IBM anuncia POWER7 para gerenciar o crescente volume de transações das empresas

9 de março de 2010 — Márcio Alcântara

Fonte: IBM – 08.02.2010

A IBM anuncia novos sistemas POWER7™ desenvolvidos para gerenciar uma alta variedade de aplicativos, desde redes elétricas inteligentes até ferramentas de análise de dados em tempo real. As novas tecnologias são indicadas para empresas que trabalham com um elevado volume de transações simultâneas, como prestadores de serviços de utilidade pública, seguradoras ou cadeias de suprimento, e que necessitam de análises e gerenciamento precisos de suas informações.

O Brasil será um dos países a fabricar o Power 7, o que demonstra o comprometimento e investimento da IBM em mercados emergentes. A produção acontecerá nas instalações da Flextronics, parceira internacional da IBM para manufatura de equipamentos. As máquinas fabricadas localmente serão destinadas ao mercado nacional, mas eventualmente poderão ser exportadas para outros países da América Latina.

“Ao trazer para o Brasil a manufatura do Power 7 pretendemos otimizar o custo do produto final e o tempo de importação destes equipamentos, tornando-os mais acessíveis ao mercado, além de reforçar nosso compromisso com o mercado brasileiro”, afirma Maurício Conceição, Executivo de Power Systems da IBM Brasil. A produção terá início com as famílias de produtos High-End e Midrange a partir do segundo trimestre de 2010.

Os novos sistemas POWER7 são capazes de gerenciar milhões de transações simultâneas em tempo real, tecnologia necessária, por exemplo, à implementação de redes elétricas inteligentes que necessitam de dados atualizados a cada minuto. Uma empresa de energia que apresenta dados de medição de consumo para seus clientes na Web pode integrar um conjunto de sistema de servidores POWER7 aos seus medidores conectados à internet, monitorando o uso de energia de milhões de lares por minuto em uma rede inteligente.

A IBM anuncia quatro novos sistemas POWER7 com inovações tecnológicas que proporcionam redução no consumo de energia das máquinas e aumento no poder de processamento. Em relação ao seu antecessor, o Power 6, os novos sistemas podem oferecer um desempenho até quatro vezes maior e capacidade de virtualização expandida – suporta 1.000 servidores virtuais ou “partições” em um único sistema. Na prática, isso permite que um único servidor de maior porte faça o trabalho de até mil servidores menores com equilíbrio de carga entre eles, aumentando o desempenho e utilização dos servidores virtualizados. Os novos sistemas Power 7 incluem os servidores IBM Power® 780, Power 770, Power 755 e Power 750 Express. São tecnologias de servidores de ponta e sistemas de médio porte de 64 núcleos (Power 780 e Power 770) e 32 núcleos (Power 755) capazes de otimizar as cargas de trabalho. O Power 770, por exemplo, utiliza até 70% menos energia que seu antecessor, o IBM Power 570. As ofertas também incluem o novo software de gerenciamento IBM Systems Director Express (edições standard e enterprise) que oferece capacidades avançadas para gestão de virtualização do VMControl – tecnologia que permite que um conjunto de servidores Power sejam gerenciados em um único sistema, proporcionando redução da complexidade e custos com gerenciamento.

Sobre os sistemas IBM Power

O processador Power é a plataforma líder em eficiência para virtualização e consolidação de servidores do mercado – ferramentas inteligentes que reduzem espaço físico e os custos de energia do data Center. O movimento do mercado comprova a liderança da plataforma Power no segmento de servidores Unix – inúmeros clientes em todo o mundo têm migrado suas aplicações Unix para a plataforma Power. Na última década, cerca de 10% do total investido em servidores passou das mãos da SUN e HP para a tecnologia IBM Power Systems. Nos últimos três anos, mais de 1750 empresas em todo o mundo utilizaram o serviço do Migration Factory para migrarem suas tecnologias para plataforma Power.

Os sistemas IBM Power rodam em sistemas operacionais AIX, Linux e IBM i. Para mais informações, visite: http://www.ibm.com/systems/power/

Sobre a IBM

Para mais informações sobre a IBM, visite http://www.ibm.com/br

IBM no Twitter: http://twitter.com/ibmbrasil

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Redes elétricas inteligentes e a racionalização do uso de energia. Entrevista especial com Ricardo Baitelo

8 de março de 2010 — Márcio Alcântara

Fonte: Instituto Humanitas Unisinos – 05.03.2010

Uma rede de transmissão de energia que utiliza um sistema de monitoramento do fluxo a partir de tecnologia digital. Esta é a proposta das redes elétricas inteligentes, assunto da entrevista, realizada por e-mail, com Ricardo Baitelo, coordenador da Campanha de Energias Renováveis do Greenpeace. Explicando o conceito desta prática de transmissão, Baitelo afirma que as redes inteligentes possibilitam a integração de fontes energéticas descentralizadas, além do controle do consumo de aparelhos e eletrodomésticos em residências e edifícios. A partir da proposta de uma ferramenta virtual capaz de medir o consumo residencial e disponibilizar a informação aos consumidores em tempo quase real, a forma de interação entre consumidor e concessionária deve aumentar. “O acesso à informação de consumo de energia repercute na utilização mais racional de energia e no melhor planejamento da expansão de redes”, garante.

A entrevista foi concedida por telefone à IHU On-Line.

Sobre as fontes de energia renovável no Brasil e também sobre as questões climáticas, Baitelo destaca. “No Brasil, o alto potencial de renováveis (solar, eólica e biomassa) certamente garantiria uma oferta confiável de energia, complementada com o que já existe de geração hidrelétrica, sem a necessidade de se construir novas usinas em locais extremamente delicados do ponto de vista ambiental e social”.

Ricardo Baitelo é formado em engenharia elétrica pela Escola Politécnica da USP. Na mesma universidade, concluiu o mestrado na área de eficiência energética. Atualmente, é coordenador da campanha de energia do Greenpeace Brasil.

Confira a entrevista.

IHU On-Line – O que podemos entender por redes elétricas inteligentes?

Ricardo Baitelo – Redes inteligentes enviam a eletricidade dos pontos de geração até os consumidores, utilizando um sistema de monitoramento completo do fluxo de energia, a partir de tecnologia digital, que permite o rastreamento tanto da energia que entra no sistema, gerada em diferentes pontos, quanto da energia consumida por residências, edifícios e indústrias.

IHU On-Line – Como a energia renovável é utilizada nessas redes elétricas inteligentes?

Ricardo Baitelo – As redes possibilitam a integração de fontes energéticas descentralizadas, como solar e eólica, assimilando sua entrada no sistema quando esta geração ocorre, nos períodos de maior vento e sol. Esta integração faz com que a geração distribuída contribua, não apenas para o atendimento de demandas individualizadas, mas também com uma oferta estável de energia para todo o país.

IHU On-Line – Qual a relação entre redes elétricas inteligentes e Internet?

Ricardo Baitelo – As redes inteligentes permitirão o controle não apenas da geração descentralizada, realizada em milhares de pontos, como também o controle do consumo de aparelhos e eletrodomésticos em residências e edifícios. A proposta de pulverizar o sistema elétrico em uma rede de microgeradores e a revolução provocada por isto guardam semelhanças com a grande pulverização de informação provocada pela Internet.

Adicionalmente a isto, já estão sendo propostas ferramentas via Internet capazes de medir o consumo residencial e disponibilizar a informação aos consumidores em tempo quase real.

IHU On-Line – Quais os principais caminhos para garantir o fornecimento de energia no futuro de forma amigável com o clima do planeta e com a velocidade do consumo de energia?

Ricardo Baitelo – Intensificar investimentos em eficiência energética é a forma mais barata e efetiva de reduzir a demanda energética do planeta. Estas medidas se estenderiam desde a cadeia de transmissão e distribuição de energia até a revisão de hábitos dos consumidores finais.

Em seguida, o atendimento e a demanda restante seriam feitos com tecnologias renováveis, cuja geração intermitente seria solucionada pela complementaridade entre as mesmas e pelo auxílio das redes inteligentes no gerenciamento de cada tipo de energia na hora em que ela seria produzida.

IHU On-Line – Em que sentido a transformação energética proposta pelo novo estudo do Greenpeace pode se tornar uma oportunidade de negócio para empresas de tecnologia e permitir cortes nas emissões de gases do efeito estufa?

Ricardo Baitelo – O reforço de redes e o estabelecimento de redes inteligentes devem aumentar a interação entre consumidores e concessionárias, além do acesso à informação de consumo de energia, repercutindo na utilização mais racional de energia e no melhor planejamento da expansão de redes.

As empresas de tecnologia poderão fazer um trabalho integrado nesta cadeia, junto às concessionárias e aos consumidores, na provisão de medidores inteligentes e na transmissão de dados de geração e consumo para ambas as partes.

IHU On-Line – Qual o papel do Brasil nessa transformação energética, considerando o potencial de fontes renováveis de energia do país?

Ricardo Baitelo – O estudo do Greenpeace explica como redes elétricas inteligentes, locais e regionais poderiam ser conectadas de forma eficiente com uma super-rede de alta voltagem, para garantir um fornecimento ininterrupto e confiável de eletricidade, sem ativar usinas térmicas a carvão ou nucleares. Embora tenha sido feito para o cenário Europeu, no Brasil, o alto potencial de renováveis (solar, eólica e biomassa) certamente garantiria uma oferta confiável de energia, complementada com o que já existe de geração hidrelétrica, sem a necessidade de se construir novas usinas em locais extremamente delicados do ponto de vista ambiental e social.

IHU On-Line – Que políticas públicas deveriam ser pensadas para que essa transformação seja efetivada mais rapidamente?

Ricardo Baitelo – Devem ser aprovadas as regras para a mudanças das redes de energia a fim de implementar os smart grids (rede inteligente, em inglês). Este cronograma já foi feito pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Adicionalmente, deve ser deixada clara uma legislação para garantir a transição dos relógios de medição de eletricidade para a medição eletrônica em todas as residências. Esta medição poderia originar uma mudança na tarifação, taxando de forma diferente o uso de eletricidade de acordo com a hora do dia, mecanismo aplicado apenas a grandes consumidores no país.

A Aneel já tem um cronograma para implementar mudanças na rede de energia para transformá-la no que se convencionou chamar de smart grid. O primeiro passo foi a aprovação, em agosto, das regras do PLC (comunicação pela rede de energia). O próximo já está em análise pelo Conselho Diretor da agência: a adoção da medição eletrônica.

IHU On-Line – Qual a previsão de implantação das redes elétricas inteligentes no Brasil e no mundo?

Ricardo Baitelo – No Brasil, a medição eletrônica vem sendo implementada, como, por exemplo, no Rio, com a previsão da instalação de 120 mil medidores inteligentes em 2010, no Pará (72 mil medidores) e no Distrito Federal, onde 1800 grandes consumidores já foram automatizados. Pretende-se substituir 63 milhões de medidores atuais por medidores inteligentes em um prazo de dez anos.

No mundo, o processo já está mais avançado. Até 2012, 70% da rede americana já deverá ter medição inteligente e, na Europa, quase todos os países já possuem aplicações de redes inteligentes.

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David Basset, do IEEE: Redes Inteligentes ou Redes Verdes?

26 de fevereiro de 2010 — Márcio Alcântara

Fonte: CanalEnergia – 25/02/2010 - David Basset

Atualmente, existem muitas discussões sobre o que é o conceito “smart grid” (rede inteligente). Pensamos o “smart grid” como um conjunto de equipamentos que permite o funcionamento de uma rede de energia elétrica de forma mais econômica e funcional, possibilitando ainda a rápida restauração de energia aos consumidores em situações anormais ou de emergência. Nesse sentido, a “rede verde” surge como consequência de uma operação mais eficiente da rede, colaborando para a geração de recursos e para o controle de carga.

A implementação inicial de uma rede inteligente que, normalmente, possibilita um melhor funcionamento de nossa rede elétrica, em termos de controle de voltagem, controle de reação e alocação eficiente de energia residual, resulta em “rede mais verde”, com economias energéticas e menores emissões de dióxido de carbono, isto é, a rede verde de energia elétrica. Por exemplo, a concessionária PPL Electric possui um projeto de rede inteligente que deverá implementar este tipo de controle e, com isso, estima-se uma economia de 2,5% no uso de energia para os consumidores.

A PPL Electric solicitou e ganhou US$19 milhões do Departamento de Energia Federal dos Estados Unidos, concedidos pelo American Recovery and Reinvestment Act (Stimulus Bill). O prêmio, considerado uma oportunidade de financiamento, foi oferecido pela Smart Grid Investment Grant, DE-FOA-0000058. A concessionária anunciou ainda uma parceria com a Universidade de Drexel e com líderes em tecnologia da GE Energy, a Lockheed Martin Corporation e da Alcatel-Lucent para projetar e instalar o projeto.

Nossa implantação oficial deverá automatizar o funcionamento da rede, de modo que as falhas não impactarão como queda de energia. Elas deverão ser isoladas, permitindo a rápida restauração da energia elétrica aos consumidores, sem falhas nas seções em linha. A smart grid possibilitará detectar o status de todo o sistema, permitindo a transferência de seções sem falhas na linha para fontes alternativas. Isso requer uma comunicação bi-direcional para a concessionária de controle e para a proprietária do equipamento, assim a coleta de dados poderá ser realizada em tempo real, ainda durante a operação. Esse processamento de dados levará à maior otimização da rede.

As informações e os equipamentos de controle adicionais reunidos na rede permitirão um controle dinâmico da voltagem do sistema. Isto permite uma voltagem do serviço eficiente para todos os consumidores e, consequentemente, uma economia de energia. Atualmente, a voltagem tende a ser determinada durante a instalação da linha, com reajustes periódicos, à medida que haja alteração significativa de carga. Isso pode levar alguns consumidores a alcançarem uma voltagem maior do que a necessária, enquanto outros alcançariam níveis inferiores ao ideal. Em ambos os casos, pode resultar em desperdício de energia. Os projetos atuais tendem a possuir equipamentos de regulagem com funcionamento de forma independente. Esta operação independente, geralmente eficiente, não é a ideal.

A implementação inicial de uma rede inteligente irá fornecer informações aos consumidores e, como cabe a eles usarem esta informação, a geração inicialmente prevista de economia pode não se realizar. Por exemplo, sem o controle direto do equipamento do consumidor, ele é quem deve tomar as medidas que afetam a sua economia de energia. Houve um caso recente em que foi fornecido aos consumidores sistema para indicar o custo da energia e como reduzir o gasto. Entretanto, o sistema não funcionou muito bem, provavelmente porque muitos clientes estavam no trabalho no período que deveriam fazer o ajuste e outros simplesmente não quiseram ajustar manualmente sua utilização elétrica ou alterar seus níveis de conforto.

Há uma grande oportunidade de aumentar a comunicação com consumidores, que permitirá o controle direto de cada equipamento em suas casas. Alguns consumidores perceberão que esse controle automático é mais conveniente se optarem pela tecnologia do tipo “ajuste e esqueça”. Esta opção vai permitir um aumento significativo da eficiência operacional da rede. Durante períodos de carga elevada, determinadas cargas poderão ser desligadas, ocasionando uma redução de custo de cada rede, menos emissão de dióxido de carbono e um uso mais eficiente das facilidades existentes. Por exemplo, desligar a carga por 15 minutos ou por 45 minutos pode gerar uma redução de 25%.

Muitas concessionárias vão explorar taxas diferenciadas, para diferentes horários do dia, em que o custo da eletricidade era estabelecido de acordo com seu valor real. Por exemplo, durante as horas de pico, entre 7h e 19h, a eletricidade pode ter um custo duas vezes maior que fora do horário 7h-19h. Com o uso das taxas diferenciadas, espera-se que diminua o uso da energia elétrica durante o horário de pico. Isto deverá diminuir o montante de geração requerida para operar o sistema. Este procedimento leva benefícios para a concessionária, que diminui sua necessidade de carga, e para o consumidor que por sua vez recebe uma conta menor.

À medida que vamos em frente com uma nova infraestrutura de rede, teremos inovações em hardware, comunicações e em toda a implantação de um sistema inteligente. Com este nível de otimização do sistema elétrico, serão abertas possibilidades de novas tecnologias para diminuir o impacto ambiental e o custo da conta de energia para o consumidor.

David Bassett é membro sênior e do Comitê de Normas da IEEE – Institute of Electrical and Electronic Engineers

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Governo quer estimular menor uso de energia

26 de fevereiro de 2010 — Márcio Alcântara

Fonte: Valor Econômico – 26.02.2010 – Danilo Fariello

Leia o artigo abaixo e imagine os mesmo conceitos de energia economizada (ou armazenada em veículos elétricos) e venda de energia excedente (proconsumidor gerando energia além do que precisa)  em um consumidor residencial com o advento das redes inteligentes e de tarifas horárias diferenciadas:

O governo federal deverá criar estímulos para obter maior eficiência no consumo de energia elétrica no momento em que a carga total do país bate seguidos recordes. Entre as medidas em discussão está uma maior flexibilidade para os grandes consumidores revenderem parte da energia contratada. A decisão, porém, ainda depende de uma costura política para ser adotada. Apesar da aprovação de distribuidores e grandes consumidores de energia elétrica, o governo teme que a decisão provoque ilações que remetam ao racionamento de 2001, quando medidas similares foram tomadas.

Em uma reunião, ontem, entre a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e a Câmara de Comercialização da Energia Elétrica (CCEE), decidiu-se apressar os estudos e a decisão. Embora a agência tenha autonomia para tomar essas medidas, a percepção é de que, pelo risco político, deveriam ser ações definidas no âmbito do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), que inclui o Ministério de Minas e Energia (MME). A possibilidade já foi apresentada em reuniões anteriores do CNPE.

São duas as medidas em debate. A primeira é a possibilidade de existir um prêmio para a empresa que aceitar ter seu fornecimento reduzido quando subir o preço da energia no mercado de curto prazo, o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD). Ou seja, a empresa que quiser ter um desconto de 5% no preço da sua tarifa aceitaria que, se o PLD atingisse valor de R$ 200, ela seria obrigada a reduzir o seu consumo em 4%. Se ele não fizesse essa redução, sofreria penalidades.

Essa possibilidade seria pouco viável para uma siderúrgica, por exemplo, em que é mais complicado desligar ou reduzir a produção de um alto-forno. Mas, no caso de metalúrgicas e têxteis, por exemplo, é possível obter ganhos significativos para correr o risco de ter o fornecimento reduzido. Como a produção dessas indústrias é mais pulverizada, a redução de uma pequena parcela da produção pode ser viável, frente à redução de custos.

A segunda medida em discussão é o chamado “custo evitado”, que seria a possibilidade de aquisição, pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) ou pela CCEE, da energia não consumida quando o preço estiver alto. Ou seja, quando o consumo de energia estiver muito elevado, o governo poderia recomprar energia de empresas que aceitassem reduzir o consumo. Essa seria uma alternativa anterior ao acionamento de usinas térmicas, que têm preço de geração mais elevado. Dessa forma, os grandes consumidores poderiam até colaborar com uma menor tarifa do mercado regulado, porque sua decisão evitaria o acionamento de térmicas.

Em 2008, foram gastos R$ 2,4 bilhões pelo equivalente a 1.500 MW médios gerados pelas termelétricas, o que equivalia a 3% da carga do Sistema Interligado Nacional (SIN). A carga total dos grandes consumidores, com demanda maior de 500 kW, foi de 33 mil MW médios. Portanto, se os grandes consumidores pudessem vender energia equivalente a 5% do seu consumo pelo preço do PLD, não haveria necessidade de uso das térmicas, explica Edvaldo Santana, diretor da Aneel.

Para ele, com essa medida “a economia quase não seria afetada, porque a redução de 5% no consumo representa muito pouco” em relação ao custo das térmicas. Nessa hipótese, a tarifa no mercado regulado não seria elevada pelo custo maior de acionamento das térmicas e haveria menor emissão de CO2, diz.

O entendimento do governo é de que agir na demanda por energia pode ser mais simples e mais eficiente do que atuar apenas na oferta, com a construção e implantação de novas usinas. Além disso, dependendo do modelo de geração, estimular a oferta pode significar até aumento das tarifas de energia – se ocorrer por meio de energias renováveis, mais caras, por exemplo.

A ideia, diz Santana, é agir na demanda com incentivos aos consumidores de grande porte que conseguirem reduzir o uso de energia, para aumentar a eficiência econômica da carga. Ele destaca que ambas as medidas já foram testadas e adotadas em outros mercados pelo mundo. “Em todos os casos, é importante ressaltar que o grande consumidor sempre será voluntário para decidir entre revender a energia ou não”, destaca Santana.

A renegociação da energia contratada já foi permitida no Brasil após o racionamento de energia elétrica de 2001. Naquele ano, as empresas tinham o compromisso de reduzir em 20% o seu consumo. Na época, havia os “certificados de energia”, que eram contratos bilaterais de balcão entre consumidores.

Aqueles que não conseguiam reduzir o consumo em mais de 20% poderiam adquirir esses certificados de empresas que economizavam além da meta. Isso durou poucos meses, até o fim do racionamento, no ano seguinte. A ideia atualmente em discussão avança para um certificado padronizado que as empresas poderiam negociar em mercado aberto.

A expectativa dos consumidores é de que a possibilidade de renegociação de energia contratada também leve mais transparência ao mercado de energia, além de dar-lhe mais liquidez.

Desde 2008, o Ministério de Minas e Energia tem praticamente pronta uma minuta de projeto de lei para que os consumidores livres possam vender o excedente de energia. Naquele ano, a ideia era colocar a minuta em consulta pública, o que nunca ocorreu. Agora, o CNPE teria mais respaldo político para tomar a decisão. Do conselho, fazem parte nove ministérios, um representante dos Estados, a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), a CCEE e a Aneel.

Para a Associação Brasileira dos Grandes Consumidores Industriais e Consumidores Livres de Energia (Abrace), a adoção de qualquer uma dessas medidas é positiva. “Isso levaria os consumidores de uma condição passiva para ativa em termos de gestão de demanda de energia”, diz Ricardo Lima, presidente da associação. Se puder revender a energia, os consumidores poderiam não só gerenciar o uso de suas cargas, como tornar o consumo mais eficiente, diz.

Em momentos como o atual, provavelmente a indústria teria alguma flexibilidade para revender energia nessas condições, observa Lima, da Abrace. Ele destaca que o custo de geração das térmicas atualmente é perverso, porque todos são obrigados a bancá-lo, sem poder agir para influenciar sua redução. Em janeiro, o consumo de energia elétrica no país bateu recorde com carga de 33.718 gigawatts-hora (GWh), com crescimento de 9,1% em relação ao mesmo mês de 2009, segundo a EPE. De acordo com o ONS, cinco recordes de consumo diário foram batidos no mês de m janeiro.

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O poder dos ventos

18 de fevereiro de 2010 — Márcio Alcântara

Fonte: Valor Econômico – 18.02.2010 – Alan Charlton

O Reino Unido anunciou recentemente a aprovação de concessões de nove zonas costeiras para desenvolvimento de projetos de parques eólicos offshore até 2020. Isso poderá gerar um adicional de 32 GW de energia limpa aos 8 GW já concedidos em rodadas anteriores. O potencial de eletricidade a ser gerado equivale a quase três vezes o da hidrelétrica de Itaipu e poderá suprir quase toda a demanda residencial britânica, ratificando sua posição de liderança mundial de energia eólica offshore.

O recente anúncio faz parte de um plano do governo britânico para aumentar substancialmente o uso de energia renovável, não apenas para reduzir as emissões de gases de efeito estufa, mas para recuperar, em parte, sua auto-suficiência energética. O Reino Unido se comprometeu a produzir 15% da sua energia a partir de fontes renováveis até 2020, o que representará o aumento de quase sete vezes do que se tinha em 2008, ou seja, 2,25% de energias renováveis na matriz energética do país. Esse compromisso faz parte de uma ampla ação da União Europeia para aumentar o uso de energia renovável.

Investimentos altos serão necessários para se criar um setor de energia renovável robusto e próspero. Dessa forma, o governo vem buscando alternativas para maximizar as oportunidades econômicas e de geração de emprego. Acredita-se que a indústria eólica do Reino Unido poderá criar até 70 mil empregos e gerar 75 bilhões de libras para a economia. Atualmente, existem oito parques eólicos offshore em operação produzindo em torno de 700 MW e outros quatro parques em construção.

A expectativa é que, com o desenvolvimento dessas novas fontes de energia, a importação de gás seja reduzida entre 20% e 30% do que se espera para 2020. Isso significa aumentar a geração de eletricidade por fontes renováveis dos atuais 5,5% para mais de 30%. Acredita-se que mais de dois terços dessa geração virá da energia eólica, mas outras fontes como hidráulica, bioenergia, ondas e mares também terão a sua importância.

A energia eólica offshore é a fonte de energia renovável que mais cresce no Reino Unido e tem benefícios sobre outras fontes de baixo carbono. O país tem o maior potencial eólico na Europa, 33% do total. Com menores restrições de espaço, turbinas de até 10 MW podem ser instaladas, mesmo que o tamanho médio de uma turbina seja 5 MW. Quando comparada à turbina onshore, cujo tamanho médio é 2 MW, a energia eólica offshore se mostra mais confiável. Mesmo com os custos de instalação e operação significativamente mais altos, a energia eólica offshore compensa por ter um melhor resultado.

O governo tem implementado mudanças na legislação para facilitar o estabelecimento de parques eólicos offshore de grande escala. O Reino Unido se destaca na construção de parques offshore devido à sua expertise em construção marítima para a indústria de petróleo e gás natural.

Essas medidas são complementadas por mecanismos financeiros criados especialmente para fomentar a geração de eletricidade de fontes renováveis, como, por exemplo, os certificados verdes (ROC – Renewable Obligation Certificate). Recentemente esses certificados ganharam um peso maior para geração de energia eólica offshore de larga escala. O certificado que valia um ponto por MW/h gerado passou a valer 2 pontos. Estima-se que essa iniciativa vá gerar um montante de 400 milhões de libras a mais para apoiar o setor offshore. Além disso, o governo deve investir 50 milhões de libras em testes das instalações para energia eólica offshore.

O governo já realizou estudos ambientais para análise de impactos das construções de futuros parques eólicos marítimos e concluiu que não há barreiras para o desenvolvimento desse setor. Entretanto, o país irá tomar uma série de medidas de mitigação para prevenir, reduzir e compensar os impactos adversos ao meio ambiente e a outros usuários do mar. As zonas escolhidas estão localizadas até 20 milhas (32 km) da costa. Cada consórcio irá explorar essas áreas mais detalhadamente antes de submeter ações de planejamento. Outra medida foi a criação de uma diretoria específica no Ministério de Energia e Mudanças Climáticas (DECC) para implementar as metas do governo na área.

O desenvolvimento na área de produção offshore ainda é complementado por ações para garantir conexão mais rápida e inteligente à rede. Para tanto o governo irá investir na rede elétrica para que novas fontes renováveis e outras formas de geração possam ser conectadas adequadamente quando necessário. As ações envolverão incentivos para encorajar companhias de transmissão e distribuição a investir um montante equivalente a 4,7 bilhões de libras. O governo irá também investir em uma nova rede offshore, que deverá trazer oportunidades para investimento de até 15 bilhões de libras. Outro trabalho que vem sendo desenvolvido diz respeito ao acesso à rede para novos geradores de energia.

O conceito de “smart grid” (rede mais inteligente) também está sendo amplamente discutido e o governo já está trabalhando para desenvolver uma rede do futuro que irá automaticamente administrar a variabilidade de fontes renováveis, economizar energia e reduzir custos, com uma visão mais de longo prazo.

Estão em andamento discussões sobre uma rede integrada de energia renovável do Mar do Norte. Quando concluída essa rede irá permitir que o Reino Unido exporte a energia excedente para mercados deficitários ou estoque em usinas hidrelétricas em países como Noruega e Suécia.

Acreditamos que esse anúncio, que significa a maior expansão de energia eólica já vista no mundo, irá contribuir significativamente para as aspirações britânicas de uma mudança para uma economia de baixa emissão de carbono.

Alan Charlton é embaixador britânico no Brasil desde dezembro de 2008.

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Smart grid 4G: variedade de serviços para utilities

6 de fevereiro de 2010 — Márcio Alcântara

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

5 de fevereiro de 2010 — Márcio Alcântara

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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O que vai alimentar os carros do futuro?

22 de janeiro de 2010 — Márcio Alcântara

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 lítio e Bateria 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

19 de janeiro de 2010 — Márcio Alcântara

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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CELPA APOSTA EM ENERGIA PRÉ-PAGA E GRATUITA PARA REDUZIR PERDAS

19 de janeiro de 2010 — Márcio Alcântara

Fonte: AGÊNCIA ESTADO – 18.01.2010 Wellington Bahnemann

São Paulo, 18 – O sistema pré-pago de energia promete ser a próxima arma das distribuidoras no combate às perdas comerciais e à inadimplência dos clientes. Inspirado no modelo sul-africano, o Grupo Rede desenvolve um projeto, a ser adotado na concessionária Celpa (PA), que combina o uso da tecnologia pré-paga e a gratuidade de energia aos consumidores para reduzir os índices de perda da empresa, um dos mais elevados do País.

“Não adianta garantirmos ao consumidor o acesso físico à energia elétrica. É importante que também tenha o acesso financeiro”, explica o vice-presidente de Operações do Grupo Rede, Sidney Simonaggio. O tema virou um projeto de lei em tramitação no Congresso Nacional. O objetivo é eliminar um dos principais entraves à expansão do serviço, que é a falta de regulamentação. A Ampla(RJ) e a Light(RJ) são empresas que aguardam uma legislação sobre a tecnologia pré-paga para investir no serviço.

O emprego da tecnologia pré-paga foi a solução encontrada pelo Grupo Rede para garantir a adimplência dos consumidores que foram legalizados com a adoção da medição centralizada e a blindagem da rede, medidas que tornam extremamente difícil o furto de energia. Nesse modelo, já adotado pela Celpa e por concessionárias do Rio de Janeiro, a rede elétrica de baixa tensão é deslocada para ficar acima dos fios da média tensão (alta voltagem), a uma distância de 10 metros do chão. Isso inibe o “gato” da rede. Para evitar que os clientes burlem os medidores, as distribuidoras instalam uma caixa no topo do poste com vários medidores digitais.

Com uma perda total de 29,5% (sendo metade disso provocada pelo furto), a Celpa investe na medição centralizada desde março de 2007. Desde essa data até o final de 2008, a empresa investiu mais de R$ 100 milhões na instalação de 96 mil medidores digitais – após um trabalho de homologação pelo Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial (Inmetro) em 2009, a distribuidora foi autorizada a faturar o consumo de energia pelos novos medidores nos últimos dias.

Com a regularização dos consumidores em curso, o desafio que se impôs à companhia foi o de como evitar uma explosão na inadimplência. O entendimento dos executivos da Celpa era de que os clientes furtavam a energia porque não tinham condições de pagar a conta de luz. “Uma vez legalizados, a nossa expectativa era de que a inadimplência dos consumidores fosse aumentar muito”, afirma Simonaggio.

Inspiração sul-africana

Foi durante esse meio tempo que o executivo teve a oportunidade de conhecer a experiência sul-africana, em visita ao país em novembro de 2007. A estatal Eskom, a maior empresa de geração, transmissão e distribuição da África do Sul, iniciou o uso da tecnologia pré-paga em 1988, no âmbito do projeto “Eletricidade para Todos”. A empresa optou por essa solução após constatar que muitos consumidores não possuíam endereços fixos, não tinham empregos, contas bancárias, nem acesso a serviços postais, sem contar que muitos, com baixa escolaridade, não entendiam o pagamento da conta de luz, como consta no site da Eskom.

Simonaggio diz que a simples adoção da tecnologia pré-paga não foi o fator-chave do sucesso do projeto da Eskom. O uso do novo sistema foi acompanhado por um incentivo aos clientes, que é a gratuidade de energia. “A Eskom incorporou a premissa de que os consumidores não tinham condições de pagar a conta de luz. Então, passaram a oferecer um determinado volume de energia grátis por mês, desde que os clientes aderissem ao serviço pré-pago”, explica. De acordo com o executivo, a África do Sul possui mais de 4,5 milhões de medidores pré-pagos.

Regulamentação

A experiência sul-africana inspirou o Grupo Rede a replicar o projeto em suas concessionárias, a começar pela Celpa. Mas o avanço da iniciativa esbarrou na ausência de regulamentação do tema no Brasil. Para solucionar essa questão, a empresa apoiou a elaboração do projeto de lei nº365/09, de autoria do senador Gim Argello (PTB-DF). A proposta altera o artigo n° 13 da Lei 10.438/02, adicionando o inciso VI. Esse dispositivo concede a gratuidade de até 50 kWh por mês aos consumidores da classe residencial baixa renda que aderirem ao serviço pré-pago, em consonância com a regulamentação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

“Se o consumidor tiver cuidado, esse volume de 50 kWh é suficiente para o mês inteiro. Se não for, poderá comprar o crédito com volume complementar”, afirma Simonaggio. O projeto já foi apresentado pelo executivo à ministra-chefe da Casa Civil, Dilma Rousseff, e recentemente ao diretor-geral da Aneel, Nelson Hubner. Hoje, o projeto do senador Argello tramita na Comissão de Serviços de Infraestrutura do Senado. Para se tornar realidade, o documento ainda passará pelo plenário do Senado e Câmara dos Deputados. “Quando a lei for aprovada, a Aneel poderá regulamentar o serviço”, explica o executivo, que prevê que o projeto seja aprovado em 2010.

As condições gerais de fornecimento de energia elétrica foram sistematizadas pela agência na resolução 456/00. Porém, o serviço pré-pago não foi contemplado nesse documento. “Com a lei, a Aneel poderá elaborar uma resolução n° 456-b, com as regras para a prestação do serviço pré-pago”, diz. Um dos desafios legais do novo serviço é o corte de energia. Nas regras atuais, a interrupção leva até 30 dias para ocorrer, considerando o aviso prévio ao consumidor. Para o executivo, as regras para corte devem ser semelhantes ao dos sistemas pré-pagos de celular.

Impactos positivos

Segundo Simonaggio, os impactos positivos da medição centralizada e da energia pré-paga não se restringem apenas às distribuidoras, mas também aos clientes e ao sistema elétrico do País. O executivo diz que um estudo produzido pela empresa mostra que 12% do consumo de um cliente irregular representam desperdício de eletricidade. “Quando o consumidor está na clandestinidade, ele não se importa com o nível de consumo e deixa tudo ligado. É o que chamamos de desperdício da clandestinidade”, explica o vice-presidente de operações.

Apesar de não faturar a energia concedida gratuitamente, o executivo afirma que o ganho para a concessionária está na redução das despesas, tais como a compra de energia para atender o sistema, o envio de equipes para fiscalização, a disputa judicial com os clientes, entre outros. “Passamos a ter uma relação mais pacífica com os clientes”, justifica.

Isso também beneficia os outros consumidores atendidos pela distribuidora. Como a Aneel reconhece na tarifa boa parte dos prejuízos incorridos com as perdas da rede e com a inadimplência, o menor custo acaba se reflete em menores reajustes tarifários aos consumidores.

Para o sócio da BR Investimentos e ex-diretor-geral da Aneel, Jerson Kelman, a iniciativa do Grupo Rede resolve o dilema se a energia é um direito humano ou um produto. “Ao conceder um volume grátis, a empresa garante um consumo mínimo para as necessidades básicas”, diz o executivo, acrescentando que a Justiça tem pendido a favor dos consumidores na discussão.

Durante os quatro anos em que permaneceu à frente da Aneel até o final de 2008, Kelman foi um dos principais defensores do serviço pré-pago, inclusive autorizando a Ampla a realizar um projeto-piloto da tecnologia. “Vimos nesse sistema uma maneira de permitir que o consumidor tenha condições de pagar a sua conta de luz”, afirma o ex-diretor da agência.

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Relatório: O investimento global em smart grid alcançará $ 200 bilhões até 2015

8 de janeiro de 2010 — Márcio Alcântara

Fonte: Pike Research

De acordo com um novo relatório da consultoria Pike Research, é esperado que gastos com tecnologias smart grid alcancem $ 200 bilhões de dólares entre 2008 e 2015 à medida que governos e indústria lideram uma atualização da infraestrutura de rede pelo mundo.

No relatório, os principais motivadores que guiam a realização de redes inteligentes concentram-se em quatro categorias: melhorar confiabilidade e segurança, melhorar eficiências de operação e custos, equilibrar produção e demanda de energia elétrica, e reduzir o impacto total de sistemas elétricos na mudança climática.

Barreiras para essa transformação vão além de questões puramente técnicas e econômicas, incluindo um atraso de visão e padrões, modelos ultrapassados e fragmentados de regulação e de negócio da energia, e falta de consciência (e frequentemente confiança) do consumidor. Contudo, governo e indústria estão se juntando com urgência para guiarem o avanço do setor, diz o relatório.

Conforme Clit Wheelock, diretor chefe da Pike: “Medidores inteligentes são atualmente o componente mais importante da rede inteligente, mas são apenas realmente a ponta do iceberg.

Nossa análise mostra que as empresas de energia irão encontrar o melhor retorno sobre o investimento (roi), e portanto irão dedicar o maior aporte de capital, em projetos de infraestrutura de rede incluindo atualização da rede de transmissão, automação da distribuição, e automação de subestações.”

A Pike Research faz previsões de que essas iniciativas de automação da rede irão capturar 84% do investimento global em smart grid por volta de 2015, comparado com apenas 14% em infraestrutura avançada de medição (AMI) e dois por cento para sistemas de gerenciamento de veículos elétricos.

A empresa de inteligência de mercado de tecnologia limpa também antecipa que as receitas advindas de redes inteligentes alcançará seu máximo em 2013 após vários anos de apoio forte dos principais governos, e então será um mercado menor embora ainda muito substancial.

O relatório ‘Smart Grid Technologies‘, analisa as oportunidades do mercado global para tecnologias e aplicações de rede inteligente, e examina modelos de negócio de empresas de energia, fatores regulatórios, questões tecnológicas, e a dinâmica da demanda no uso final.

Um sumário executivo do relatório está disponível para download no seguinte sítio: http://www.pikeresearch.com/research/smart-grid-technologies

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O que é um Engenheiro de Rede Inteligente

21 de dezembro de 2009 — Márcio Alcântara

engenheiroderi

Ser um Engenheiro de Rede Inteligente (Engenheiro de RI) demora um tempo para ser alcançado, mas chegando lá, esse é um trabalho que paga extremamente bem e tem muitos benefícios. Sendo esta uma nova área, há várias formas de se crescer, e existirá uma demanda por muitos indivíduos qualificados para formarem essa força de trabalho.

A visão de carreira para um engenheiro de rede inteligente é boa. Eles recebem em média de 52 a 62 mil dólares por ano.

O Engenheiro de RI monitora a infraestrutura de sistema de potência e de distribuição de energia. Quando surgem questões a serem resolvidas, lá estarão os Engenheiros de RI para tomarem conta disso. E existem muitos problemas complexos ainda sem solução definitiva que podem surgir num sistema de potência, e que precisam da especialidade de Engenheiros de RI para serem resolvidos.

Muito conhecimento é necessário para ser um Engenheiro de RI. Você pode se tornar um candidato adquirindo uma vasta experiência de trabalho, ou através de um Mestrado em Engenharia de Potência ou em algum assunto similar. Se você puder fazer um estágio em uma companhia de energia elétrica, e aprender sobre o sistema enquanto estiver na graduação, você se colocará em uma boa posição para ser promovido ao status de Engenheiro de RI.

Antes de ser um Engenheiro de RI, você também precisará ter de 2 a 5 anos de experiência trabalhando com redes de potência. Ser capaz de mostrar que você sabe sobre os aspectos técnicos de sistemas de potência e redes inteligentes irá demonstrar que você tem o conhecimento em mãos que é requerido em trabalhos de engenharia.

Engenheiro de RIBons candidatos ao emprego de Engenheiro de RI terão a habilidade para trabalhar com temas eletrotécnicos e mecânicos. Será necessário pegar as ideias rápido para poder lidar com a constante evolução da indústria de energia elétrica. Muitos dos problemas que surgirão em redes inteligentes estarão ligados à modernização e novos programas, assim é necessário saber como tratar com esses problemas tão cedo quanto eles apareçam.

Outro importante traço é ter a habilidade de trabalhar sozinho ou com outras pessoas. Será necessário ser motivado, e ser capaz de trabalhar sem supervisão. Além disso, será necessário ter capacidade de se comunicar bem com outros e levar a informação de forma fácil a qualquer um.

Se você leitor achar que pode fazer um bom trabalho na área de tecnologia e solução de problemas em redes inteligentes, vá atrás de um trabalho como Engenheiro de RI. Em breve haverá muitas vagas abertas nesta área, e se você começar a trabalhar nisso agora, você estará em uma posição de pegar uma delas quando elas aparecerem.

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Energia inteligente

10 de dezembro de 2009 — Márcio Alcântara

Fonte: ISTOÉ Dinheiro Ed. 635 – Rodrigo Caetano – 04/12/2009

Já existe uma tecnologia que pode amenizar os apagões. Essa é a boa notícia. A má: ela ainda custa muito caro

Rede de Distribuição

O brasileiro voltou a conviver com apagões desde o início de novembro quando 18 Estados brasileiros ficaram às escuras. No Rio de Janeiro, os habitantes da cidade ainda enfrentavam miniapagões diários na semana passada. De 2009 até 2013, 62% do crescimento da capacidade energética no Brasil virá de usinas térmicas, consideradas uma fonte mais cara e ambientalmente incorreta. Mas há uma forma mais simples para ajudar a resolver os problemas de distribuição do País. É a tecnologia chamada de redes inteligentes de energia (smart grid, do termo em inglês). A tecnologia é o principal pilar do plano de renovação do setor elétrico que está sendo conduzido pelo presidente dos Estados Unidos, Barack Obama.

As redes inteligentes prometem um sistema elétrico mais eficiente e confiável. Elas são capazes de redirecionar distribuição de energia.

Este é o caso da Ampla, empresa pertencente ao grupo espanhol Endesa, responsável pelo abastecimento de 73% do Estado do Rio de Janeiro. A companhia investiu R$ 300 milhões para instalar medidores eletrônicos de consumo em áreas com alto índice de fraudes. “Começamos o projeto em 2005 para inibir o roubo de energia”, afirma o diretor de relações institucionais da empresa, André Moragas. Dos 2,5 milhões de clientes da companhia, 300 mil contam com os novos equipamentos. O índice de ligações clandestinas caiu de 26%, em 2003, para 20%, após o início do projeto. De acordo com Moragas, cada ponto percentual reduzido significa uma recuperação financeira de R$ 40 milhões.

O grupo Rede Energia, que atua em sete Estados brasileiros, também investe em medidores eletrônicos em algumas localidades. Segundo o vicepresidente de operações da companhia, Sidney Simonaggio, estão sendo trocados a energia em momentos de escassez. Uma casa ou região com baixo consumo pode, em um determinado horário, ter a energia desviada, por exemplo, para um hospital que necessite com urgência da eletricidade. O consumidor pode também armazenar a sua própria energia, evitando os apagões em momento de desabastecimento. Hoje, o sistema brasileiro não tem desligamento seletivo e foi justamente este fator que provocou o blecaute em cadeia em 18 Estados brasileiros. O primeiro passo para criar redes inteligentes é trocar os medidores. Cada casa precisa ter um e eles passam a se comunicar com outros medidores de uma rede. Juntos, definem as prioridades de os equipamentos nos Estados de Mato Grosso e do Pará, que passarão a contar com um sistema de medição centralizada, no qual é possível, inclusive, desligar remotamente a transmissão de energia. Simonaggio calcula em R$ 700 por cliente o custo para implantar uma rede inteligente no Brasil. De acordo com a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) atualmente são 63 milhões de unidades consumidoras de energia no País, o que resultaria em um custo total de mais de R$ 44 bilhões.

A estrutura tarifária também precisa mudar. Hoje, o sistema não permite cobranças diferenciadas conforme o horário de consumo, o que poderia ser feito com as redes inteligentes. Segundo a Aneel, até o final do primeiro semestre de 2010 será realizada uma audiência pública para definir as propostas de alteração da estrutura tarifária. A pressa se justifica: segundo especialistas, a transição para o novo modelo leva entre cinco e sete anos.

As Vantagens das Redes Inteligentes

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