dos aplicativos de negócio Oracle líderes de mercado, ferramentas de Business Intelligence, middleware e tecnologias de banco de dados. O software permite que os clientes se adaptem à retirada do controle governamental do mercado com mais agilidade, atendam às exigências cada vez maiores dos consumidores e cumpram com seus compromissos de conservação ambiental. Além disso, a Oracle Utilities contribui para que os clientes se prepararem para iniciativas de medição inteligente e smart grid, que aumentam a eficiência e oferecem indicadores de inteligência cruciais, capazes de contribuir com um melhor embasamento para pessoas físicas e jurídicas tomarem decisões acertadas com relação ao consumo de água e energia. Para mais informações, visite o site www.oracle.com/goto/utilities.

Sobre a Oracle

A Oracle (NASDAQ: ORCL) é a maior empresa de software de negócios do mundo. Para obter mais informações sobre a Oracle, visite o site http://www.oracle.com.

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Projeto Inovgrid começa em Portugal com a instalação de novos medidores ainda neste mês

Fonte: Jornal de Negócios – 01.02.2010

Portugal irá começar este mês com a implementação, em larga escala, de uma rede elétrica inteligente, ou “smart grid”. Planejada desde o final de 2007, a iniciativa, a cargo de um consórcio liderado pela EDP, e constituído pela Janz, Inesc Porto, Eface e Logica, teve atrasos. Mas agora sairá do papel.

Três anos depois de ter sido anunciado, o projeto Inovgrid deverá começar a partir deste mês com a instalação de 50 mil novos medidores de energia, com funcionalidades que permitirão ao consumidor doméstico conhecer melhor os seus gastos, saber onde pode poupar e, no futuro, qual a melhor hora para vender energia à rede.

Com a “smart grid”, “o consumidor terá sempre mais liberdade de escolha, mais informação, mais capacidade de gerir a sua fatura de energia”, diz o presidente da EDP, António Mexia, em declarações ao Jornal de Negócios.

O mesmo responsável evita entrar em detalhes sobre a operacionalização que se aproxima. No ano passado estiveram em teste 600 medidores. Agora serão 50 mil, dos quais 31 mil em Évora e os restantes em Lisboa, Viana do Castelo e Cantanhede.

A fase seguinte decorrerá entre este ano e o próximo, de modo a chegar aos 600 mil consumidores residenciais. A EDP prevê cobrir a totalidade dos seis milhões de clientes entre 2011 e 2017.

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IEEE lança seu potal web para rede inteligente (smart grid)

Fonte: IEEE Smart Grid – 19.01.2010

IEEE Smart Grid trás a expertise multidisciplinar e coordenação do esforço global.

PISCATAWAY, NJ, USA, JANUARY 19, 2010 – IEEE, a maior associação mundial de profissionais técnicos, lançou hoje o IEEE Smart Grid Web Portal (http://smartgrid.ieee.org), um portal de entrada que integra inteligência, educação e informações sobre Smart Grid do IEEE e de outras fontes especializadas. O Portal Web foi projetado para fabricantes, políticos, educadores, acadêmicos, governantes, engenheiros, cientistas de computação, pesquisadores e outros interessados das indústrias de potência e energia, tecnologia da informação (IT), e comunicações.

O Portal Web IEEE Smart Grid é a primeira fase do IEEE Smart Grid, criado para reunir a ampla gama de recursos do IEEE para proporcionar especialização e orientação àqueles envolvidos no Smart Grid pelo mundo.

“Contribuições vindas das indústrias globais de potência e energia, comunicações e TI, bem como do governo e academia, são necessárias para assegurar a implementação bem sucedida do Smart Grid pelo mundo. O Portal Web IEEE Smart Grid é projetado para ser uma fonte essencial para qualquer um envolvido em Smart Grid, qualquer que seja sua indústria ou disciplina técnica,” disse Wanda Reder, presidente da Sociedade IEEE de Potência & Energia (IEEE Power & Energy Society) no período 2008-09 e presidente da Força Tarefa IEEE Smart Grid. “Com nossa incomparável diversidade de especializações, riqueza de programas e capacidade comprovada de desenvolvimento de padrões, IEEE é a entidade global evidente para assumir um papel unificador na arena mundial do Smart Grid.”

O termo “Smart Grid” refere-se à próxima geração no gerenciamento de sistemas elétricos de potência que aproveita o incrível uso de comunicações e tecnologia da informação na geração, distribuição e consumo de energia elétrica. A nova iniciativa IEEE Smart Grid irá organizar, coordenar, aproveitar e construir encima da força de várias entidades, dentro e fora do IEEE, com interesses e especialidades em Smart Grid.

“O Smart Grid é um empreendimento revolucionário, o que implica novas capacidades para comunicações e controle, integração de novas fontes de energia, geração distribuída e adoção de uma estrutura regulatória,” disse Erich Gunther, Presidente e CTO (Chief Technology Officer – Gerente de Tecnologia) na EnerNex e membro do Conselho GridWise Architecture do Departamento de Energia (DOE) dos EUA. “Implantação bem sucedida requer diversidade fenomenal de especialidade e experiência, capacidade comprovada de desenvolvimento de padrões e de visão compartilhada.”

Acrescentou Steve Diamond, membro do Conselho de Administração do IEEE e ex-presidente da Sociedade IEEE de Computação (IEEE Computer Society): “Dando a isso representação global através do espectro tecnológico, IEEE está idealmente posicionado de forma a ter liderança e coordenação do Smart Grid.”

IEEE Smart Grid aproveita o compromisso de longo prazo do IEEE para a modernização global e otimização da rede de potência para torná-la mais confiável, eficiente, segura e ambientalmente neutra. IEEE aproveita sua forte fundamentação técnica para desenvolver padrões, melhores práticas, publicações, conferências e oportunidades educacionais em Smart Grid:

  • Padrões – O IEEE tem mais de 100 padrões publicados e em desenvolvimento que são cruciais para a Smart Grid, alcançando tecnologia de controles e informação digitais, redes, segurança, confiança, avaliação, interconexão de fontes distribuídas incluindo fontes renováveis de energia para a rede, sensores, medição elétrica, Banda Larga sobre Rede Elétrica (Broadband over Power Line – BPL) e engenharia de sistemas.
  • Por exemplo, o IEEE C37.118 é o padrão que especifica como unidades de medição fasorial (phasor measurement units – PMUs) são interconectadas para ajudar o gerenciamento de sistemas de transmissão. De acordo com o DOE, $ 348 milhões de dólares do fundo de estímulo americano somados aos fundos de contrapartida totalizam $ 877 milhões de dólares que serão investidos em 11 projetos envolvendo a instalação de PMUs. Isso significa que mais de 668 PMUs usando o padrão IEEE C37.118 serão usados para melhorar interoperabilidade. Também, o grupo de trabalho IEEE P2030 está criando um guia para entendimento e definição de interoperabilidade para aplicações de usuário final em sistemas elétricos de potência, e o trabalho está em andamento para o reconhecimento formal do Protocolo de Rede Distribuída (Distributed Network Protocol – DNP3) como um padrão IEEE projetado para promover interoperabilidade em Smart Grid e outras aplicações. Mais informação em padrões aprovados IEEE Smart Grid e padrões em desenvolvimento podem ser encontrados em http://smartgrid.ieee.org/standards.
  • Conferências – o IEEE anualmente promove mais de 850 conferências pelo mundo onde informação e melhores práticas são trocadas. Nos últimos quatro anos, mais de 100 sessões técnicas sobre Smart Grid foram oferecidas. A Conferência Tecnologias Inovadoras em Smart Grid continua hoje, dia 21 de Janeiro/2010, no NIST em Gaithersburg, Md. Participantes estão discutindo aplicações de potência e sistemas de energia, segurança física e cibernética de sistemas, proteção de áreas em sistemas de energia, sensores inteligentes e infraestrutura avançada de medição (advanced metering infrastructure) e padrões Smart Grid.
  • Publicações – Próximo de 2500 artigos focando Smart Grid foram publicados em mais de 40 jornais IEEE, e o IEEE este ano irá lançar dois novos jornais multidisciplinares, “IEEE Transactions on Smart Grid” e “IEEE Transactions on Sustainable Energy.”
  • Programas educacionais – Os cursos IEEE, webinars e fóruns públicos em tecnologia e política pública em Smart Grid levam em conta as necessidades de vários públicos pelo mundo, incluindo profissionais técnicos e não-técnicos e estudantes.

Para se envolver com o IEEE Smart Grid e aprender mais sobre os aspectos técnicos e de política pública sobre Smart Grid e energia renovável, por favor visite http://smartgrid.ieee.org/get-involved.

Sobre o IEEE

O IEEE é a maior associação global de profissionais técnicos. Através dos seus mais de 375.000 membros em 160 países, IEEE é a autoridade líder em uma variedade de áreas indo de sistemas aeroespaciais, computadores e telecomunicações a engenharia biomédica, potência elétrica e eletrônicos. Dedicado ao avanço da tecnologia, o IEEE publica 30 por cento da literatura mundial em engenharia elétrica e eletrônica e no campo da ciência da computação, e desenvolveu próximo de 900 padrões em uso na indústria. A organização anualmente apóia mais de 850 conferências mundiais. Informação adicional sobre o IEEE pode ser encontrada em http://www.ieee.org/.

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Smart Grid depende de regulação

Fonte: Portal EnergiaHoje – 29.01.2010 – Anna Carolina Rodrigues

As redes inteligentes de energia – Smart Grid – no Brasil são viáveis mas deve haver um impulso da regulação, defende o chefe da Industry Business Unit Utilities da empresa alemã SAP, Stefan Engelhardt, que falou com exclusividade ao EnergiaHoje. Diversas distribuidoras brasileiras como Cemig, Light e Eletropaulo estão buscando a companhia para trocar informações sobre o tema, mas não há grandes negociações concluídas.

O executivo conta que na Suécia 100% do sistema já é smart grid pois a agência reguladora daquele país determinou que as distribuidoras deveriam visitar cada residência para fazer relatórios bimestrais sobre o consumo de energia no país. A instalação dos medidores eletrônicos acabou sendo a alternativa economicamente mais vantajosa.

Na Alemanha, a tecnologia acirrou a competitividade entre as distribuidoras. Lá, as empresas ofereceram os medidores inteligentes como bônus para atrair clientes. Vale lembrar, que na Alemanha o consumidor pode escolher seu fornecedor de energia.

No Brasil, o cenário regulatório ainda não é animador. No final do ano passado, havia expectativa que a Aneel publicasse as regras para a instalação de medidores eletrônicos residenciais, o que poderia dar um impulso neste mercado. Mas a resolução acabou não sendo publicada, e não existe uma data certa para isso, embora o mercado aguarde-a para este ano. A expectativa é que 63 milhões de medidores sejam substituídos nos próximos dez anos. A agência estima investimentos de R$ 12,6 bilhões na substituição dos equipamentos, com custo médio de R$ 200 por peça.

Luz para alguns

O fato de ainda milhares de brasileiros não terem energia não desanima o executivo. Ele cita o exemplo de países como a Índia, em que o fornecimento de energia é precário, mas que já adota a tecnologia em algumas regiões do país.

Engelhardt ressalta que os medidores eletrônicos podem ainda combater um dos principais problemas do setor elétrico brasileiro, os furtos de energia. Além disso, permitem o armazenamento centralizado de dados do sistema elétrico.

O maior obstáculo atualmente para implementação do smart grid no Brasil é o custo. As empresas temem repassar os gastos para o consumidor. Engelhardt acha que se houver resultados e benefícios, o consumidor não se incomodará em pagar mais, mas é preciso pensar a longo prazo.

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Medidores eletrônicos de energia ajudam distribuidoras

Fonte: DCI – 29/01/2010

SÃO PAULO – A substituição de medidores eletromecânicos por eletrônicos, apesar da resistência de muitos consumidores, tem gerado resultados altamente positivos para as distribuidoras de energia, principalmente os relacionados a perda e furto de energia. Pioneira nesse processo, a Ampla, do Rio de Janeiro, controlada pelo Grupo Endesa, já investiu R$ 350 milhões na modernização da rede e tem apurado uma economia de R$ 250 milhões ao ano com a redução de perdas e furtos.

Já a Companhia Energética de Brasília (CEB), ainda sob controle estatal, automatizou a medição de 1.800 grandes consumidores do Distrito Federal, entre eles o Palácio do Planalto e todos os ministérios. Com a medida, reduziu em 1 ponto percentual o nível de perdas em 2009.

Os medidores eletrônicos possuem chips que armazenam e enviam remotamente as informações de cada cliente para a central de dados da distribuidora. O sistema também permite, por exemplo, que a empresa corte ou religue o fornecimento remotamente sem a necessidade de deslocamento de equipe.

Com uma cobertura de mais de 70% do Estado do Rio de Janeiro, a Ampla foi uma das pioneiras na troca dos medidores de energia em baixa tensão. Os testes foram autorizados pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) em 2005, quando o índice médio de perda de energia no estado era de 25%. “Em algumas regiões, o furto de energia, os ‘gatos’, chegava a 80%”, conta André Moragas, diretor de Relações Institucionais da Ampla. “Com os novos medidores eletrônicos, caiu para 2% em algumas regiões. Atualmente, a média do estado é de 20%.” Cerca de 300 mil clientes da distribuidora possuem hoje a medição eletrônica.

Antes do uso dos novos medidores, a Ampla precisou remodelar a rede elétrica elevando a rede secundária (baixa tensão) até o nível de rede primária (média tensão), com a utilização de um cabo pré-reunido. Ambas, agora ficam a 10 metros do solo, o que dificulta as ligações clandestinas.

Moragas explica que, apesar da resistência inicial dos clientes, o processo já se consolidou e, em 2010, será expandido para outros 50 mil pontos. “Atuamos com duas plataformas: uma tecnológica e outra de educação para a cidadania”, afirma.

Resistência

Luiz Carlos Rusky, gerente de Medição e Fiscalização da CEB, também espera encontrar uma certa resistência na segunda fase do processo de substituição de medidores, que envolverá 6.000 pontos que consomem 3.000 KW/h em média, por mês. “Nesse segmento, são encontradas muitas irregularidades”, explica Rusky. Na primeira etapa do processo, que envolveu os grandes consumidores de alta tensão, foram investidos R$ 3 milhões. Na próxima etapa, serão aplicados cerca de R$ 10 milhões. “Estamos realizando a licitação para a instalação dos equipamentos que já foram comprados”, conta Rusky.

De acordo com dados fornecido da CEB, o tempo médio de retorno do investimento será de sete meses para o grupo de seis mil unidades. A partir da análise dos dados disponíveis nos primeiros 18 meses após a instalação dos novos equipamentos de medição, em 349 consumidores, foi constatado o acréscimo de energia agregada na ordem de 70 GW/h, o que corresponde ao incremento de receita líquida em R$ 14 milhões. A geração de receita extra prevista em cinco anos é de R$ 126 milhões.

A medição eletrônica é um dos componentes das chamadas redes inteligentes (smart grid), tecnologias envolvidas diretamente no conceito de eficiência energética. De acordo com Cyro Bocuzzi, especialista no tema e ex-vice-presidente da Eletropaulo, “smart grid é um conceito que mudará – em alguns lugares do mundo, já está mudando – os paradigmas do setor elétrico, como se a eletricidade saísse da era analógica e entrasse na digital.”

Exemplo disso é que, na próxima semana, a Eletrobras realiza um seminário para divulgar o processo de automação da medição de consumo de suas distribuidoras. O próximo passo dessa transformação já está sendo discutido pela Aneel: a tarifação com descontos progressivos de acordo com o horário de utilização da energia elétrica.

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Investimento necessário para instalação de rede inteligente de energia poderá chegar a R$ 30 bilhões

Fonte: Blog do Guillherme Barros – 28/01/2010

O Brasil terá de investir até R$ 30 bilhões para implantar uma rede de energia elétrica inteligente com maior eficiência do sistema e menor risco de panes. A estimativa é da consultoria Andrade & Canellas, especializada no setor elétrico.

Para o presidente da empresa, João Carlos Mello, a tendência mundial é na direção de redes de transmissão inteligentes, que atuem de acordo com as necessidades dos consumidores.

“O caminho é longo e depende de muitos atores. O primeiro passo é a instalação de medidores eletrônicos, atualmente em fase de aprovação pela Aneel”, afirmou.

Depois, segundo Mello, o País precisa elaborar um plano de negócios para dar continuidade à modernização do sistema.

“O smart grid vai ser calmamente instalado no Brasil, alterando a relação varejo e atacado. No cenário ideal, o consumidor, assim como na telefonia, poderá escolher vários tipos de tarifas”, disse.

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UIT ratifica o G.hn, novo padrão das redes com fio

Fonte: e-Thesis – 27/01/2010

A União Internacional das Telecomunicações (UIT) ratificou o componente final da próxima geração de redes com fio – o padrão G.hn – numa recente reunião em Genebra, o que permite aos fabricantes de semicondutores iniciar produção a ser entregue no mercado. Na reunião, o Data Link Layer (DLL) obteve a adesão ao protocolo de camada física e de coexistência, para completar o nível. O perfil de Smart Grid também avançou no âmbito da UIT com o novo padrão, especificamente para uso em aplicações de baixa complexidade, incluindo o controle de origem e para automóveis, onde o G.hn agora pode ser usado no plug-in de veículos elétricos.

“É emocionante ver como rapidamente o padrão G.hn evoluiu para atender as necessidades de um mercado muito dinâmico”, disse Matthew Theall, presidente da HomeGrid Forum. “O padrão G.hn foi originalmente visto como uma tecnologia de rede multimídia, e foi desenvolvido para resolver essa oportunidade de mercado significativa. Agora, graças à colaboração de toda a indústria, da UIT e de empresas associadas HomeGrid, o G.hn é capaz de resolver ampla gama de aplicações e tem o potencial para permitir milhares de milhões de dispositivos de consumo, computadores, produtos de gerenciamento de energia, e até mesmo automóveis com a conectividade da próxima geração”.

O G.hn visa unificar as redes de conteúdo e dispositivos em qualquer rede cabeada, seja linha telefônica, linha de alimentação ou cabo coaxial, permitindo que os prestadores de serviços implantem novas ofertas (incluindo IPTV) com melhor custo-benefício, enquanto fabricantes de eletrônica de consumo poderão desenvolver dispositivos poderosos para conectar todos os tipos de entretenimento, automação doméstica e produtos de segurança em toda a casa. Além disso, os dispositivos de Smart Grid, tais como contadores de eletricidade, aquecimento e ar condicionado, aparelhos elétricos e sistemas de iluminação também devem ser beneficiados pelo novo padrão.

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O que vai alimentar os carros do futuro?

Fonte: Inovação Tecnológica – Elisabeth Jeffries – 22/01/2010

Indo direto ao ponto: as baterias de hoje são inadequadas para uso nos carros elétricos. Mas cientistas e engenheiros não estão parados à beira do caminho. (Imagem: Green Car Initiative)

A deficiência das baterias

O lançamento do primeiro carro híbrido, o Toyota Prius, em 2001, já é um fato histórico. A história agora se renova com a estreia no mercado dos primeiros carros elétricos esportivos Tesla.

Mas esses sucessos não podem encobrir um “detalhe” nada desprezível: a tecnologia das baterias que estes carros utilizam ainda necessita de melhorias significativas para atender às exigências que os veículos encaram no dia a dia.

O fato é que as baterias de íons de lítio (Li-Ion) dos melhores laptops permitem que eles funcionem por uma hora e meia antes de exigirem uma recarga, que dura duas horas ou mais. E um computador portátil, mesmo podendo ser carregado, funciona parado, é um equipamento estacionário – portanto, com fácil acesso a uma tomada. Já um carro é projetado para cumprir suas funções em total mobilidade.

Indo direto ao ponto: as baterias de hoje são inadequadas para aplicações automotivas.

Baterias tão caras quanto o carro

Ainda há muito trabalho a fazer para que as baterias de lítio tornem-se capazes de alimentar carros urbanos a preços razoáveis. Como o porta-voz da Daimler AG, Matthias Brock, faz questão de salientar, “a questão dos custos é primordial e a bateria é uma parte importante do preço de um carro [elétrico]. Para sermos competitivos, precisamos reduzir o preço das baterias, mas isso ainda vai levar alguns anos.”

De acordo com Paul Nieuwenhuis, especialista em indústria automotiva na Universidade de Cardiff, no Reino Unido, a bateria de um carro híbrido padrão custa cerca de 17.000 euros (cerca de US$25 mil ou R$43 mil), o mesmo montante necessário para construir todo o restante do carro.

“Pode-se supor que, por volta de 2020 e com produção em massa, o custo das baterias terá caído pela metade. Essa produção em massa vai começar com os híbridos plug-in – carros híbridos recarregáveis através de uma tomada elétrica comum -, mas veículos elétricos a bateria “puros” também vão se beneficiar,” diz ele.

Células de combustível de óxido sólido. Pesquisadores já conseguiram reduzir a temperatura de funcionamento dessas células a hidrogênio em 100 ° C. (Imagem: CNRS Photothèque/François Jannin)

Baterias confiáveis

Antes disso, esses veículos devem ganhar velocidade, potência e autonomia. Neste momento, poucos veículos elétricos são capazes de viajar mais do que 60 km com uma única carga. Além disso, muitos desses modelos usam baterias de hidreto metálico de lítio (NiMH).

“Estas são as baterias convencionais para os carros elétricos e são perfeitamente funcionais”, insiste Saiful Islam, da Universidade de Bath, também no Reino Unido. O que é verdade, já que é nelas que se baseiam o Mercedes-Benz Smart Car ou o próprio Toyota Prius.

Neste momento, as baterias NiMH são mais confiáveis e mais baratas do que as baterias de íons de lítio.

No entanto, como explica Saiful Islam, “as baterias de íons de lítio oferecem outros benefícios, particularmente em termos de densidade de energia, que é muito maior para a mesma massa.” Esta capacidade pode ter um impacto significativo sobre o peso das baterias e sobre a capacidade de armazenamento de cada uma das pequenas células que as compõem.

De acordo com Peter Bruce, um especialista em armazenamento de energia na universidade escocesa de St. Andrews, uma bateria Li-ion produz de três a quatro volts por célula, contra um pouco mais de dois volts por célula nos outros tipos. Isto permite reduzir o número de células na bateria e aumentar a densidade de energia. Mas adaptar esse potencial para o uso em massa exige também a melhoria do desempenho de vários outros componentes das baterias.

Contudo, as atuais baterias de íons de lítio têm um grande problema: a falta de confiabilidade. Alguns fabricantes viram seus produtos explodirem em notebooks e telefones celulares. Esse cenário deve ser evitado a todo custo no caso de um veículo em movimento. “Novos materiais são a chave para o progresso nesta área,” prevê Saiful Islam.

Separadores de cerâmica

O Separion é formado parcialmente por compostos de cerâmica, que são duros, mas ainda suficientemente flexíveis para permitir a perfuração de pequenos poros através dos quais os elétrons podem fluir. (Imagem: Evonik Degussa)

A empresa química alemã Evonik Degussa GmbH está tentando resolver este problema através do projeto Li-Tec, o resultado de uma parceria comercial com a Daimler AG.

Os engenheiros da Evonik desenvolveram um novo material chamado Separion® para produzir o filme separador, que é um dos principais componentes das baterias. Como o próprio nome sugere, ele separa os dois eletrodos, o anodo (+) e o catodo (-), através dos quais circula o fluxo de íons de lítio, e, portanto, a corrente elétrica. Uma das funções do separador é evitar curtos-circuitos, sendo ao mesmo tempo suficientemente permeável e poroso para permitir a passagem dos íons em movimento.

Os separadores são geralmente compostos de membranas de polímeros semipermeáveis, à base de polietileno ou polipropileno. Mas estes materiais são inflamáveis e só são estáveis até 140 °C. No caso de um excesso de carga, o separador pode superaquecer, derreter e provocar um curto-circuito, eventualmente ocasionando uma explosão.

A inovação da Evonik foi a introdução de separadores formados parcialmente por compostos de cerâmica, que são duros, mas ainda suficientemente flexíveis para permitir a perfuração de pequenos poros através dos quais os elétrons podem fluir.

A ideia não é nova, mas a Evonik resolveu algumas de suas limitações. “As cerâmicas eram muito frágeis e, portanto, era difícil usar um separador exclusivamente composto por este material”, diz Volker Hennige, diretor do projeto Li-Tec. Os engenheiros então inventaram um novo material compósito no qual um polímero não-tecido serve como substrato de apoio e é misturado com pó de cerâmica.

“Em células pequenas, como as de um laptop, você pode usar 100% membranas de polímeros, já que não há nenhum problema sério de segurança. Este problema surge apenas com as células maiores, que são essenciais para fabricar carros elétricos a preços competitivos,” diz Volker Hennige.

Novas tecnologias das baterias de lítio

Diagrama da bateria a ar tipo STAIR. O oxigênio do ar reage com íons de lítio no interior do material poroso de carbono para liberar as cargas elétricas. (Imagem: University of St Andrews)

O atual modelo do novo Roadster, o carro elétrico esportivo da Tesla, um fabricante localizado na Califórnia (EUA) também contém milhares de pequenas células, em vez de um pequeno número de células maiores, principalmente para reduzir o risco de uma explosão nas baterias. Esta preocupação com a segurança reflete-se parcialmente no preço do carro: mais de US$120.000,00.

“Os materiais usados até agora para o catodo impedem a produção de baterias em grande escala,” diz Saiful Islam. Um dos objetivos das pesquisas é projetar catodos capazes de armazenar mais energia por meio do aumento do seu teor de lítio. E isso exigirá a utilização de novos materiais.

Em uma bateria Li-ion, quando os dois eletrodos são conectados ao circuito, libera-se energia química. Os íons de lítio fluem do catodo para o anodo quando a bateria estiver sendo carregada, e do anodo para o catodo durante a descarga.

Quando o anodo é feito de grafite, o catodo é composto principalmente por uma camada de óxido metálico, como o óxido de lítio-cobalto, ou de materiais baseados em poliânions, como o fosfato de ferro-lítio ou espinelas de óxido de magnésio e lítio. Desses materiais, o óxido de lítio-cobalto é o mais comum.

No entanto, como salienta Saiful Islam, “o cobalto traz problemas de preço e toxicidade”.

Para substituir o óxido de cobalto e permitir o desenvolvimento em grande escala de baterias para aplicações automotivas, os cientistas têm concentrado seus esforços nos óxidos à base de ferro, níquel ou manganês, assim como nos catodos de fosfato de ferro-lítio (LiFePO4). Este último apresenta uma maior resistência ao calor e às correntes elétricas de alta intensidade.

Pesquisas ainda mais futuristas estão tentando livrar-se totalmente do catodo de cobalto, em uma bateria de lítio-ar na qual o lítio entra no eletrodo e reage com o oxigênio para formar óxido de lítio.

Os primeiros resultados sugerem que esta abordagem torna possível armazenar mais energia do que com as baterias tradicionais de íons de lítio. Peter Bruce fala em até 5 ou 10 vezes mais – veja detalhes em Bateria a ar pode durar 10 vezes mais que baterias de lítioBateria de ar-silício é a mais nova opção para armazenamento de energia.

Investimentos nos carros elétricos

Deverá levar mais uma década até que a tecnologia dos veículos elétricos possa competir com as vantagens da tecnologia dos motores de combustão interna. (Imagem: Green Car Initiative)

As pesquisas atuais parecem promissoras, ainda que leve mais uma década até que a tecnologia dos veículos elétricos possa competir com as vantagens da tecnologia dos motores de combustão interna. Mas os esforços estão agendados.

Em março de 2009, a Comissão Europeia destinou um bilhão de euros para o desenvolvimento de carros verdes como parte do Green Cars Initiative, que é parte integrante do seu plano de recuperação econômica pós crise financeira. Uma parcela desses recursos foi destinada para as pesquisas de baterias de alta densidade, motores elétricos, redes de distribuição de eletricidade inteligentes e sistemas de recarga de veículos.

Segundo um estudo realizado pelo banco HSBC, governos de todo o mundo estão fornecendo € 12 bilhões em estímulos para veículos com baixas emissões de carbono. A maior parte desse montante foi destinada à pesquisa e desenvolvimento de baterias mais leves e carros híbridos plug-in, bem como em créditos ou restituições de impostos para consumidores que comprarem veículos novos e de baixa emissão.

Mas é preciso fazer ainda mais. Segundo Lew Fulton, especialista da Agência Internacional de Energia (AIE), se conseguirmos reduzir o custo das baterias para € 380 por kilowatt/hora, um carro híbrido conectado à rede elétrica, com um alcance de 50 km, custaria apenas cerca de € 3.000 a mais do que um modelo híbrido não-conectado – no qual a bateria é recarregada pelo motor a combustão e pela energia regenerativa dos freios.

“Colocar na estrada 2 milhões de carros híbridos conectados ao ano até 2020 exigiria, portanto, um custo adicional de € 8 bilhões por ano. As pesquisas de baterias e veículos elétricos em geral deverão custar outras várias centenas de milhões de euros por ano se pretendermos desenvolver também carros elétricos puros,” disse Lew Fulton.

O desafio da eletricidade para os carros elétricos

Desenvolver sistemas de transmissão e distribuição de eletricidade adaptados à era dos carros elétricos e híbridos é outro desafio.

Será necessário aumentar a capacidade de produção de energia? Poderia o desenvolvimento de uma rede inteligente de distribuição de energia – usando a tecnologia da computação para monitorar o consumo minuto a minuto – ser suficiente para abrir o caminho para uma utilização ampla dos veículos elétricos?

Recarregar carros acionados por energia elétrica irá, certamente, aumentar a demanda de energia. Mas estes carros também poderão ser utilizados para injetar eletricidade de volta na rede. Uma vez que isto já é possível com as baterias de chumbo, seria fácil estabelecer uma interligação entre a rede de eletricidade e a frota de carros elétricos.

Três rotas paralelas

A inovação tecnológica, combinada com o crescimento a longo prazo nos preços do petróleo, sem dúvida anuncia mudanças à frente nas tecnologias automotivas. (Imagem: Green Car Initiative)

Qualquer que seja a perspectiva que se adote, o desenvolvimento futuro dos veículos elétricos é uma meta muito ambiciosa e vai exigir, em primeiro lugar, enormes investimentos.

Na Europa, uma parte do financiamento para o Green Cars Initiative é também dedicada a criar motores a combustão mais limpos e eficientes, o que é, sem dúvida, um caminho mais fácil de seguir. Mesmo assim, muitos fabricantes de automóveis abraçaram o conceito dos carros elétricos.

Matthias Brock, da Daimler AG prevê a criação de três rotas: “Os carros elétricos poderiam ser usados na cidade, dada a sua autonomia mais limitada. Para distâncias maiores, os motores de combustão interna continuarão sendo a forma mais popular de transporte. Mas também estamos dando atenção às células de combustível por causa de sua neutralidade total de emissões de carbono.”

A General Motors também adotou a ideia de carros elétricos. Apesar da crise, a empresa está planejando lançar na Europa um novo veículo híbrido, chamado Opel Ampera, já em 2011. “A produção do Ampera irá em frente aconteça o que acontecer”, diz Craig Cheetham, porta-voz da montadora americana.

O aumento das vendas e a melhoria da imagem da Toyota desde o lançamento do Prius certamente deu água na boca da GM. Este ingrediente inovador, que está atraindo a atenção em todos os salões de automóveis ao redor do mundo, combinado com o crescimento a longo prazo nos preços do petróleo, sem dúvida, anuncia mudanças à frente.

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AMPLA E LIGHT INSTALAM MEDIDOR DIGITAL ENQUANTO AGUARDAM LEI

Fonte: AGÊNCIA ESTADO

São Paulo, 18 – A regulamentação do serviço pré-pago de energia desperta o interesse de outras distribuidoras além do Grupo Rede. É o caso da concessionária fluminense Ampla, primeira a usar a medição centralizada e o sistema pré-pago no Brasil. Entre 2003 e 2009, a distribuidora já conectou 300 mil unidades consumidoras (12% dos clientes) aos medidores digitais. “Nesse período, as perdas de energia caíram de 25% para 20%”, revela o diretor de Relações Institucionais da Ampla, André Moragas. Apesar dos benefícios, os projetos da companhia mostraram que a adoção de novas tecnologias pode sofrer uma grande resistência inicial dos consumidores.

Adquirida em 1997 pela espanhola Endesa (hoje, sob controle da italiana Enel), a distribuidora praticou até 2002 ações tradicionais para a redução das perdas totais. Moragas conta que, nesse período, as perdas caíram de 29% para 25%. “A partir de 2003, sentimos a necessidade de um salto tecnológico para que o nível de perdas continuasse decrescendo”, explica. Foi a partir disso que a Ampla resolveu apostar, inicialmente, na medição centralizada. A empresa foi pioneira no conceito de alterar a topologia da rede, deslocando os cabos de baixa tensão para uma altura um pouco superior da média tensão, a uma distância de 10 metros do chão.

Com a blindagem da rede, a segunda etapa do projeto foi a medição centralizada. “Sabíamos que o furto de energia migraria para o medidor com impossibilidade de fraudar a rede”, afirma. Para realizar o projeto e instalar a caixa com o conjunto de medidores no topo dos postes, a Ampla obteve autorização da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Moragas conta que o uso do medidor digital permitiu à empresa constatar que a premissa de que o cliente furta a energia elétrica por não ter condições de pagar à concessionária não é totalmente verdadeira.

“Ao receber a primeira conta após ser regularizado, o consumidor tem um susto. Mas ao longo do tempo é possível verificar uma redução nos valores”, diz. O executivo revela que o consumo de clientes irregulares caiu entre 50% e 60% após a legalização. Juntamente com a instalação do medidor digital, a Ampla desenvolveu ações de eficiência energética nas comunidades, com vistas a educar os clientes para evitar o desperdício. “A questão das perdas em nossa rede é fundamental. Cada ponto porcentual que recuperamos representa uma receita adicional de R$ 40 milhões a R$ 50 milhões”, justifica o diretor de Relações Institucionais.

O impacto da regularização não foi bem digerido por alguns consumidores, assustados com os altos valores da conta de luz. A mobilização social gerou a instalação, em 2007, de uma CPI na Assembleia Legislativa do Rio de Janeiro contra a medição centralizada. “A regularização dos clientes provocou um salto na conta de luz, gerando uma sensação de revolta”, afirma o sócio da BR Investimentos e ex-diretor-geral da Aneel, Jerson Kelman, que comandava a agência na época da CPI. Os deputados acusaram a Aneel, a Ampla e o Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial (Inmetro) pelos supostos prejuízos aos consumidores.

“Acreditávamos tanto na tecnologia que nos comprometemos a desconsiderar a conta de luz do primeiro mês e faturarmos com base na média dos últimos três meses para o consumidor que reclamasse. Como contrapartida, fiscalizaríamos esse consumidor”, diz Moragas. Ao final, apenas 1% das 300 mil unidades consumidoras conectadas ao medidor digital questionaram a empresa, sendo que nesses casos foi constatada a existência ligações irregulares. “A CPI apenas postergou o projeto, porque o Inmetro adotou uma postura mais cautelosa diante das acusações e exigiu novas certificações para homologar os equipamentos”, acrescentou.

A partir de 2006, a Ampla iniciou os testes com o serviço pré-pago de energia com 500 clientes dos municípios de São Gonçalo, Caxias, Magé, Niterói, Itaboraí e Maricá. “Vislumbramos no pré-pago uma medida para reduzir a inadimplência”, justifica Moragas. O executivo afirma que do universo de 2,5 milhões de clientes da empresa, 800 mil consumidores são classificados como baixa renda. “Muitos não possuem uma renda fixa. O pré-pago seria uma maneira mais flexível de comprar energia, adequando o consumo à renda dos nossos clientes”, justifica. A Ampla também obteve autorização da Aneel para desenvolver este projeto-piloto.

Mas os problemas começaram logo que os primeiros cortes de fornecimento ocorreram. Muitos consumidores entraram na justiça para recuperar o suprimento, derrotando a Ampla. “Os juízes decidem à favor de um único consumidor em prejuízo a toda coletividade”, critica Kelman. Segundo Moragas, a expansão do serviço pré-pago no País, a exemplo do que já existe no setor de telefonia, depende da regulamentação das regras de interrupção pelo regulador e da flexibilização do procedimento para a compra dos créditos. “Hoje, o consumidor precisa ir à loja adquirir os créditos, tendo que assinar sempre um termo de compra”, explica.

Com a homologação definitiva do Inmetro em julho de 2009, a Ampla retomou os planos de instalar os medidores digitais em sua área de concessão. Para 2010, a meta é instalar 50 mil unidades. Entre 2003 e 2009, a empresa já investiu R$ 300 milhões na blindagem da rede e nos medidores. “Agora, a expansão do serviço pré-pago está em stand-by e depende de uma regulamentação”, afirma Moragas. O executivo disse que é do interesse da Ampla esse novo sistema porque os dados mostram que o consumidor rapidamente se acostuma com o serviço e que o nível de corte de fornecimento tende a ser menor do que na modalidade pós-paga.

Light

A Light (RJ) é outra distribuidora que avança no uso de medidores digitais. Com uma perda total de 21%, sendo 15 pontos porcentuais de perdas comerciais, a companhia adota estratégias distintas em sua área de concessão. Em locais de alto poder aquisitivo, a Light optou por instalar os medidores digitais individuais nas unidades consumidoras, alcançando 40 mil clientes. “Entre janeiro de 2008 a dezembro 2009, reduzimos as perdas totais desses consumidores de 25% para 9%, e temos a meta de chegar a 2%”, diz o superintendente de recuperação de energia da Light, José Geraldo Pereira. Nas áreas de maior risco do Rio, a empresa instala os medidores individuais à medida que o Estado retoma a sua presença nas comunidades.

O conceito de medição centralizada foi aplicado pela empresa nas regiões baixa renda de sua área de concessão, como a Baixada Fluminense. Até o momento, a companhia instalou 40 mil medidores digitais nessas localidades e pretender instalar mais 120 mil neste ano, diante da homologação dos equipamentos pelo Inmetro. “Temos como meta reduzir as perdas totais de 40% para 5% nessas regiões”, afirma o executivo. Para tanto, a Light pretende instalar 100 mil medidores por ano até 2013. “A regularização dos clientes beneficia a todos, inclusive o Estado. Se o nosso faturamento cresce, aumenta a arrecadação de impostos”, justifica.

Além da medição centralizada, o executivo diz que o serviço pré-pago é uma boa opção para o setor elétrico. Pereira, no entanto, afirma que a Light não deve investir no serviço até que a tecnologia seja regulamentada. Em 2009, a concessionária destinou cerca de R$ 180 milhões a iniciativas de combate às perdas. Para 2010, a meta é aportar R$ 190 milhões. No ano passado, a empresa deixou de faturar R$ 700 milhões por conta das perdas comerciais.

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