Fonte: Último Segundo em 25/09
O smart grid deve revolucionar a forma de gerar e distribuir energia para os consumidores, e a CPFL Energia já participa do desenvolvimento de estudos visando a adoção da tecnologia em suas redes de distribuição. Mas o diretor de Engenharia da empresa, Rubens Bruncek, avalia que é limitado o potencial de curto prazo para o uso dessa tecnologia no País, sendo factível sua aplicação, no momento, para a redução das perdas comerciais e para a melhoria da qualidade do fornecimento de energia.
“Estamos acompanhando as experiências internacionais sobre o tema, porque essa área evolui constantemente,” afirmou o executivo.
A CPFL Energia foi a primeira empresa da América Latina a aderir na Global Intelligent Utility Network Coalition, criada pela IBM em 2007. Esse grupo conta com empresas de várias partes do mundo, como Estados Unidos, Dinamarca, Índia e Austrália, com o objetivo de desenvolver estudos que permitam a aplicação do smart grid nas redes. “O grande estímulo ao uso dessa tecnologia nesses países é a necessidade de redução da emissão dos gases de efeito estufa”, explica o executivo, lembrando que, na União Europeia, há uma regra, a 20/20/20, que prevê a diminuição das emissões de gás carbônico (CO2) em 20%, a redução do consumo de energia de 20% e a participação das energias renováveis em 20% até 2020.
Segundo Bruncek, é justamente esse apelo inicial que limite o potencial de uso, no curto prazo, do smart grid no Brasil. O executivo lembra que o País já possui uma matriz elétrica altamente limpa e renovável por conta da geração de energia a partir das hidrelétricas. “Nesse contexto, o uso da tecnologia no País tem como principal argumento agregar ganhos de produtividades às concessionárias”, explica o diretor da CPFL Energia. É sob este aspecto que a companhia, a maior holding privada do setor elétrico brasileiro, acompanha os estudos feitos no grupo.
O executivo aponta dois usos em que o smart grid pode prover ganhos às concessionárias: combate às perdas comerciais e automação das redes elétricas. Mas mesmos nesses casos os benefícios variam para cada distribuidora. Bruncek diz que a instalação de medidos eletrônicos para a redução dos furtos e fraudes de energia só é vantajosa para as concessionárias com elevados índices de perdas comerciais – como na Light, na Ampla e Celpa. “Em empresas com taxas elevadas, vale a pena. Mas em casos com índices baixos, como o nosso, a redução obtida não compensa o investimento na substituição dos medidores”, justifica.
A substituição dos medidores, inclusive, é um dos entraves para tornar viável a aplicação de tarifas de energia diferenciadas por horário, como almeja a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). “O Brasil possui 65 milhões de medidores. A troca em massa poderia encarecer as tarifas. Até porque muitos equipamentos não foram nem amortizados”, justifica. Além disso, o custo de um novo medidor eletrônico é muito superior aos modelos atuais, que são analógicos. O diretor da CPFL afirma que a empresa vem acompanhando as discussões em curso na Aneel, mas considera inviável a adoção de tarifas diferenciadas no curto prazo.
No caso da automação das redes, o executivo avalia que as tecnologias smart grid permitirão as concessionárias otimizar a operação de suas malhas de distribuição. Hoje, uma parcela dos equipamentos já é operada remotamente pelas empresas em seus centros de operação. Mas Bruncek conta que muitos itens da rede, como as chaves, poderão ser automatizados.
Além de ampliar a produtividade das distribuidoras, os consumidores também terão ganhos porque as empresas terão condições de atender mais rapidamente os problemas na rede. Isso porque muitos procedimentos feitos manualmente pelas equipes de manutenção poderão ser feitos pelos centros de operação remotamente. “Se tudo estivesse automatizado, o centro de operações teria condições de reconfigurar a rede em questão de segundos, reduzindo os prejuízos aos clientes”, disse. Bruncek pondera que o grande desafio para a automação das redes elétricas está na confiabilidade dos equipamentos, dado que os investimentos são extremamente elevados.
O executivo, porém, não se mostra otimista com outras aplicações do smart grid, como a fatura remota da conta de luz dos consumidores. Bruncek explica que o procedimento atual, no qual os leituristas efetuam a medição do consumo nas casas dos clientes e enviam os dados para as concessionárias, é extremamente econômico. “O custo disso fica abaixo de R$ 0,50 por consumidor”, justifica. Para que o faturamento remoto seja viável, o sistema de comunicação entre os medidores e as distribuidoras deve ser barato, o que ainda não é. “Não queremos aumentar os nossos custos. Precisamos, sim, obter ganhos de performance”, justifica.
Nem a transmissão de dados via rede elétrica, a chamada Power Line Communication (PLC), desperta muito interesse da CPFL Energia. O executivo afirma que essa tecnologia demanda uma série de adaptações na rede elétrica para que o sinal seja transmitido pelos fios, e que as empresas de telecomunicação já possuem sua própria infraestrutura de cabos para chegar aos clientes. “As operadoras já possuem infraestrutura para fornecer o acesso à internet aos clientes. Por que deixarão isso de lado para usar as nossas redes?”, questiona Bruncek.
O diretor da CPFL explica que o PLC pode ser atrativo para alguns nichos de mercado. Como exemplo, cita prédios residenciais antigos em que os cabos de telecomunicação não puderam ser instalados. “Em uma situação como essa, pode compensar. Mas é algo secundário. As tecnologias emergentes são fibra óptica e as redes sem fio”, conclui.
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