GE quer ampliar vendas de soluções na área de energia no Brasil

Fonte: Valor Online – 24.08.2010 Por Vanessa Dezem

SÃO PAULO – A General Eletric (GE) quer aproveitar o momento de discussão regulatória pelo qual passa o setor energético brasileiro para oferecer soluções de “smart grid”, as chamadas redes inteligentes, para o governo. Com isso, a empresa espera duplicar o braço de energia digital no país em dois anos.

O presidente global da unidade de energia digital da GE, Bob Gilligan, terá nesta quarta-feira encontro com o ministro de Minas e Energia, Márcio Zimmermann, e com o diretor geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Nelson Hubner, para apresentar as soluções que a GE tem para o sistema energético do país.

“Queremos mostrar comprometimento. Queremos fazer parte ativa dos padrões nacionais para o setor”, afirmou o executivo em entrevista ao Valor. A importância que o segmento ganha para a multinacional se reflete justamente na presença do executivo no país, cuja última visita ocorreu há dez anos.

A divisão, que fica debaixo do guarda-chuva da unidade de energia da multinacional, é pouco representativa dentre os negócios globais da GE. No ano passado, a receita da GE Digital Energy totalizou US$ 2 bilhões, sendo que o faturamento global da GE somou US$ 170 bilhões.

No Brasil o negócio também é pequeno: os ganhos da área no país não são revelados, mas dos 1.000 funcionários atuantes no segmento na América Latina, apenas 70 estão no Brasil. “Vamos duplicar nosso tamanho aqui nos próximos dois anos”, afirmou o presidente da GE Digital Energy para a América Latina, Roberto Vengoechea.

O filão que a GE quer aproveitar está relacionado com as políticas que o governo brasileiro tem adotado para o setor, como a parceria entre a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e o Ministério da Ciência e Tecnologia, firmada no início do ano, para desenvolver uma ação conjunta na criação de um padrão para medidores digitais de energia.

A ideia é substituir os quase 65 milhões de medidores existentes no Brasil pelo medidor inteligente, o que permite que consumidores, distribuidoras e governo tenham mais controle sobre onde estão concentrados os gastos de energia e possam, deste modo, aumentar a eficiência energética do sistema.

“Mas nosso foco é mais do que os medidores. Queremos fazer parte do grupo que vai ajudar o governo na melhoria da eficiência energética. Nosso foco são as perdas de energia como um todo e temos diversas soluções para isso”, afirmou Vengoechea.

Neste ano, a GE já assinou um memorando de entendimento voltado para as soluções de redes inteligentes com o governo do Chile. Essas tecnologias também já estão em andamento em Miami, nos EUA, e em Londres, na Inglaterra.

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Especialistas veem obtásculos para implantação da smart grid no Brasil

Fonte: Jornal da Energia - 23.08.2010 Por Paulo Silva Junior

Em cerca de um ano e meio a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) pretende dar início a troca dos mais de 60 milhões de medidores eletromecânicos em funcionamento no País por aparelhos automatizados e mais inteligentes. Porém, apesar do assunto estar sempre na pauta do setor elétrico, o conceito de smart grids ainda vive um cenário de dúvidas e indefinições.

“Estamos no baile, todos bem vestidos, mas ninguém dança. Qual o volume de negócios envolvendo smart grids? Todos falam que estão em estado de espera. Vão esperar a moça chamar para dançar?”, provocou o professor José Sidnei Colombo Martini, da Escola Politécnica da Universidade de São Paulo, durante a abertura do III Fórum Latino-Americano de Smart Grid, realizado em São Paulo, nesta segunda-feira (23/08).

Durante o debate, membros de concessionárias, agências reguladoras, associações e acadêmicos teceram opiniões sobre as lacunas que emperram a tecnologia. Martini, inclusive, iniciou sua apresentação com constatações sobre questões pendentes do mesmo evento realizado no ano passado. “Não há padrões estabelecidos, os recursos financeiros e regulatórios atuais não motivam a mudança, as perspectivas de ganhos em iniciativas isoladas não são atrativas, a quantidade de engenheiros não será suficiente”, listou.

A mão-de-obra também foi um tópico bastante abordado pelos debatedores. Martini ressaltou que os cursos de eletrotécnica precisam, cada vez mais, terem a companhia de temas relacionados à computação e telecomunicações. O professor Djalma Mosqueira Falcão do Instituto de Pós-Graduação e Pesquisa em Engenharia da Universidade Federal do Rio de Janeiro (Coppe-UFRJ), compartilhou da mesma preocupação.

“A formação precisa ter a base da engenharia elétrica e mais uma série de coisas que nem todas as faculdades mostram. Não acho que é o caso de se criar uma graduação para smart grids, mas flexibilizar o currículo, permitindo que o aluno curse algumas matérias. O momento é da especialização. Um engenheiro de telecomunicações, por exemplo, nos interessa”, disse.

Já o presidente do CPqD, instituição focada na inovação das tecnologias da informação, Hélio Marcos Machado Graciosa, acredita ainda que as conversas em torno das smart grids remetem a um novo paradigma. “O sistema agora evolui adicionando a eficiência. Temos que trabalhar sobre essa nova ideia do cliente ativo, do desenvolvimento de tecnologia que possa agregar valor e atender aos requisitos locais”, afirmou.

Representante da Aneel na mesa composta pelos pesquisadores, o superintendente de pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética, Máximo Luiz Pompermayer, também levantou questões ainda sem resposta. “Temos dúvidas sobre quais são os melhores mecanismos para fomentar essa migração. Temos muito espaço ainda para pesquisa e desenvolvimento. Ainda temos dúvidas sobre como gerenciar isso”, admitiu.

“Fica todo mundo na dúvida se vai ou não vai, se investe ou não. A ideia do plano nacional para o assunto ajudaria”, completou Graciosa, questionado sobre a sintonia entre ganhos financeiros das concessionárias e a real necessidade de implantação dos novos medidores.

Início da migração e padronização

A migração dos medidores pode começar em 2011, segundo estimou na semana passada o diretor-geral da Aneel, Nelson Hubner. Mas o superintendente de regulação da distribuição da agência, Paulo Silvestri Lopes, acredita que o início da operação pode demorar um pouco mais. “Talvez em 2012. Acho difícil que comece em menos de 18 meses”, disse durante o evento.

Um dos itens básicos para o início do processo de substituição dos aparelhos é a padronização dos medidores. Segundo Silvestri, fabricantes nacionais já estão se mobilizando na Associação Brasileira da Indústria Elétrica e Eletrônica (Abinee) pela criação de um protocolo brasileiro. O “protocolo”, de acordo com o especialista, é uma exigência da Aneel. Ele deve ser público, ou seja, permitir que o cliente troque de medidor em caso de problema ou insatisfação.

Entretanto, para o presidente do Fórum, Cyro Vicente Boccuzzi, a padronização brasileira tem uma ressalva. “É importante que os fabricantes nacionais estejam se mexendo, mas também não se pode fechar para os outros países. Imagine um celular que só faça ligação para o Brasil. Não adianta. Tem de ser algo que se relacione como um todo”, sustentou o especialista, citando a interoperabilidade, palavra que representa exatamente essa capacidade de comunicação entre os sistemas – que, apesar de ter difícil pronúncia, foi talvez a mais ouvida nas reflexões feitas no encontro.

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Programa nacional de troca de medidores sairá do papel somente em 2012

Fonte: Jornal da Energia – 05.05.2010

A medição eletrônica no Brasil pode começar a deslanchar daqui a dois anos. A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) pretende colocar a regulamentação da medição eletrônica em audiência pública nos próximos meses.

“Da nossa parte, a intenção é fazer uma audiência pública até o meio deste ano [2010] para ouvir toda a sociedade, os fabricantes de medidores, concessionárias e, a partir daí, poder fazer uma regulamentação”, afirma o superintendente de regulação dos serviços de distribuição (SRD) da Aneel, Paulo Henrique Silvestri Lopes.

O executivo acredita que sejam necessários mais dois anos para iniciar o plano de substituição dos medidores eletromecânicos pelos eletrônicos. “Após a regulamentação, teremos que ter um prazo para iniciar o processo, porque também vai envolver os fabricantes que terão que ter produto [medidor]. Além disso, tem a questão da homologação desses equipamentos junto ao Inmetro [Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial], que já nos adiantou que a homologação de um medidor eletrônico pode demorar cerca de um ano”, explica o superintendente do órgão regulador

O Brasil possui 63 milhões de medidores com funções analógicas. A princípio, a Aneel estima que seja possível trocar o parque de medidores em um período de 10 anos. Cada aparelho eletrônico custa cerca de R$200. Dentre os benefícios que os novos equipamentos trarão está a possibilidade de promover a tarifação horária. Assim, será possível pagar menos pela energia consumida fora do horário de ponta. Para as distribuidoras, os benefícios vão desde o melhor gerenciamento da carga até a redução de perdas não-técnicas.

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Para Aneel, Anatel precisa participar do debate sobre o modelo para smartgrids

Fonte: TELETIME News – 03.05.2010

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) deve sugerir ao Ministério de Minas e Energia (MME) que inclua a Anatel como parte das discussões sobre a política para as redes inteligentes de energia no Brasil, as chamadas SmartGrids. Segundo o superintendente de regulação e serviços de distribuição da Aneel, Paulo Henrique Silvestri Lopes, a Portaria 440, publicada no último dia 15 de abril pelo MME e que cria o grupo de trabalho para “analisar e identificar ações necessárias para subsidiar o estabelecimento de políticas públicas para a implantação de um Programa Brasileiro de Rede Elétrica Inteligente” não prevê, nesse momento, um debate multidisciplinar com o setor de telecom, mas o próprio superintendente da Aneel admite que isso seria importante. “Sem dúvida há áreas de sobreposição, e assim como já fizemos no trabalho de regulamentação do PLC, seria bom contar com a Anatel nos debates”, diz Silvestri Lopes.

As redes inteligentes de energia, que começam a ser implementadas em todo o mundo, têm como uma das principais características o fato de trafegarem informações de forma bidirecional, por meio de uma infraestrutura paralela de telecomunicações e TI. Essa infraestrutura será construída pelas próprias empresas de energia ou contratada de provedores de telecom.

A portaria do Ministério de Minas e Energia cria um grupo de trabalho que busca estudar a realidade dos projetos de smartgrids no Brasil e no mundo, propor a adequação das regulamentações, identificar fontes de recursos para incentivar a produção de equipamento no país e estudar a possibilidade de que os usuários possam também gerar e consumir energia simultaneamente. A ideia, ao final de 180 dias, é estabelecer os parâmetros para uma política de smartgrids. Um relatório final está previsto, conforme a portaria, para a segunda quinzena de novembro.

Hoje, explica Paulo Silvestri, da Aneel, a agência de energia e o marco regulatório do setor têm como principal parâmetro de trabalho a modicidade tarifária e a qualidade da oferta final de energia ao consumidor. Uma nova política, que vise também a atualização das redes de energia em busca de um consumo mais eficiente e inteligente, é algo que deve sair desse debate.

“É uma discussão ainda inicial. Já estamos trabalhando em uma regulamentação de medidores inteligentes, onde se prevê conectividade bidirecional desses equipamentos”, explica o superintendente. “O desafio é que as empresas de energia tem que seguir parâmetros de confiabilidade que nem sempre estão disponíveis no mercado”, conclui.

Por esta razão, algumas empresas de energia estão pleiteando junto à Anatel faixas de espectro específicas para a operação de smartgrids.

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Smart Grid: chave para eficiência

Fonte: CanalEnergia – 23.04.2010 – Reportagem Especial

A necessidade de modernização dos ativos visando a uma maior eficiência tem se tornado uma realidade cada vez mais presente no Brasil. Para alcançar o conceito de rede inteligente, algumas distribuidoras já começam a investir em automação das redes e na substituição de medidores analógicos por modelos eletrônicos. A Agência Nacional de Energia Elétrica também vem dando passos importantes para a regulamentação de smart grid no país. O Ministério de Minas e Energia criou um grupo de trabalho para implantar programa brasileiro de redes inteligentes. Através destas iniciativas o Brasil começa a avançar na implementação deste conceito.

Diferentemente do que muitos pensam, o conceito de smart grid não envolve apenas a medição eletrônica. Integração dos sistemas computacionais, geração distribuída e automação de redes e subestações também são alguns dos passos para se chegar a uma rede inteligente. De acordo com o presidente da ECOee e do Fórum Latino Americano de Smart Grid, Cyro Boccuzzi, o conceito de rede inteligente envolve três pilares. O primeiro deles são os ativos elétricos, como chaves, medidores, cabos, transformadores e disjuntores. O próximo fator é o sistema de telecomunicações, que capta informações da operação em tempo real e traz esses dados para uma otimização dinâmica. O último campo é a tecnologia de informação, que abrange todos os sistemas de controle de gestão das empresas.

“Investir em tecnologia smart grid significa que as empresas precisam aplicar recursos nestes três pilares, mas nem todas têm que fazer exatamente os mesmos investimentos. Para áreas onde o problema seja um nível alto de perdas, o investimento em medição se justifica, mas em algumas outras concessionárias o problema pode ser endereçado de outras maneiras. É preciso entender um pouco o funcionamento da empresa. Não existe uma receita única”, explica. A redução das perdas comerciais é uma das principais razões para a substituição de medidores. As concessionárias do Rio de Janeiro, Light (RJ) e Ampla (RJ), por exemplo, têm investido nesta troca para reduzir os furtos e fraudes de energia.

Para a CPFL Energia, cuja perda está entre 2% e 2,5%, o investimento não seria tão vantajoso. A companhia já vem aplicando recursos há mais de dez anos em automação de rede. De acordo com o diretor de engenharia e gestão de ativos da companhia, Rubens Bruncek, desde o ano passado, a CPFL faz parte do Global Intelligent Utility Network Coalition, que é um grupo formado para desenvolver estudos e discutir as formas de aplicação de smart grid nas redes. Única representante da América Latina, a companhia atua juntamente com outras 11 distribuidoras de países como Estados Unidos, Índia e Austrália no planejamento de um trabalho que visa a automação de 100% das empresas em um universo de dez anos. “Nosso estágio agora é desenhar o planejamento decenal com indicação de tecnologias que já estão maduras para começarem a ser implantadas em alguns segmentos”, explica.

Entre as tecnologias sólidas e que começarão a ser implementadas pela CPFL, inicialmente, estão a automação dos medidores para clientes do grupo A e das chaves. A previsão é que, neste aspecto, a companhia esteja 100% automatizada em até três anos. Após este período, a companhia espera automatizar os medidores da baixa tensão. Quando se fala em automação em residências, a tecnologia ainda não é madura, então essa fase será iniciada um pouco mais para frente”, analisa. Na visão de Bruncek, a troca de equipamentos demanda bastante tempo para ser realizada . “Se substituíssemos os medidores dos nossos 6,5 milhões de clientes utilizando mil equipes de campo, que é um número muito grande, e conseguíssemos trocar quatro equipamentos por dia, eles [as equipes] levariam sete anos para fazer essa substituição. É um trabalho enorme, de varejo”, diz.

A AES Eletropaulo (SP) também está se preparando para adotar tecnologias com o conceito smart grid. A companhia estruturou desde o ano passado um grupo de trabalho para construir a visão estratégica de um projeto de rede inteligente e pavimentar o caminho a ser percorrido. Entre os estudos desenvolvidos pela empresa na área estão a implementação piloto do conceito de smart grid, que envolve duas substações e uma parcela atípica da rede de distribuição da AES Eletropaulo com soluções para automação, autorrecuperação, detecção de falhas, controle de carga, medição remota e gestão pelo lado da demanda. Sem finalidade de faturamento, a companhia também estuda o sistema de medição para exteriorização com as funcionalidades da telemedição, corte e religamentos remotos.

A infraestrutura de telecomunicação para suportar a modernização da rede elétrica de distribuição também está em estudos. A companhia está desenvolvendo protótipos de equipamentos de comunicação sem fio com ênfase na operação em faixa de frequência regulamentada. A AES Eletropaulo também prevê a implementação de plataforma de monitoramento e diagnóstico online de transformadores de potência. A ferramenta visa a identificar falhas incipientes em tempo hábil para ações proativas com possibilidade de correção antecipada de distúrbios no sistema elétrico. Por fim, a companhia estuda o desenvolvimento do protótipo do sistema integrado para a supervisão e controle de câmaras subterrâneas de transformação através da transmissão de sinais digitais.

“Os nossos direcionadores são o incremento da eficiência operacional, a redução dos custos e a melhoria dos serviços ao cliente”, disse o diretor de Tecnologia e Serviços da AES Eletropaulo, Ricardo Van Erven, sobre os impactos positivos da adoção do smart grid pela distribuidora. O executivo disse ainda que uma das dificuldades que ainda existem para que a tecnologia deslanche no Brasil é que a distribuição de energia é uma atividade que, como em todo o mundo, depende da diretriz do regulador. “É grande o desafio regulatório no Brasil, mas acredito que em relação ao smart grid vai além do regulador e passa por um plano de governo”. A opinião é compartilhada por Boccuzzi, da ECOee. “O grande desafio são as definições das políticas que envolvem a implantação destes sistemas, que são viáveis tecnologicamente, mas que demandam grandes quantidades de recursos. Para transformar estas plataformas, é preciso ter dinheiro de fomento para poder investir”, analisa.

A abertura de uma consulta pública no ano passado para coletar subsídios, a fim de formular um regulamento sobre a implantação de medidores eletrônicos em unidades consumidoras de baixa tensão, foi um passo importante dado pela Aneel para a regulamentação dos equipamentos. De acordo com o superintendente de Regulação dos Serviços de Distribuição da agência, Paulo Henrique Silvestri Lopes, esta consulta foi um pouco diferente das que são realizadas normalmente. “Neste caso específico fizemos uma consulta pública com perguntas mais provocativas para que os interessados respondessem e contribuíssem com sugestões sobre o tema. O objetivo foi buscar uma primeira opinião para formularmos uma proposta e colocar em audiência pública”, explica Silvestri, acrescentando que a intenção é que até julho deste ano seja aberta a audiência.

As perguntas feitas pela agência abordavam, entre outros temas, as funcionalidades incorporadas ao medidor necessárias para a implantação do novo sistema de medição; parâmetros obrigatórios de segurança da informação para o tráfego de dados entre a distribuidora e a unidade consumidora; destinação e soluções para o descarte dos medidores retirados de campo e prazo de substituição dos medidores. Participaram da consulta pública entidades como a Associação Brasileira da Indústria Eletroeletrônica e a Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica e as distribuidoras AES Eletropaulo, Ampla, CPFL Energia, Coelce (CE), Elektro (SP) e Rede Energia, entre outras.

Com as propostas recebidas, a Aneel já conseguiu formular uma proposta, que ainda não está concluída. De acordo com Lopes, as principais dúvidas estão relacionadas ao custo do medidor e ao tempo de substituição dos equipamentos. “Durante esse tempo, nós visitamos fabricantes tentando ter uma referência de preço para saber se é viável e em quanto tempo essa substituição seria feita, mas isso vai depender do grupo de trabalho que o governo está implementando. Se tivermos injeção de recursos federais, de alguns fundos setoriais, pode ser dada uma velocidade maior à implementação da medição eletrônica”, esclareceu o executivo, ressaltando que a intenção é não impactar a tarifa.

Criado em abril deste ano pelo Ministério de Minas e Energia, este grupo de trabalho vai analisar e identificar ações necessárias para subsidiar o estabelecimento de políticas públicas para a implantação de um Programa Brasileiro de Rede Elétrica Inteligente. Entre os aspectos abordados na proposta estão o estado da arte de programas do tipo smart grid, no Brasil e em outros países; adequação das regulamentações e das normas gerais dos serviços públicos de distribuição de energia; identificação de fontes de recursos para financiamento e incentivos à produção de equipamentos no país; e a regulamentação de novas possibilidades de atuação de acessantes no mercado, o que inclui a possibilidade de usuários operarem tanto como geradores de energia, através da geração distribuída, quanto consumidores.

Segundo portaria publicada no Diário Oficial da União na semana passada, o grupo será composto por representantes do MME, da Empresa de Pesquisa Energética, do Centro de Pesquisas em Energia Elétrica, da Aneel e do Operador Nacional do Sistema Elétrico. Órgãos e entidades do setor que possam oferecer contribuições poderão ser convidados eventualmente para participar. O grupo de trabalho deverá concluir as atividades em 180 dias. Já o relatório técnico, que contempla os estudos, as análises e as propostas de medidas a serem adotadas deve ser entregue 30 dias após o final deste prazo.

Anualmente são substituídos, segundo a Aneel, cerca de 2,5 milhões de medidores por modelos eletrônicos básicos, que medem apenas a potência. A agência pretende que seja inserido nos próximos anos um medidor que tenha outras funcionalidades, como medição de interrupções e fator de potência da carga. Redução de falhas e ganhos de eficiência, através do consumo maior e melhor da energia, são algumas das principais vantagens para o presidente do Instituto Acende Brasil, Claudio Sales, no caso da troca de medidores. “Os equipamentos mais sofisticados, que vão medir cada etapa do processo abrem perspectivas, por exemplo, para previsão e redução de falhas e operação em tempo real de redes em função de intempéries surgidas como raios, por exemplo. Na medida que se tem medições ao longo de todo o processo, é possível agir de maneira otimizada usando recursos de telecomunicações e de TI de maneira a prevenir estas falhas”, afirma. Outras vantagens provenientes da rede inteligente são a melhoria dos padrões de fornecimento, redução de apagões locais, diminuição de erros de conta, postergação de novos investimentos.

Para Boccuzzi, diferentemente de países europeus e dos Estados Unidos, que já têm projetos avançados no tema, o Brasil ainda está no início da implantação da rede inteligente. “O que temos de uma maneira global e bastante generalizada no mundo são experiências focadas em áreas específicas dessas tecnologias que agora começam a ser colocadas de forma combinada”. Como exemplo, o executivo destaca a cidade de Boulder, localizada no Colorado, nos Estados Unidos. “A cidade recebeu uma série de investimentos e implantou uma plataforma tecnológica muito avançada incorporando diversos ingredientes, como controle da demanda de clientes, tarifas diferenciadas para diversos horários do dia, sistema de automação relativamente avançado que também estava interligado a sistemas de medição, geração distribuida e melhorias de confiabilidade. Essa é uma primeira implantação holística de todas estas tecnologias”. No Brasil, segundo o executivo, nenhuma distribuidora realizou ainda o que se pode chamar da “última geração de smart grid“.

A tecnologia está na fase inicial de adoção de mercado, de acordo com a BPL Global, empresa que atua no desenvolvimento e implementação de soluções de smart grid em mercados elétricos de todo o mundo. “Agora as distribuidoras estão trabalhando para avaliar, selecionar e implantar as soluções. De uma perspectiva estratégica, as distribuidoras estão no início de uma transformação para a rede inteligente, que evoluirá nos próximos 10 a 15 anos”, disse o vice-presidente executivo da companhia, Dermot O’leary. Para implementar uma solução de rede inteligente, a BPL Global recomenda que cada distribuidora identifique as aplicações que criam o maior valor para a companhia e seus clientes. “Isto pode ser impulsionado pelas necessidades operacionais, regulatórias ou dos clientes. A gestão integrada de aplicações de smart grid permite que as distribuidoras otimizem sua confiabilidade, eficiência, objetivos econômicos e ambientais”, indica O’leary.

Além da consulta pública para a regulamentação sobre os medidores, a Aneel também está realizando a revisão da estrutura tarifária, que envolve a tarifação horária para clientes de baixa tensão. O estudo está sendo feito desde o ano passado e a previsão é que esteja concluído até março de 2011. A proposta, segundo Silvestri, é que os consumidores comecem a pagar custos diferenciados para alguns horários do dia. “Você dá um sinal para uma tarifa maior na ponta para que as pessoas façam uso da energia fora dela e aí se consegue linearizar melhor essa curva de ponta. A entrada em vigor desta tarifação ainda não está definida porque depende da regulamentação da medição eletrônica. “Sem os medidores eletrônicos, que possibilitam a tarifação horária para baixa tensão, não temos como fazer. Então uma coisa depende da outra e é por isso que queremos avançar na questão da medição, para quando tivermos o estudo definido de tarifação horária, tenhamos o equipamento para possibilitar a sua aplicação”.

Outra normativa importante relacionada à rede inteligente é a utilização da rede elétrica para transmissão de dados e acesso à internet em alta velocidade por meio da tecnologia Power Line Communications (PLC). A resolução foi aprovada em agosto do ano passado e, de acordo com Silvestri, é outra opção que pode ser usada para o smart grid e o smart metering. “É mais uma possibilidade porque cada caso tem suas particularidades. A Aneel está destravando os caminhos para que todas as tecnologias possam ser utilizadas e sejam feitos estudos que se aplicam para cada situação”, diz.

É consenso entre os agentes do setor que o Brasil pode avançar na implantação e utilização das tecnologias visando a uma rede inteligente, desde que sejam considerados princípios de racionalidade econômica. Os projetos devem ser autossustentáveis, os benefícios precisam ser suficientes para a viabilização. A implementação desses sistemas tem que ser colocada em prática na medida em que há geração de valor não só para a distribuidora, mas que também traga benefícios para seus clientes. Da mesma forma que a máquina de escrever foi substituída pelo computador, a transição para uma rede inteligente, através da combinação da medição, dos sistemas de telecomunicações e da tecnologia da informação, deverá ser mais uma das evoluções que acontecerão com o passar dos anos.

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Avanços em favor das redes inteligentes

Fonte: Jornal da Energia – 06.04.2010 – Por Cyro Vicente Boccuzzi*

A instalação de redes inteligentes de energia, ou smart grids, tem avançado significativamente na lista de prioridade dos governos, agências e demais instituições do setor no mundo inteiro. A medição eletrônica começa a se tornar realidade em diversas regiões. Além disso, outras tecnologias relacionadas à redução de perdas, otimização de consumo e descentralização da geração já não são efetivamente novidades. No entanto, ainda há um longo caminho a percorrer para transformarmos esse conjunto de avanços isolados efetivamente em smart grids.

O primeiro grande desafio reside na própria estrutura física das redes. A modernização dos ativos, com a instalação de medidores eletrônicos para todos os consumidores de baixa tensão, permitiria um levantamento mais preciso do consumo e seria o passo inicial. A reforma da estrutura tarifária, com a criação de diferentes tarifas para os diferentes perfis de consumo, seria a etapa seguinte e favoreceria um melhor aproveitamento da infraestrutura existente, reduzindo os horários de pico de consumo. Por fim, a simplificação do processo de venda da energia excedente dos microgeradores – unidades geradoras solares e eólicas, por exemplo, instaladas nos próprios consumidores – completaria o processo de modernização.

Não que estejamos parados. Uma série de ações – ainda que isoladas – está em curso para viabilizar essas mudanças. Os principais exemplos podem ser verificados entre as concessionárias de distribuição.

As concessionárias fluminenses vêm tomando a dianteira no uso de medidores eletrônicos em favor do combate às perdas comerciais. A Ampla, por exemplo, instalou cerca de 300 mil unidades entre 2003 e 2009, o equivalente a 12% dos seus clientes. Com isso, foi possível reduzir as perdas em 5 pontos percentuais, de 25% para 20%. Para 2010, a meta é instalar 50 mil aparelhos. Já a Light, com uma perda total de 21%, dos quais 15 pontos percentuais se referiam a perdas comerciais, optou por instalar medidores digitais em locais de alto poder aquisitivo. Até agora já foram instalados 40 mil aparelhos, reduzindo as perdas desses consumidores de 25% para 9%, com metas de chegar a 2%. A ideia é instalar 120 mil medidores em 2010 e mais 100 mil por ano no próximo triênio.

Já a Eletrobrás anunciou investimentos na ordem de R$700 milhões em automação e processos operacionais e comerciais nas distribuidoras do grupo. Pretende implantar um centro de controle de medição com o objetivo de reduzir as perdas. Além disso, quer levar para suas subsidiárias a experiência que vem dando certo no Rio: vai instalar mais de 400 mil medidores eletrônicos em clientes de média e baixa tensão.

A Cemig, por sua vez, está trabalhando num programa de automação da distribuição, o Cidade do Futuro. O projeto será implantado em Sete Lagoas (MG), que possui mais de 80 mil unidades consumidoras. Seguindo a mesma linha, outras empresas importantes do setor como a CPFL e a AES Eletropaulo também anunciaram projetos de testes em grande escala. Por fim, empresas de tecnologia e centros de pesquisa também estão atentos a esse novo cenário e trabalhando em favor de produtos ou projetos relacionados ao smart grid.

Vale observar que esses projetos, de uma maneira geral, se concentram na redução de perdas comerciais das empresas. Afinal, é natural que o processo comece levando em conta as necessidades mais urgentes dos atores envolvidos. No entanto, os benefícios das redes inteligentes de energia podem ir muito além disso.

Ciente desses fatos, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) deu, no ano passado, três passos muito importantes em favor da regulamentação do assunto. Suas preocupações seguem os movimentos das distribuidoras, haja vista a abertura de uma consulta pública sobre a medição eletrônica, mas também outros aspectos fundamentais para o conjunto do smart grid: a publicação, também em consulta pública, da primeira parte de um estudo de aprimoramento das tarifas praticadas no Brasil e a regulamentação da comunicação pela rede elétrica por meio do uso do PLC (Power Line Communications).

A sociedade não está alheia a essa tendência. Prova disso é a criação do Fórum Latino Americano de Smart Grid que, em agosto deste ano, realiza em São Paulo a terceira edição de evento para debater essas questões, bem como experiências internacionais na área. O fórum conta com a participação de concessionárias, grandes consumidores e produtores de energia, governos, agências reguladoras, fabricantes de equipamentos, provedores de sistemas e soluções de medição, controle, automação e entidades de desenvolvimento de P&D de vários países. Em todas essas áreas há muito o que fazer e é fundamental um trabalho conjunto em favor da evolução do setor elétrico consolidada na forma de smart grid.

* Cyro Vicente Boccuzzi é sócio-presidente da ECOee – Expertise, Consultoria e Ordenamento em Energia Eficiente (www.ecoee.com.br) – e presidente do Fórum Latino Americano de Smart Grid (www.smartgrid.com.br).

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Eletropaulo testa smart grid

Fonte: Portal EnergiHoje – Antonio Carlos Sil – 07.04.2010

A AES Eletropaulo começou a fazer experimentos preliminares para viabilização futura de tecnologias smart grid. Os testes envolvem inicialmente a comunicação entre medidores eletrônicos, subestações, chaves comutadoras e outros equipamentos, instalações e sistemas da companhia, conta o diretor de Tecnologia, Ricardo Van Erven.

Parte da iniciativa se desenvolve no âmbito do programa de P&D e é inteiramente bancada pela própria concessionária. A AES Sul também participa dos trabalhos e há um comitê diretor multidisciplinar que coordena e avalia as atividades.

Van Erven acredita que antes de dois anos dificilmente será estruturado um projeto completo de smart grid que cumpra minimamente a sequência lógica “identificar/analisar/decidir”. Não só pelo fato da Aneel ainda não ter regulamentado o uso de medidores eletrônicos – instrumento chave no caso da realidade brasileira -, mas também porque não há modelo de negócio consagrado. “Não está claro, por exemplo, se os fabricantes fornecerão sistemas completos ou se isso caberá a uma empresa integradora”.

Seja como for, a AES Eletropaulo pretende optar por uma tecnologia não proprietária, como forma de evitar o predomínio de um determinado fornecedor sobre os demais. E o principal desafio será o que ele chama de “interoperabilidade”, ou seja, desenvolver protocolos que permitam a interação entre equipamentos de origens diferentes.

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