Concessionárias brasileiras testam smart grids e avaliam resultados

Fonte: Jornal da Energia – 24.08.2010 Por Paulo Silva Junior

O III Fórum Latino-Americano de Smart Grid terminou nesta terça-feira (24/08) com os especialistas longe de uma solução definitiva sobre a implantação das redes inteligentes de forma uniforme e massificada no País. Num debate que contou com representantes de distribuidoras nacionais, foram expostos os projetos experimentais que vêm sendo mantidos em alguns locais isolados do Brasil. Junto deles, as sugestões para mercado e agência reguladora, além da constatação de alguns gargalos para o segmento.

O assistente do presidente das empresas de distribuição da Eletrobrás, Luiz Fernando Arruda, colocou como principal cuidado a ser tomado o fato de que a migração da rede parece ser muito lucrativa, mas que depende de um sincronismo com os ciclos tarifários. “Se os ganhos demoram, vão para a modicidade antes que o projeto se pague. Minha proposta para a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) é de que os projetos de smart grid fiquem fora da revisão tarifária”, sugeriu. A ideia é fazer uma espécie de “congelamento” do projeto relacionado à rede inteligente, com orçamento e retornos que independem do balanço geral da companhia.

No caso da empresa estatal, Arruda destacou os investimentos que estão sendo feitos na região de Manaus. Um projeto de automação de medição será implantado na região. “Temos que começar a automatizar os nichos, se não o assunto não vai sair dos seminários”, completou.

Nesse sentido, o diretor de tecnologia e serviços da Eletropaulo, Ricardo Van Erven, também apresentou o cronograma do experimento da distribuidora da cidade de São Paulo. “Temos muita automatização, mas entendemos que o projeto precisa de integração”, afirmou. O local escolhido foi o bairro do Ipiranga, onde quase 2 mil consumidores, entre baixa e média tensão, receberão a tecnologia a ser testada. Até novembro, a estrutura da região será montada e as instalações devem acontecer até fevereiro de 2011. As análises que devem durar um ano, com previsão de avaliação de resultados para fevereiro de 2012. “Ainda assim, temos problemas: falta de padrão de interoperabilidade, poucas opções de sistemas já homologados e o elevado custo da solução existente”, opinou.

Cidade do Futuro

Tanto a Cemig quanto a Copel têm projetos parecidos que servem como amostra para a implantação do smart grid na área de concessão. Enquanto os mineiros escolheram a cidade de Sete Lagoas, próxima a Belo Horizonte, os paranaenses desenvolvem o trabalho em Fazenda do Rio Grande, na região de Curitiba – ambas as áreas foram determinadas por terem um perfil de consumidores que se parece com os respectivos Estados.

“Nosso projeto é massificar o smart grid em 2020. Daqui dez anos, queremos reduzir nossos índices de DEC e FEC (hoje na casa, respectivamente, de 10 e 11 horas) para 5 horas”, introduziu o superintendente de engenharia de distribuição da Copel, Jacir Carlos Paris. A programação consiste numa meta ousada. Na Copa do Mundo de 2014, a concessionária espera fazer de Curitiba a primeira capital brasileira com uma rede elétrica inteligente. “A nossa prioridade ao pensar em smart grid é melhorar o fornecimento. Além disso, as perdas técnicas podem cair de 6,5% para 4%, e as comerciais de 1,5% para 0,5%. Ainda este ano, com 22 recomposições e 104 transferências automáticas em subestações, já demos início à inserção de inteligência no sistema”, completou.

Pelo lado dos mineiros, a projeção inicial é de instalar 4,5 mil medições em Sete Lagoas até 2011. Depois, tudo dependerá da possibilidade financeira. “No médio e longo prazo, queremos ter 90 mil. Os 4,5 mil de início tudo bem, podemos fazer com esse custo mais elevado, mas 90 mil já seria demais”, avaliou o superintendente de desenvolvimento e engenharia da distribuição da Cemig, Denys Claudio Cruz de Souza.

Outras iniciativas foram ainda mostradas pelo coordenador do segmento smart grid da Siemens, Davi Bisinotto Gomes. Para o especialista, a evolução está no caminho certo. “A rede inteligente começa nesses exemplos. Isso é smart grid. Tenho certeza que a implantação de medidores vai alcançar a todos”, comentou. Por outro lado, Arruda, da Eletrobrás, admitiu que teme a falta de sincronia nas instalações no país. “Não dá para dividir isso. Não adianta colocar o medidor e fazer um P&D para a comunicação. Depois faz outro estudo para o software. Assim não adianta, tem de ter tudo pronto e testado para colocar em funcionamento”, concluiu.

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PLC: mais incentivos para avançar

Fonte: CanalEnergia – 26.07.2010

Quase um ano após a regulamentação pela Agência Nacional de Energia Elétrica, o uso das instalações de distribuição de energia como meio de transporte para comunicação de sinais pouco avançou na direção da prestação do serviço. Com exceção de empresas que já se estabeleceram neste mercado há alguns anos, a tecnologia PLC (Power Line Communications), aprovada em agosto de 2009, tem sido utilizada na maioria das vezes como projetos piloto das concessionárias. Pela Agência Nacional de Telecomunicações, o Regulamento sobre Condições de Uso de Radiofrequências por Sistemas de Banda Larga por meio de Redes de Energia Elétrica foi aprovado em abril do ano passado. No entanto, alguns obstáculos relacionados ao preço da tecnologia, o fornecimento de equipamentos e a própria legislação sobre o PLC ainda impedem a entrada das distribuidoras neste ramo.

De acordo com o Plano Nacional de Banda Larga, lançado pelo Ministério das Comunicações no último mês de maio, o Brasil está entre os países que usam mais intensivamente a internet em casa e contabiliza mais de 64 milhões de internautas. Os usuários utilizam cerca de 30 horas e 13 minutos por mês na rede mundial de computadores. No entanto, o índice de penetração domiciliar de microcomputadores é de apenas 31,2% das residências, e a rede de internet (incluindo acessos discado e banda larga) atende a apenas 23,8% das casas. A cada 100 habitantes 35,2 usuários utilizaram a internet no Brasil em 2007 na comparação com países que, sob determinados critérios, apresentam condições semelhantes às brasileiras. No mesmo ano, o Chile registrou percentual foi de 31%, seguido pela Argentina (26%), México (22%), Turquia (16%) e da China (16%).

Em dezembro de 2008, o número de acessos a internet em banda larga fixa no Brasil atingiu aproximadamente 9,6 milhões. Entre 2002 e 2008, a taxa anual média de crescimento dos acessos foi de 49%. Apesar do contínuo crescimento, segundo o Plano, houve uma forte desaceleração da taxa anual a partir de 2004. Enquanto o número de acessos havia crescido 105% naquele ano, em 2008, o aumento foi de apenas 29%.

Ainda segundo o documento, a penetração da banda larga ainda é muito baixa no Brasil, principalmente devido à indisponibilidade da tecnologia na maioria dos municípios brasileiros. O custo de implantação de infraestrutura ainda é alto no país e não existe muita competição entre os fornecedores de banda larga, impactando diretamente nos preços dos serviços. A tecnologia PLC, portanto, poderia ser uma alternativa para levar o acesso à internet a um maior número de pessoas, favorecendo assim a inclusão digital. O uso de redes já existentes para a transmissão de dados evitaria custos com implantação de novas infraestruturas. Com a entrada das concessionárias de energia, a tendência é que haja o aumento da competição neste segmento e, consequentemente, oferta de preços mais atraentes aos usuários.

Legislação restringe atratividade Pedro Jatobá, da Aptel

Com essas vantagens, por que a tecnologia ainda não atraiu as concessionárias a prestarem este tipo de serviço? Para o presidente da Associação de Empresas Proprietárias de Infraestrutura e de Sistemas Privados de Telecomunicações, Pedro Jatobá, a legislação do setor elétrico é restritiva quanto ao uso dos ativos para outras finalidades que não aquelas referidas no serviço regulado. “A regulamentação determina que a receita gerada de uma atividade não regulada é passível de captura para termos de modicidade tarifária, o que restringe bastante a atratividade. Então, no caso de uma distribuidora vir a explorar este serviço, a companhia correria o risco de ter uma parte significativa da receita capturada pelo órgão regulador e isso praticamente inviabiliza as empresas a fazerem isso”, avalia.

De acordo com a regulamentação da Aneel, 90% da receita das concessionárias com o serviço de locação da rede para transmissão de dados devem ser destinados à modicidade tarifária. Este valor foi um dos principais temas questionados nas contribuições recebidas no período de audiência pública, que aconteceu durante os dias 12 de março e 11 de maio do ano passado. Segundo o superintendente de Regulação e Serviços de Distribuição da Aneel, Paulo Henrique Silvestri Lopes, o princípio do estudo do PLC é que o consumidor de energia elétrica pagou pela infraestrutura, então o seu uso deve ser revertido para reduzir as tarifas. “Na época, as empresas reclamaram um filão maior, mas a Aneel achou que 10% seriam suficientes para incentivar, porque a infraestrutura está lá. Quem oferecer melhor lance para usar a instalação é quem fará todo o investimento para prestar o serviço. Então, a companhia não teria custo, apenas o resultado líquido, que seria o aluguel da rede”, diz.

Parte da receita revertida para modicidade tarifária Paulo Henrique Lopes, da Aneel

O PLC tem sido aplicado na maioria dos casos pelas distribuidoras, segundo Lopes, para fins próprios. Segundo o executivo, ainda não houve uma evolução para fins comerciais. “Com o smart grid, esta é uma das tecnologias que poderiam ser usadas. Isoladamente, para comunicação digital e analógica de sinais, está mais restrita ao uso das próprias distribuidoras”, comenta.

O uso da tecnologia pelas concessionárias é permitido para as atividades relacionadas à distribuição de energia, como serviços de telemedição, corte e religamento à distância, controle de perdas técnicas e comerciais e monitoramento remoto das redes elétricas. De acordo com a Aneel, se a controladora tiver interesse em oferecer diretamente os serviços de internet, a holding poderá criar subsidiária para essa finalidade. Através da subsidiária Copel Telecom, a Copel (PR) iniciou os estudos sobre o PLC em 2001. A companhia realizou um teste na cidade de Curitiba, com 50 usuários. Na ocasião, a tecnologia apresentou problemas em relação a sua aplicabilidade devido a restrições tecnológicas. A velocidade máxima de acesso real conseguido pelo usuário foi de 1 Mbps.

No final do ano passado, a companhia realizou testes com 110 usuários em Santo Antônio da Platina. A velocidade neste caso chegou a 30 Mbps. Apesar de encerrado o projeto, a previsão da companhia é que o sistema continue em funcionamento na cidade até o final deste ano. A ideia inicial do projeto era atingir 300 usuários, mas o número de usuários foi menor devido a alguns problemas . De acordo com a Copel, foi verificado que não há padrão nas instalações elétricas internas. As instalações, em sua maioria, foram feitas de forma precária, desorganizada e subdimensionada. Nas residências testadas, segundo a companhia, o computador fica em um dos quartos, que geralmente está na parte de trás das casas. Consequentemente, a tomada mais perto do computador fica mais ao fim da rede elétrica, e o sinal tem que passar por várias emendas. Assim, a sua potência é dividida por vários circuitos, sofrendo a maior parte das interferências dos equipamentos elétricos instalados pela casa.

Para o gerente do Departamento de Engenharia de Transmissão e Infraestrutura de Telecomunicações da Copel, Antonio Carlos de Melo, a tecnologia PLC funciona, mas tem limitações. “Tivemos que usar mais repetidores do que o número que estava previsto no projeto inicial. Como o sinal não estava presente em algumas casas, isso diminuiu nossa penetração. Não há certeza se vai funcionar nesta ou naquela casa, então vender um serviço em cima disso é complicado”, analisa. O custo elevado do PLC também é um dos obstáculos para a propagação da tecnologia. No caso da Copel, para cada usuário foram investidos cerca de R$ 6 mil com equipamentos e alguns serviços.

De acordo com a cotação de fornecedores, o valor poderia chegar a R$ 2.500 em escala mas, segundo Melo, esta quantia poderia ser utilizada para utilizar rede de fibra ótica. “Seria mais barato fazer em fibra, cujo desempenho é infinitamente superior”. O investimento total da Copel no projeto de Santo Antônio da Platina foi de aproximadamente R$ 1 milhão. Para Melo, ainda há dúvidas sobre as perspectivas relacionadas ao PLC. “Se analisarmos preço, dificuldades de tecnologia, regulamentação, não vemos no futuro o PLC como algo massificado. Deve ser usado em nichos, talvez em uma cidade mais afastada. O PLC é uma solução para quem não tem solução, [onde] o futuro ainda é incerto”.

O valor da tecnologia ainda é alto porque os equipamentos são importados mas, na opinião de Jatobá, da Aptel, é uma questão de escala. “O custo hoje não é atrativo, é feito sob forma experimental, mas à medida em que o mercado começar a surgir, quando os fabricantes se sentirem à vontade para montar estes equipamentos no Brasil, essa questão de custo vai ter um tratamento diferenciado”. O executivo lembrou também que a velocidade do PLC é diretamente dependente das condições da rede local. “Às vezes é necessário trabalhar com algumas reduções de ruído. É preciso analisar a rede e, em condições normais, funciona bem, mas exige uma análise durante o processo de instalação”, diz.

A capilaridade é um dos principais fatores que contribuem para a utilização dessa tecnologia, na opinião do gerente de Engenharia de Redes da Cemig Telecom, Wanderley Filho. “Os sistemas das distribuidoras de energia chegam a 100% das residências. Pelo fato de, em determinadas regiões, não se conseguir chegar com infraestrutura de telecom apropriada para atender a demanda de acesso à internet, por exemplo, o PLC passa a ser mais uma alternativa”. A Cemig (MG), através da Cemig Telecom, vem realizando testes com o PLC desde 1999 para avaliar o desempenho da tecnologia frente a outras como fibra ótica, wireless, ADSL e as dificuldades dos clientes. “Nos primeiros testes, os consumidores encontraram dificuldades que, com a evolução da tecnologia, foram sendo reduzidas. Hoje, em termos de desempenho, o PLC é comparável tecnicamente com ADSL, por exemplo”.

Processo de homologação onera fornecedores Wanderley Filho, da Cemig

Entre os obstáculos para o uso desta tecnologia é a pouca oferta de equipamentos. Na opinião do executivo da Cemig, a regulamentação da Anatel está dificultando a entrada de fornecedores no Brasil. “O processo de homologação de equipamentos onera muito os fornecedores. Então, eles não conseguem ou não querem ter esse gasto grande nesse momento, sem ter a certeza de que o mercado vai realmente utilizar essa tecnologia. Estaríamos com projetos para implementar comercialmente em áreas maiores utilizando essa tecnologia, mas em razão da dificuldade de ter equipamentos disponibilizados no país, não conseguimos seguir com esses projetos”, destaca Filho.

A companhia aguarda uma flexibilização da Anatel para a homologação dos equipamentos. “A expectativa é que tenhamos disponibilidade de equipamentos no Brasil para começarmos a avaliar essa tecnologia nos projetos de expansão da nossa rede. Atualmente utilizamos as tecnologias que estão disponíveis, como fibra ótica e rádio. Se o PLC não estiver disponível, não tiver fornecedor, não tenho como utilizá-lo”.

De acordo com a Anatel, o modelo de serviço de certificação brasileiro sofreu modificações ao longo dos anos. “Na década de 90, não tinha isso [processo de homologação]. Havia um processo similar, mas era o que chamamos de declaração de fornecedor, ou seja, numa declaração o responsável declara o que quiser e quando se detecta uma não conformidade ou um problema, ele já aconteceu. Então houve uma decisão da Anatel, em 1997/98 de transformar o modelo de serviço de certificação. Tivemos dificuldades no início porque, para muitos, representava uma barreira técnica, mas ao longo dos últimos anos conseguimos demonstrar que nós estávamos no caminho certo”, afirmou o gerente de Engenharia de Espectro da Anatel, Marcos Oliveira.

Mudanças no modelo de serviço de certificação Marcos Oliveira, da Anatel

São três as finalidades deste processo. A primeira delas, segundo Oliveira, é proteger o consumidor para que ele tenha o mínimo de garantia de que o que é declarado pelo fornecedor corresponde à realidade; a segunda é a segurança elétrica, a fim de que o produto não submeta o usuário a algum tipo de risco, como acidentes; e o tratamento ambiental, que é a compatibilidade eletromagnética, para evitar que haja interferência em outros produtos similares, que trabalhem no mesmo ambiente ou nas imediações. “Essas três vertentes são trazidas para dentro do aparato regulatório e são verificadas. Então isso gera um custo naturalmente e reconhecemos que há, mas não concordamos que seja um custo exagerado”, diz. Todo o processo de homologação leva, em média, um mês.

No caso do PLC, o equipamento homologado é denominado Master, que é instalado em um ponto próximo ao transformador de energia, a partir do qual o sinal é injetado nos cabos da instalação elétrica. Assim, o sinal PLC fica disponível na estrutura elétrica ligada ao circuito do transformador, de modo que qualquer tomada de energia se transforme em um ponto da rede PLC. Na outra ponta do sistema, um modem PLC é conectado a uma tomada elétrica para receber o sinal transmitido pelo Master. Este modem, então, faz a decodificação dos sinais elétricos para os de informação. Este é conhecido como o padrão PLOC (Power Line Outdoor Communication).

Existe ainda o modelo PLIC (Power Line Indoor Communication). De acordo com um estudo sobre PLC do Departamento de Telecomunicações da Universidade Federal Fluminense, o padrão PLIC consiste em uma caixa comutadora que interliga uma rede de banda larga, Wi-Fi, Cable Modem ou outra qualquer, com a rede elétrica interna de uma casa. Com isso, as tomadas estão habilitadas a transmitir dados além da eletricidade, ou seja, funcionariam também como pontos de conexão de uma rede de dados. Este é o modelo aplicado pela AES Eletropaulo Telecom, que vem testando o uso da internet pela rede elétrica por cerca de dois anos.

Flexibilidade e simetria de banda com tecnologia PLC Emerson Hioki, do grupo AES

Desde março do ano passado, segundo a companhia, a tecnologia é comercializada pela Intelig, em São Paulo, em cerca de 300 condomínios residenciais e comerciais nos bairros de Moema, Pinheiros e Cerqueira Cesar. A velocidade de transmissão pela tecnologia BPL chega a 15 Mbps, tanto para upload quanto para download. De acordo com o diretor de Operações das empresas de telecomunicações do Grupo AES, Emerson Hioki, diversas são as vantagens do PLC. “A tecnologia não oferece desvantagem em seu desempenho, mas sim muitos benefícios, como flexibilidade, já que o usuário pode conectar o modem na tomada que desejar, em qualquer cômodo da casa, simetria de banda e velocidade de até 15Mbps. A simetria proporcionada pela tecnologia facilita aplicações como vídeoconferência, compartilhamento de arquivos, jogos interativos e telemedicina, reduzindo os efeitos de atrasos”, enumera.

Hioki disse ainda que a companhia está investindo em novas tecnologias que atendam às expectativas dos clientes. “A AES Eletropaulo Telecom trabalha para aprimorar a oferta de telecomunicações do país, sempre focada em inovação. Dessa forma, a tecnologia BPL encaixa-se no portfólio das telecomunicações e é oferecida como as outras opções de conectividade”, conta. Já existe um mercado consolidado para a opção indoor, na avaliação de Jatobá, da Aptel. “Essa é uma tecnologia de gestão madura e até competitiva para usar dentro de casa e de condomínios”.

Algumas distribuidoras utilizam ainda o PLC para fins próprios. É o caso da Light (RJ), que estuda a tecnologia há três anos. A companhia utiliza SMI (Serviço de Medição Individual) para recursos de telemetria na rede de baixa tensão, já que trafegar dados na média tensão é muito caro, de acordo com o gerente de Tecnologia e Medição da Light, Luiz Carlos Direito. “Precisaria do acoplador que joga o sinal da baixa para média tensão e esse equipamento ainda é caro. Com isso, nos restringimos a trafegar com dados apenas na baixa tensão, vão até o transformador e chegam, via GPRS, para o centro de medição”, explica.

Telemetria na rede de baixa tensão Luiz Carlos Direito, da Light

Entre as desvantagens de se ter uma rede física de fio de comunicação estão os cortes dessa rede e o seu rompimento devido a roedores, por exemplo. Com o PLC, em vez de se ter a rede física, é possível transitar pelo próprio barramento do prédio ou de um shopping, por exemplo, e utilizar a infraestrutura da rede de distribuição para trafegar com a informação de medição. Portanto, não há cortes. Uma desvantagem, no entanto, é que a rede é suscetível a interferências eletromagnéticas. “As bombas elétricas, quando são ligadas, jogam ruído na rede e dificultam a comunicação com os medidores”, conta o executivo.

Operar comercialmente o serviço de telecomunicações ainda não está nos planos da empresa.”Se quiséssemos explorar o serviço, teríamos que fazer uma associação com uma empresa de telecom ou criar uma subsidiária. Até o momento ainda não temos interesse nessa parceria”. Na opinião de Jatobá, da Aptel, a transferência do direito do uso da infraestrutura para uma empresa de telecomunicações inviabiliza o uso desta tecnologia para uso próprio da concessionária.

“Por questões tecnológicas não dá para se colocar mais de um sistema PLC na rede de distribuição. O sistema trabalha com uma tecnologia de spread spectrum que ocupa todas as faixas, até para poder se acomodar com relação às interferências. “Na hora em que a empresa transferiu a sua rede para uma terceira instalar equipamentos de telecomunicações, e ela então será considerada uma rede que utilizará esses equipamentos exclusivamente para ação comercial de telecomunicações, como empresa de energia elétrica eu não consigo mais enquadrar estes equipamentos como meu uso próprio”, argumenta.

Para Jatobá, as perspectivas sobre o PLC para os próximos anos dependerão da evolução da demanda interna das empresas. “As expectativas estão muito mais concentradas no aumento da demanda por serviços de telecomunicações mais sofisticados associados à adoção do conceito de smart grid do que necessariamente uma flexibilização no sentido de que as companhias entrarão no mercado de telecomunicações e ofertarão seus serviços. Acho que isso está longe ainda”. Para Aneel, ao mesmo tempo em que o PLC evoluiu, outras tecnologias como radiofrequência, GPRS, rede Mesh e Zigbee também avançaram, e se mostraram mais adequadas.

“É difícil dizer qual será o futuro do PLC, mas observando essas tecnologias, o PLC já perdeu espaço, o custo barateou bastante. Alguns fabricantes dizem que o custo para aprovação do modelo de uso do PLC é caro, então outras tecnologias estão conseguindo se manter mais viáveis”, opina Paulo Henrique Lopes, da Aneel. Para Oliveira, da Anatel, falta tempo para que se possa conseguir resultados que sejam significativos em bases comerciais. “Estamos engatinhando. No Brasil ainda é cedo para dizer. A expectativa ainda é muito baseada em esperança do que em algo mais técnico. Acredito que não é uma solução que deve andar sozinha, vai compor soluções com outras. Será uma componente de um sistema maior, principalmente porque nós temos uma capilaridade muito grande nos sistemas de distribuição de energia”, acredita.

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Tendência é descentralizar distribuição

Fonte: Valor Online – 29.06.2010 Por Aldem Bourscheit

Empresas, fornecedores de equipamentos, institutos de pesquisa e concessionárias brasileiras e americanas estão dedicadas a implementar “redes inteligentes” para distribuição de energia. No Brasil, o experimento poderá acontecer em Sete Lagoas, a setenta quilômetros de Belo Horizonte, onde a Cemig – Companhia Energética de Minas Gerais já está instalando aparelhos para automatizar e modernizar o sistema elétrico. O projeto deve ser concluído até o fim de 2011.

As redes inteligentes ainda usam postes e fios, mas recebem “acessórios” eletrônicos e de telecomunicações que podem reduzir ou evitar apagões, minimizar desperdícios e perdas, melhorar a qualidade na distribuição, ampliar as informações para os consumidores e reduzir as contas mensais. As smartgrids também diminuem a necessidade de grandes usinas a milhares de quilômetros dos centros consumidores e aceitam fontes alternativas, como eólica e solar.

Outra possibilidade é o uso de aparelhos domésticos e industriais programados para ligar em horários de energia mais barata. Assim como na telefonia, o valor da eletricidade varia ao longo dia, crescendo nos horários de maior demanda. No Brasil de hoje, apenas grandes consumidores tem tarifas diferenciadas.

Os testes de campo no Brasil pretendem “tropicalizar” as redes inteligentes, adequando-as ao perfil de consumo e necessidades energéticas nacionais. Nos Estados Unidos e Europa, a demanda energética por habitante é muito maior e as smartgrids servirão para racionalizar o consumo e cortar emissões de gases de efeito estufa em países que geram energia queimando combustíveis fósseis. No Brasil, a maior fatia da geração ainda é hidrelétrica. “Teremos maior confiabilidade em nosso sistema e cortaremos desperdícios e custos de manutenção”, diz o superintendente de Desenvolvimento e Engenharia da Distribuição da Cemig, Denys Cláudio Cruz de Souza.

Ex-vice-presidente da AES Eletropaulo, Cyro Vicente Boccuzzi, diretor da consultoria ECOee Energia Eficiente diz que as tecnologias de distribuição estão obsoletas. “Os sistemas atuais têm nível de confiabilidade incompatível com as necessidades modernas. Além disso, construir redes no modelo antigo das usinas de grande porte, têm alto preço ambiental. As smartgrids podem elevar eficiência dos sistemas e reduzir a necessidade de mais geração”, afirma.

Para Boccuzzi, o mundo está migrando para sistemas de microredes descentralizadas, em que cada cidade, residência ou prédio produz sua energia, alimentando sistemas maiores e complementares. O que parece ficção já é realidade na cidade de Masdar, nos Emirados Árabes Unidos, que vem sendo construída para ser autosuficiente em energia renovável. “Na União Européia, muitos consumidores também são geradores de energia”, diz. No pacote de recuperação econômica lançado por Barack Obama em fevereiro de 2009, 3,5 bilhões de dólares foram dedicados a cem projetos de smartgrids que serão executados até 2012. “No exterior, redes inteligentes já chegaram às políticas públicas. No Brasil, não alcançamos esse estágio”, diz Cruz de Souza, da Cemig.

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Smart grid é o futuro certo da distribuição de energia elétrica?

Fonte: Revista O Setor Elétrico – Edição 50, Março de 2010

Autoria: Juarez Guerra, Mariângela Rino Pedrosa, Cyro Boccuzzi, Roberto Barbieri e Daniel Senna Guimarães

Duas características inerentes ao setor elétrico brasileiro podem favorecer e acelerar a implantação do smart grid no País. A primeira refere-se ao crescente aumento da demanda, que causa um risco maior de falta de energia (apagões); o segundo diz respeito ao roubo de energia, o conhecido “gato”. O conceito de smart grid consiste na implantação de medidores inteligentes que evitam fraudes e permitem que as duas pontas – concessionárias e consumidores – tenham mais autonomia para administrar sua oferta/consumo e informações em tempo real.

Além disso, o conceito instalado deve promover o uso racional da energia elétrica, já que apresenta mais ferramentas de controle, e, consequentemente, ocasiona redução do consumo de energia elétrica e, para os consumidores, diminuição também da conta de energia no fim do mês. A contrapartida é que sua implantação demanda altos investimentos e, no caso do Brasil, ainda falta regulamentação.

Smart grid é o futuro certo da distribuição de energia elétrica?

Daniel Senna Guimarães: Gestor de implantação do Projeto Cidades do Futuro da Companhia Energética de Minas Gerais (Cemig)

Uma tecnologia estratégica e que deve ser avaliada

As práticas adotadas para implantação da arquitetura smart grid (redes inteligentes de energia) e os resultados alcançados são estratégicos e de interesse de diversas partes interessadas, às quais podemos incluir, sem se limitar, as concessionárias de energia elétrica, os reguladores, os consumidores, o poder público, os fornecedores, as instituições de pesquisa, os agentes de desenvolvimento e os financiadores.

Para que o conceito de redes inteligentes de energia seja consolidado no Brasil, diversos aspectos devem ser discutidos e avaliados.

Em um primeiro momento, devem ser identificados os motivadores para adoção da arquitetura smart grid e que podem ser diferentes dependendo da região de implantação, regulamentação do setor, concessionária, sistema elétrico e fontes de energia disponíveis e exploráveis.

As tecnologias aplicáveis à adoção da arquitetura smart grid devem também ser identificadas, avaliadas e, se necessário, desenvolvidas. Um desafio que se coloca é a compatibilização das funcionalidades requeridas, a interoperabilidade entre equipamentos, os investimentos necessários e o impacto nas tarifas cobradas do consumidor e nos processos das concessionárias. Além disso, as competências e capacitações requeridas da força de trabalho devem ser reavaliadas.

Outro aspecto a ser avaliado diz respeito ao fato de a arquitetura smart grid facilitar a participação do consumidor no mercado de energia elétrica, a partir de uma maior interação com as concessionárias, tornando possível a disponibilização de uma nova era de serviços integrados, maior controle da demanda e da possibilidade de ele ser, também, um produtor. Nesse contexto, devem ser avaliados, principalmente, os impactos no planejamento, a expansão e a operação das redes e a estrutura tarifária a ser adotada.

Finalmente, impõem-se às partes interessadas o desafio de se definir uma arquitetura de redes inteligentes de energia que esteja adequada à realidade do setor elétrico brasileiro e aderente às necessidades e à disposição das partes interessadas em arcar com os incentivos, investimentos e custos adicionais de sua implantação.

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Cyro Boccuzzi: Fundador e CEO da ECOee, empresa focada em gestão e tecnologia de energia. Presidente do Fórum Latino Americano de Smart Grid

Melhor aproveitamento da infraestrutura

Seguramente smart grid é o futuro da distribuição porque reúne os avanços tecnológicos nas áreas de tecnologia de informação ao mundo da energia, em favor das melhores práticas em termos econômicos e ambientais. Isso principalmente porque possibilita um aproveitamento mais adequado da infraestrutura existente e estimula o aumento da eficiência energética no consumo.

Na verdade, o modelo vai além de mudanças na distribuição, abrangendo também os sistemas de geração e transmissão. Em linhas gerais, prevê o uso de sistemas de geração de energia local em pequena escala e de gerenciamento do consumo. Os sistemas de microgeração envolvem o uso de pequenos geradores a gás, energia solar e até mesmo pequenas turbinas eólicas para abastecer residências, condomínios ou empresas. Além de garantirem o fornecimento de eletricidade, podem, dependendo da tecnologia usada, fornecer outras utilidades, como água quente e ar refrigerado.

Paralelamente, os sistemas eletrônicos de gerenciamento do consumo possibilitam o uso mais eficiente possível da energia, atendendo a prioridades definidas pelos usuários. Além disso, a energia excedente produzida pode ser fornecida ao restante da rede, a preços de mercado.

A implantação de sistemas de medição eletrônica em todos os consumidores também vai permitir a redução de perdas e o melhor gerenciamento do consumo. Isso porque torna possível a criação de uma sistemática diferenciada para cobrança de tarifas – mais baratas nos horários de menor consumo e superiores nos horários de maior. Tal mudança estimularia os usuários a eventualmente modificarem seus hábitos, reduzindo ou até mesmo eliminando o horário de pico e garantindo o aproveitamento mais eficiente da infraestrutura disponível.

Por fim, a instalação de geradores mais próximos dos centros de carga reduz custos com transmissão e aumenta a segurança do abastecimento.

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Juarez Guerra: Engenheiro eletricista e diretor da Finder Componentes

Conscientização do usuário

Inúmeros países já começaram a implantar Smart Grid e já existem até Smart Cities, que são cidades inteiras que usam essa tecnologia. Entretanto, isso ainda está muito longe de se tornar realidade no Brasil, pois ainda existe uma distância muito grande entre as concessionárias e os usuários. O principal entrave é a conscientização dos consumidores em todos os níveis (industriais, comerciais e residenciais), porque não é suficiente apenas normalizar e trocar os medidores tradicionais pelos inteligentes sem que o usuário saiba para que ele serve. O consumidor tem seu potencial de uso limitado e precisa conhecer a tecnologia para usufruir o máximo possível dela, usá-la para gerenciar o consumo da energia, aliando a eficiência energética aos benefícios consequentes ao meio ambiente. É preciso criar políticas para mostrar ao consumidor quais serão os benefícios dessa tecnologia.

Para quem gera, transmite e distribui energia as vantagens são muito mais conhecidas e chegarão muito mais rápido. Para as concessionárias, este é um ótimo negócio, pois poderão ter maior controle de perda comercial, que é um dos principais problemas no fornecimento de energia. Em relação aos consumidores, as novas instalações poderão usufruir do Smart Grid mais rapidamente, considerando que os engenheiros eletricistas poderão prever a instalação com automação predial ou pré-automação para receber os novos medidores. Esta é uma tecnologia disruptiva, ou seja, muda todo o conceito e a cultura do uso da energia elétrica. O grande desafio é transferir esta nova tecnologia para o usuário final para que ele possa economizar e usufruir de seus benefícios.

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Mariângela Rino Pedrosa: Gerente de mercado do setor elétrico do Centro de Pesquisa e Desenvolvimento em Telecomunicações (CPqD)

Redução de perdas e confiabilidade

O smart grid é, sim, o futuro da distribuição. Sua aplicação em larga escala deve permitir a evolução de todos os processos de operação, manutenção e comercialização de energia, além de oferecer soluções práticas para se atender à crescente demanda por energia, com maior qualidade e uso de forma mais eficiente. No momento, discutem-se diversas possibilidades tecnológicas e é preciso compreendê-las para que se possam definir referências compatíveis com a nossa realidade, que permitam a evolução sistêmica e tecnológica da rede. Uma primeira grande onda – e mais visível – dessa evolução está na troca dos medidores analógicos por equipamentos digitais, que vai possibilitar maior integração entre cliente e concessionária, um dos pilares do smart grid.

As motivações para a adoção do smart grid na Europa e nos Estados Unidos são diferentes das brasileiras. Nossas concessionárias começam a entender como obter valor a partir dessa evolução tecnológica. No Brasil, os requisitos estão focados na redução de perdas não técnicas, no aumento da confiabilidade e qualidade do sistema, na redução de custos operacionais, na otimização dos ativos e na viabilização de novas modalidades tarifárias, com consequente mudança nos hábitos de consumo.

Nesse contexto, a definição de padrões, interoperabilidade e intercambiabilidade dos medidores, a infraestrutura de comunicação confiável, segura e suportando múltiplas aplicações, a estrutura regulatória e inclusão do consumidor são quesitos que precisam ser discutidos e validados com todos os agentes envolvidos.

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Roberto Barbieri: Assessor técnico da área de Geração, Transmissão e Distribuição (GTD) da Associação Brasileira da Indústria Elétrica e Eletrônica (Abinee)

Novos parâmetros de qualidade

O futuro da distribuição de energia elétrica é o smart grid porque não há alternativa para a rede elétrica se quisermos que ela evolua do serviço básico de fornecimento para uma plataforma mais ampla de serviços. A rede atual serve para a distribuidora levar eletricidade aos consumidores, com tensão e frequência adequados, com limites máximos para tempo e número de vezes em que há interrupção. Para isso, a rede elétrica atual é tecnologicamente suficiente dentro de padrões internacionais.

Entretanto, o futuro que se avizinha para o setor elétrico e os desafios técnicos só poderão ser enfrentados com uma rede inteligente. Com o smart grid, a distribuição será dinâmica e baseada nos elétrons que circularão na velocidade da luz. Por outro lado, os medidores inteligentes (smart metering) já estão a caminho. Sob coordenação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), fabricantes, distribuidoras e os órgãos reguladores, estão trabalhando no desenvolvimento de equipamentos adequados à realidade brasileira e na forma como será feita a troca do parque de medição atual.

Os medidores inteligentes são o alicerce do smart grid. Com eles poderemos ter, agregados ao fornecimento de eletricidade, novas tarifas, novos parâmetros de qualidade do serviço, controle de cargas e outras funcionalidades. Novos serviços, como a comunicação de dados pela linha elétrica, hoje autorizada, mas desconhecida, serão amplamente difundidos. Novas soluções, como a geração distribuída, veículos elétricos e compartilhamento da telemedição, são promessas de hoje, viáveis em alguns anos.

Quando a rede elétrica tiver que conviver com cargas pontuais não fixas, como os veículos elétricos, ou com consumidores que exportam eletricidade, as instalações atuais não serão suficientes. Só uma rede inteligente, com comunicação bidirecional, automação, controle e gestão de seus ativos, com supervisão integrada poderá suportar todos esses usos. Esse caminho é inexorável. As perguntas que restam são: quando chegaremos a ela e de que forma será o caminho até ela?

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Pesquisadores desenvolvem medidor eletrônico 100% nacional

Fonte: Jornal da Energia – 22.04.2010

O Brasil ganhou um medidor eletrônico 100% nacional. O equipamento, denominado Centro de Monitoramento de Usos Finais (CMUF), que foi produzido com apoio da Finep, é resultado do trabalho de equipe de estudantes de diferentes níveis de escolaridade – do ensino técnico a doutores. Eles foram orientados pelo professor Fábio Jota, do Departamento de Engenharia Eletrônica da UFMG; pela professora Patrícia Romeiro, do Cefet-MG; e pelo engenheiro Eduardo Carvalhaes, da Cemig.

Hoje, o gasto de energia é calculado pelo tradicional medidor de energia, o relógio instalado na parte externa dos imóveis e que se limita a identificar o consumo total. Já o CMUF permite mensurar o gasto de cada aparelho eletrônico em separado, além de apresentar os dados em tempo real. Diferentemente do relógio, o sistema se vale de módulos ligados à fiação interna do imóvel. A partir deles, são enviadas informações para um banco de dados, onde são convertidas em gráficos que mostram quais aparelhos consomem mais energia naquele momento.

A grande vantagem do CMUF é a sua viabilidade técnica e financeira. “Existem outros métodos de fazer o que o nosso sistema faz, mas eles são extremamente caros, o que inviabiliza a sua disseminação”, diz Fábio Jota. Normalmente, diz o professor, esses métodos medem a corrente e a tensão elétrica, lançam os dados na Internet e fazem os cálculos necessários. “O CMUF, por sua vez, faz isso tudo de forma virtual e apresenta, instantaneamente, os gráficos relativos ao consumo de energia. É uma tecnologia que reduz tempo, trabalho e custos”, analisa Jota.

O CMUF é uma ferramenta de monitoramento que permite concretizar uma economia expressiva de energia elétrica tanto em residências quanto em instituições públicas e privadas. Por meio dele é possível identificar aparelhos com possíveis defeitos técnicos e que, por isso, tendem a consumir mais energia do que deveriam. O sistema também aponta onde está o maior gasto de energia. “Muitas vezes, os pais cobram dos filhos a diminuição do tempo de banho, considerando-o o grande vilão da conta de luz. O nosso sistema mostrou que, em muitas casas, os computadores, quando ligados durante o dia inteiro, gastam muito mais energia do que o chuveiro”, exemplifica Fábio Jota.

Nas grandes instituições, a economia pode ser enorme. É possível detectar, em tempo real, aparelhos ligados sem necessidade, como um ar-condicionado numa sala vazia. Além disso, o sistema permite saber se terceiros estão mantendo a devida preocupação com os gastos energéticos. Um exemplo são alguns órgãos públicos que terceirizam o serviço de cantina. Como ela apenas utiliza a energia do prédio e não arca com nenhum custo, seus administradores não atentam para medidas de economia. Tal atitude é imediatamente detectada pelo CMUF.

Os coordenadores do projeto estão monitorando 15 edificações em Belo Horizonte e uma em Juiz de Fora. Fábio Jota estima que, na UFMG, uma combinação de programas educativos e monitoramento dos aparelhos eletrônicos através do CMUF poderia resultar na economia de aproximadamente 20% da energia elétrica.

O sistema já foi patenteado em âmbito nacional e internacional. O desafio agora é transformá-lo em produto e serviço. Para tanto, é necessário estabelecer parcerias. O primeiro passo é encontrar uma empresa do ramo de hardwares interessada em converter os módulos em chips, para produção em larga escala. “Com a tecnologia pronta, a Cemig poderia oferecer o serviço com facilidade, podendo inclusive lucrar com isso. O cidadão pagaria uma quantia e a Cemig apresentaria a ele um estudo com propostas de racionalização do uso de energia em sua residência”, avalia Fábio Jota.

Mas o professor teme não encontrar parceiros no Brasil, de pouca tradição em desenvolvimento de hardwares. As empresas nacionais receiam investir, pois alegam que, se outros países lançarem um chip mais avançado, poderão não ter retorno financeiro. “Pode ocorrer de instituições estrangeiras licenciarem a nossa patente, desenvolverem o produto e, futuramente, exportarem para nós. Compraremos no exterior o resultado de um trabalho brasileiro. A situação é lamentável, mas não é incomum”, alerta Fábio Jota.

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Redes inteligentes do sistema elétrico da Cemig começarão por Sete Lagoas

Fonte: Cemig – 04.01.2010

A Companhia Energética de Minas Gerais – Cemig lançou, nesta segunda-feira (28/12), o projeto Cidades do Futuro, um programa que permitirá avaliar a melhoria da prestação de serviços da Empresa para o consumidor final, através da automação das redes de distribuição e modernização do sistema elétrico. O lançamento aconteceu na sede da Cemig em Belo Horizonte e contou com a presença do presidente, Djalma Bastos de Morais, do diretor de Distribuição e Comercialização da Cemig, Fernando Henrique Schuffner, e do prefeito de Sete Lagoas, Mário Márcio Campolina Paiva.

A cidade escolhida para dar início à implantação do programa é Sete Lagoas, localizada a 70 km de Belo Horizonte. Trata-se de um município com grande diversidade de atividades econômicas nos setores industrial, da agropecuária e de serviços, que conta com uma população acima de 200 mil habitantes e número de clientes superior a 80 mil.

De acordo com o superintendente de Desenvolvimento e Engenharia da Distribuição da Cemig, Denys Cláudio Cruz de Souza, a escolha de Sete Lagoas se deu pelo fato de a cidade ter o sistema elétrico de alta, média e baixa tensões, sistema de telecomunicações, mercado diversificado e a presença da Universidade Corporativa da Cemig (Univercemig).

Cidades do Futuro

O projeto Cidades do Futuro vai avaliar a capacidade e os benefícios da adoção da arquitetura smart grid, a partir dos testes que acontecerão em Sete Lagoas, o que permitirá identificar a viabilidade de expansão para toda a área de concessão da Cemig, bem como validar os produtos, serviços e soluções inovadoras, visando melhorar a prestação de serviços da Empresa. O plano de implantação detalhado do projeto, iniciado em 2009, estará finalizado no início de 2010.

“O projeto Cidades do Futuro, além de ser um grande desafio, é uma excelente oportunidade de implementação do paradigma das redes inteligentes, permitindo a integração dos processos da Cemig, definidos pelos órgãos reguladores, permitindo simultaneamente o aumento da eficiência e da flexibilidade da operação da rede elétrica e a melhoria da qualidade dos serviços, entre outros”, afirma o superintendente Denys Cláudio.

Segundo o superintendente, as ações cobrem os processos empresariais da Cemig, concentrando-se nas áreas de automação da medição de consumidores, automação de subestações, automação de redes de distribuição, telecomunicações operacionais, sistemas computacionais da operação do sistema elétrico e gerenciamento e integração de geração distribuída.

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Uso de tecnologia ajuda a baixar a conta de luz

Medida gera ganhos em conforto, mas, principalmente, em diminuição da despesa com energia
Fonte: uai – 14/11/2009 – Paula Takahashi e Paola Carvalho – Estado de Minas

Controlando a casa

Um futuro em que se determina nas teclas do computador o tempo do banho de cada um da família, a quantidade exata da próxima porção de ração do cachorro e o momento certo da irrigação do jardim. Ele está longe? Já chegou à casa dos belo-horizontinos Vanessa e Alexandre Gontijo e das filhas Giovana, Bárbara e Camila, moradores do Bairro Tirol (Região do Barreiro). Ele desenvolveu suas próprias técnicas, mas grandes companhias brasileiras estudam a implantação em massa de sistemas semelhantes. Em um primeiro momento, o investimento pode parecer alto, mas a economia no caixa das empresas e no bolso do consumidor promete ser maior ainda.

Alexandre GontijoCansado de pagar pesadas contas de água e luz, o analista de sistemas Alexandre Gontijo desenvolveu um programa de controle de energia em sua residência manipulado pela internet. “As meninas saíam dos cômodos e deixavam as luzes e TV ligadas. No fim, eu pagava mais de R$ 250 por mês. Agora, as lâmpadas têm um tempo de funcionamento fixo. Quando esse prazo acaba, elas simplesmente desligam. Até o chuveiro é controlado. Elas têm oito minutos para tomar banho antes de a água ficar fria”, explica. O resultado foi uma economia de 25% na conta. Sem contar os mais de R$ 80 que deixou de pagar com água. “A mangueira também tem tempo estipulado. Com isso, as horas de irrigação do jardim e limpeza da calçada acabaram”, conta. A experiência caseira virou negócio e agora ele comercializa sua criação na AVG Sistemas.

A ideia de mensurar o consumo de cada um dos aparelhos domésticos para aumentar ainda mais o controle sobre o orçamento familiar está em estudo por grandes companhias de energia, que podem instalar uma rede inteligente nas casas de todo o país já a partir do ano que vem. A empresa norte-americana Silver Spring Networks (SSN), uma das líderes em soluções de rede de energia inteligente nos Estados Unidos, acaba de anunciar parceria com a mineira Axxiom, controlada pela Companhia Energética de Minas Gerais (Cemig), que detém 49% de participação, Nansen, Leme Engenharia e FIR Capital, entre outras. A meta é lançar no primeiro semestre de 2010 um projeto piloto no Brasil, com grande possibilidade de começar por Minas Gerais. As mudanças seriam muitas. A começar pelos R$ 7,6 bilhões que as concessionárias economizariam ao ano com a solução para o furto de energia, os gatos, conforme a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). “A economia poderia resultar, inclusive, na redução da conta”, diz o vice-presidente executivo da Silver Spring, John O’Farrel.

Esse controle seria possível com a troca do medidor mecânico por um digital, que traz acoplado uma placa eletrônica que permite a conexão entre as concessionárias de energia e seus consumidores por meio de uma rede de comunicação sem fio. Com o novo equipamento, que custa cerca de R$ 360, seria possível informar ao cliente, por exemplo, qual o gasto em horários específicos e por aparelho, tanto em quilowatts quanto em reais. “É tudo via rádio frequência sem fio. Se a empresa percebe que você usa muito a máquina de lavar às 19h, pode entrar em contato e te oferecer desconto para o uso fora do horário de pico”, explica o diretor comercial da Axxiom, Miguel Sarmento. Ele destaca ainda que o conhecimento sobre onde está o gasto de energia facilita decisões sobre onde economizar, como apagar uma luz que sempre fica acesa sem necessidade. Outra facilidade é que o ligamento ou desligamento de energia, que hoje depende da presença do técnico no local, pode ser realizado virtualmente pela empresa em questão de segundos.

Mais um avanço é a comunicação entre empresa e cliente, especialmente diante de blecautes como o ocorrido na última terça-feira na usina hidrelétrica de Itaipu e que deixou 18 estados brasileiros às escuras. Segundo O’Farrel, que tem mais de 25 anos de experiência no setor nos EUA e outros países, uma rede inteligente poderia ter ajudado a reduzir o impacto e a duração da falta de energia. “A pane poderia ter sido isolada e a energia rapidamente redirecionada de outras fontes para as regiões afetadas. Para aqueles consumidores, cujos aparelhos celulares não tivessem sido afetados, poderiam ser enviadas mensagens (SMS) com informação precisa sobre o blecaute”, exemplificou.

Modo de repouso, mas com gastos

A busca incessante de Alexandre Gontijo por alternativas que reduzam os gastos da casa pode ter mais um aliado. Já no próximo ano, a GT, empresa do Vale da Eletrônica em Santa Rita do Sapucaí, no Sul do estado, pretende lançar no mercado o Ecoenergy, sistema que vai por fim ao consumo indesejado dos aparelhos eletrônicos que ficam em modo de repouso, conhecido como stand by. A promessa é de redução de até 95% na despesa gerada pelo modo de repouso. “Hoje, um receptor de TV a cabo gasta, em média, 10 watts/hora mesmo desligado. Com o uso do Ecoenergy esse gasto vai passar para 0,5 watts/hora. Na conta de luz, que pode ter pelo menos 15% do seu valor representado por consumo em stand by, essa parcela passará para apenas 0,2%”, afirma Frederico Ferrão, diretor de desenvolvimento da GT.

Para isso, basta que os consumidores comprem um adaptador que será ligado à tomada e conectará aparelhos que consumam até 1000 watts/hora em funcionamento normal. O Ecoenergy também terá um controle individual que sinalizará se os aparelhos ali conectados estão ligados ou em repouso. “Quando a pessoa mandar o comando de standby, ele simulará que a TV, decodificador ou DVD foram desligados. Portanto, não haverá gasto de energia. O consumo de 0,5 watts/hora será somente o do Ecoenergy”, explica. Espera-se que o custo, estimado em R$ 70 a R$ 75, possa ser ressarcido em cerca de sete meses.

Ainda com a intenção de aumentar o controle da conta de luz, a Inovale, também localizada em Santa Rita do Sapucaí, se prepara para comercializar o Econo$ensor, display digital que vai informar, em Reais, a quantidade de energia consumida na casa. “Por enquanto o Econo$ensor apenas mede a energia gasta e mostra o valor financeiro a ser pago em reais, mas a intenção é que a pessoa seja informada quanto está gastando por setor da casa ou comércio, seja na tomada, chuveiro e geladeira e até que controle a fuga de energia”, explica Pedro Ribeiro, um dos idealizadores do projeto juntamente com Dênio Vilela de Lima e um grupo de alunos do Instituo Nacional de Telecomunicações (Inatel). O aparelho, com valor previsto de R$ 100 a R$ 150, ainda permitirá o estabelecimento de metas de consumo e informará se o valor estabelecido já foi ultrapassado.

E as possibilidades de economia não param por aí. O gás natural, que está previsto para chegar em Belo Horizonte a partir do ano que vem, pode representar uma redução de pelo menos 30% na conta se comparado à energia. “O gás seria pelo menos 30% mais econômico para aquecer a mesma quantidade de água. Ainda poderá ser associado à energia solar para aumentar ainda mais a eficiência”, explica Rodrigo Fiúza, assessor da diretoria comercial da Gasmig.

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