Notícias: Reino Unido mostra avanços em smart grids

O Brasil precisa ampliar sua rede inteligente de transmissão e distribuição de eletricidade, os chamados smart grids.

Os esforços para tanto se intensificaram a partir de 2010, mas ainda estão muito distantes de alcançar uma fatia considerável dos consumidores residenciais, mesmo nas grandes cidades.

O governo do Reino Unido (UK) patrocinou missões comerciais para divulgar sua experiência recente na adoção dos smart grids e oferecer ao Brasil produtos e tecnologia para apoiar o crescimento do uso desses sistemas.

No dia 20 de março, o UK Trade & Investment (UKTI), representação comercial britânica, promoveu uma conferência sobre redes inteligentes, com a participação de empresários e especialistas britânicos e brasileiros, além de representantes de entidades oficiais.

“O Brasil ainda incentiva pouco a geração elétrica distribuída domiciliar, que aproveita muito o sistema de medição inteligente e bidirecional”, comentou o cônsul-geral do Reino Unido em São Paulo, John Doddrell, também diretor do UKTI no Brasil.

A regulamentação brasileira atual já admite a colocação na rede da energia gerada pelos consumidores residenciais, mas o valor recebido abate a despesa mensal de eletricidade, sendo o excedente remunerado no prazo de 36 meses.

Segundo Doddrell, na Inglaterra o pagamento pela energia colocada na rede de distribuição é remunerado na conta subsequente – o modelo inglês prevê contas trimestrais.

Química e Derivados, Doddrell: até 2050, toda a energia do Reino Unido terá fonte renovável
Doddrell: até 2050, toda a energia do Reino Unido terá fonte renovável

“Os medidores modernos também facilitam a medição de energia por faixas de horários, com preços diferenciados, atenuando os picos de consumo”, afirmou.

Doddrell salientou que a preocupação do Reino Unido em usar mais as fontes renováveis de energia é relativamente recente, iniciada em 2009, quando se estabeleceu a meta de contar com suprimento majoritário de energia renovável na matriz regional a partir de 2020, tonando-se uma economia de baixo carbono.

“Atualmente, o carvão e o gás natural ainda suprem três quartos da energia do Reino Unido”, informou o cônsul. Até 2050, toda a eletricidade do Reino Unido será obtida de fontes renováveis, permitindo reduzir as emissões de gás carbônico em 80%.

Dadas as suas condições geográficas, o Reino Unido incentiva sobremaneira a geração eólica, mediante parques geradores instalados em alto mar (offshore), sendo necessário superar muitas condições adversas.

“Não é o caso do Brasil, que possui muitas áreas onshore aproveitáveis para isso, além de contar com outras opções de energia renovável”, comparou.

Mesmo assim, as dificuldades para adotar os sistemas de transmissão e distribuição inteligente são igualmente notáveis, exigindo a criação de mecanismos oficiais de incentivos e de regulação.

“A rede inteligente precisa integrar o sistema elétrico com um sistema de telecomunicações, e aqui começam os problemas”, comentou a gerente comercial para a área de energia elétrica e renováveis do UKTI, Adriana de Queiroz.

O Reino Unido já superou essa etapa, com bons resultados. Segundo Adriana, o governo brasileiro está dividido sobre esse tema, cujos encontros setoriais não costumam contar com a participação da Agência Nacional de Telecomunicações (Anatel), dificultando o diálogo.

Além disso, os aspectos regulatórios ainda complicam a vida dos usuários.

“O Inmetro [Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia] só reconheceu oficialmente os medidores inteligentes unidirecionais, muito limitados, incapazes de medir a energia gerada de forma distribuída e colocada na rede”, comentou Adriana.

“O Reino Unido criou um fórum para discutir todos esses assuntos entre agentes públicos e privados, com sucesso”, relatou Doddrell.

O cônsul-geral em São Paulo comentou que a segurança energética é um tema que aproxima brasileiros e britânicos.

Até 2009, o sistema elétrico inglês era classificado como ultrapassado, com grandes perdas de energia e interrupções frequentes de suprimento. Uma situação muito parecida com a brasileira nos dias de hoje.

“Há muitas vantagens econômicas na modernização do sistema elétrico, por exemplo, a capacidade de obter informações precisas sobre o padrão de consumo na rede e nos clientes, possibilitando reorientar o fornecimento de energia de forma compatível com a necessidade no momento”, salientou.

Doddrell ressaltou que as empresas e órgãos oficiais do Reino Unido podem oferecer ao Brasil a sua experiência de coordenação de trabalhos entre diferentes agências regulatórias e de fomento, bem como na elaboração de padrões de qualidade e de planos de incentivos para pesquisa e desenvolvimento, além da formação de especialistas.

O plano energético inglês pode ser considerado agressivo: até 2020 todos os medidores de eletricidade e gás para residências e pequenos comércios serão trocados por aparelhos inteligentes. Segundo Doddrell, isso significa trocar cerca de 50 milhões de medidores, mediante investimento estimado em R$ 55 bilhões.

O montante elevado não deve desestimular as iniciativas nesse campo.

“Os investimentos realizados pelo Reino Unido até agora já foram suficientes para aumentar a produtividade e a competitividade, especialmente pela formação de mão de obra qualificada para o design de produtos eletrônicos na linha do baixo carbono”, afirmou Doddrell.

Segundo ele, o centro de pesquisas britânico apontou o Brasil, o décimo maior consumidor de energia do mundo, como o país com o mais importante potencial de desenvolvimento de redes inteligentes, um mercado global avaliado em R$ 111 bilhões em 2014.

Visão brasileira – A complexidade burocrática para a implantação de sistemas inteligentes no Brasil pode ser avaliada pela quantidade de ministérios envolvidos com o tema.

São seis: Minas e Energia; Desenvolvimento; Ciência e Tecnologia; Comunicações; Planejamento; e Defesa. Apesar disso, o Programa Brasileiro de Redes Inteligentes (PBRI) vem ampliando sua expressão desde 2010.

“Como parte do programa Inova Energia, de 2010 para cá, os investimentos triplicaram”, informou Carlos Frees, especialista em projetos de informação e comunicação da Agência Brasileira para o Desenvolvimento Industrial (ABDI). Atualmente, há dez projetos de smart grids em andamento em cidades brasileiras.

Segundo Frees, a estratégia adotada pelo governo federal prevê estimular o avanço das redes inteligentes mediante a evolução da ciência e tecnologia nacional, com oportunidades para a produção local de componentes e softwares, de modo a permitir a exportação futura desses itens.

Química e Derivados, Frees: plano brasileiro enfatiza geração local de tecnologia
Frees: plano brasileiro enfatiza geração local de tecnologia

“Precisamos desenvolver ações que integrem governo, sociedade e indústria”, afirmou.

Segundo ele, mais de 600 empresas e institutos oficiais participam do Inova Energia.

Dentro dessa estratégia, o especialista advoga a necessidade de olhar com mais profundidade para as redes inteligentes, não as limitando ao abastecimento elétrico.

“O smart grid está relacionado ao conceitos de smart cities, nas quais a tecnologia permitirá a troca de dados em eletricidade, água, gás e, até mesmo, redes de transportes públicos”, adiantou.

A adoção de smart grids é essencial para que a população aumente o consumo consciente de energia, a partir da percepção das diferenças de tarifas durante o dia.

O apelo ambiental, embora faça sentido na Europa, é pouco atraente no Brasil.

Química e Derivados, Pepitone: smart grid contribuirá para melhorar qualidade da energia
Pepitone: smart grid contribuirá para melhorar qualidade da energia

“Nossa matriz de energia se apresenta apoiada em mais de 94% nas fontes renováveis”, considerou André Pepitone, diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

Também o perfil dos consumidores é muito diferente da média europeia.

Segundo o diretor da Aneel, o Brasil conta com 63 empresas distribuidoras de eletricidade, perfazendo um consumo médio residencial de 153 kWh.

No entanto, enquanto o cliente residencial da região Sudeste consome cerca de 250 kWh, próximo da média dos países desenvolvidos, os de Sergipe ficam em 71 kWh.

Da mesma forma, a Eletropaulo, em São Paulo, possui uma densidade média de consumidores de 1.395 unidades por km², enquanto a região amazônica indica 1,5 consumidor por km².

Essas disparidades evidenciam a complexidade de operar em situações por vezes tão desfavoráveis, com baixa probabilidade de viabilização econômica.

Mas Pepitone também apontou uma importante contribuição dos smart grids no caso das interrupções de suprimento. Segundo ele, em 2012, a Europa registrou perto de 250 minutos de queda de suprimento elétrico por ano, com destaque negativo para Portugal, com 400 minutos por ano.

Os EUA não ficaram muito melhores: 430 minutos. Já o Japão poderia matar de inveja os consumidores brasileiros: seis minutos de apagão por ano.

No Brasil, apenas em 2012, os consumidores foram privados de suprimento elétrico por 18 horas, em média.

‘O Basil precisa melhorar a qualidade do suprimento elétrico”, apontou Pepitone.

A baixa qualidade se traduz em perdas de energia da ordem de R$ 8 bilhões/ano, em parte causadas por furto, ocorrências que seriam minoradas se houvesse um sistema de controle inteligente da rede.

Medidores inteligentes permitiriam aproveitar a tarifa branca, determinada conforme a faixa de horário em que se registra o consumo.

Pepitone salienta que a Resolução Normativa 482/2012 da Aneel regulamentou o uso de medidores inteligentes, mas ainda faltam normas para a adoção da tarifa branca e também para aceitar o sistema de pré-pagamento da eletricidade.

“Temos alguns projetos piloto bem avançados, mas o desafio continua sendo convencer o consumidor a interagir”, afirmou o diretor.

Ele salientou que a introdução dos smart grids não é uma tarefa trivial.

“A integração da distribuição elétrica com a transmissão de dados exige uma política específica, pois os dados precisam ser coletados e levados a um integrador e de lá enviados para outro concentrador. é um esquema complexo”, salientou.

Além disso, a introdução da energia gerada de forma distribuída na rede em pontos impróprios pode acarretar novas dificuldades, exigindo criar metodologia adequada.

“Isso já deu problemas na Alemanha e em outros lugares da Europa”, alertou.

O professor da Escola Politécnica da Universidade de São Paulo, José Antonio Jardini, aponta algumas dificuldades para a adoção de sistemas de geração distribuída.

“Os governos estaduais querem cobrar o ICMS dos pequenos geradores e as distribuidoras perderiam muita receita se o número de residências com geração própria fosse significativo, essa conta não fecha”, argumentou.

Para ele, a solução imediata seria a distribuidora cobrar mais caro pela energia que fornece do que pela adquirida.

Pepitone considerou que o pagamento imediato da energia gerada pelas residências seria um fator importante para tornar economicamente atraente a geração distribuída, especialmente na modalidade solar.

“A questão do ICMS ainda precisa ser avaliada pelo Confaz; Minas Gerais teve a sensibilidade de anular essa tributação”, comentou.

A EDP Energias do Brasil, empresa internacional com sede em Portugal, implantou em 2011 um piloto de rede inteligente em Aparecida do Norte-SP, cidade com 35 mil habitantes situada no Vale do Paraíba, no qual deverá investir cerca de R$ 10 milhões.

“Na primeira fase do programa, trocamos 3.650 medidores, distribuímos lâmpadas econômicas e geladeiras mais eficientes, além de aquecedores solares e também painéis fotovoltaicos”, explicou Jefferson Marcondes, gerente executivo de desenvolvimento tecnológico do grupo.

Para ele, a adoção do smart grid não eliminará as chamadas perdas não-técnicas de eletricidade, mais conhecidas como furto. “Rede inteligente não resolve todos os problemas, mas ajuda a melhorar a qualidade do sistema”, defendeu.

Ele informou a ocorrência de 150 blecautes acima de 100 MW desde janeiro de 2011. No entanto, ele admite que os custos de implantação em larga escala dos smart grids é elevado no Brasil, país em que há pouca tradição de uso de ferramentas de telecomunicações na área de energia, com uma demanda cada vez maior pela automação dos sistemas.

“O governo precisa ditar as regras do jogo”, disse.

Marcondes estima que o custo das tarifas de eletricidade deverá subir 450% até 2050, mantido o sistema atual. Com a introdução de smart grids, esse aumento ficará em 50%.

A EDP firmou acordo de parceria com a USP para que sejam desenvolvidos vários estudos envolvendo a tecnologia.

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