A modernização planejada para a rede nacional de energia dos Estados
Unidos pode custar até 476 bilhões de dólares em 20 anos, mas oferecerá 2
trilhões de dólares em benefícios aos consumidores ao longo do período,
de acordo com especialistas setoriais.
A rede elétrica dita "inteligente" economizará energia, reduzirá custos
e propiciará maior confiabilidade ao distribuir eletricidade dos
fornecedores aos consumidores com ajuda de comunicação de dados
bidirecional que permitirá o controle de eletrodomésticos, o
carregamento de veículos elétricos e o uso de fluxos de energia de
fontes renováveis nos lares dos usuários.
"A implementação da rede inteligente é um processo contínuo. À medida
que novas tecnologias sejam desenvolvidas e ganhem em custo/benefício,
poderão ser usadas para encontrar a forma mais efetiva de equiparar
oferta e procura", disse Matt Wakefield, gerente do programa de redes
elétricas inteligentes do Electric Power Research Institute (EPRI), em
entrevista coletiva.
Para tornar o sistema elétrico do futuro uma realidade, o EPRI, uma
organização sem fins lucrativos para a pesquisa e desenvolvimento de
tecnologia elétrica, afirmou que as empresas de energia precisam
investir entre 17 bilhões e 24 bilhões de dólares ao ano ao longo das
duas próximas décadas. Boa parte desse custo será repassado ao
consumidor.
"Precisamos informar aos usuários de energia que o sistema elétrico
será melhorado e resultará em custos menores, mesmo que não encontrem
queda imediata em suas contas de luz", disse Clark Gellings, pesquisador
do EPRI.
Por volta de 2050, o EPRI estimou que a conta de luz média
provavelmente subirá 50 por cento, caso a rede inteligente seja adotada.
Em caso contrário, a conta média pode subir em quase 400 por cento.
Algumas das maiores empresas mundiais de tecnologia estão concorrendo
para fornecer infraestrutura às redes elétricas inteligentes, entre as
quais IBM, General Electric, ABB, Siemens, Google, Toshiba, Cisco e
Microsoft.
Na semana passada, a multinacional japonesa Toshiba fechou acordo para
adquirir o grupo suíço de redes elétricas inteligentes Landis+Gyr por
2,3 bilhões de dólares.
Além das próprias gigantes da tecnologia, todos os tipos de empresas
nas indústrias de energia, eletrodomésticos e automotiva poderão usar a
rede inteligente para interagir com os consumidores.
A rede de distribuição dos Estados Unidos não foi projetada para atender
às necessidades de um mercado elétrico reestruturado, demandas cada vez
maiores de uma sociedade digital ou para o uso crescente de produção de
energia renovável.
A rede elétrica norte-americana atualmente consiste basicamente por
grandes usinas geradoras de energia térmica a carvão e a gás e nuclear
conectadas a redes locais de distribuição de alta voltagem.
Os EUA conseguem cerca de 46 por cento de sua energia do carvão, 21 por
cento de gás natural e 20 por cento de usinas nucleares. Usinas de
geração renovável como eólicas e solares geram menos de 5 por cento do
total, segundo dados do governo federal
IBM, General Electric, ABB, Siemens, Google, Toshiba, Cisco e Microsoft
concorrem para oferecer infraestrutura para as redes "inteligentes" de
energia
E no Brasil?
Ao longo dos últimos dois anos, várias concessionárias de
energia do Brasil começaram a se aventurar num terreno ainda inexplorado por aqui: a instalação das chamadas
smart grids, ou redes inteligentes de energia elétrica.
Na prática, isso significa que elas escolheram algum município dentro
de sua área de concessão para trocar, pela primeira vez, os medidores
eletromecânicos de consumo dos clientes por medidores digitais
inteligentes.
Parece pouco, mas a ação tem o poder de mudar de maneira radical a
forma como cada um de nós lida com a energia que ilumina nossas casas.
Até hoje, as empresas de energia elétrica recebem as informações sobre o
consumo dos clientes apenas uma vez por mês, graças ao trabalho dos
leituristas, e também só sabem sobre um problema no fornecimento se
alguém ligar para reclamar.
Com o uso do medidor inteligente e de toda a parafernália tecnológica
que a ele deve estar atrelada — uma rede elétrica automatizada e um
sistema robusto de transmissão de dados —, é possível monitorar o
consumo de cada cliente em tempo real.
Eventuais falhas também são percebidas imediatamente. Trata-se de uma
guinada sem precedentes para as concessionárias, pois suas incursões
nessa seara vinham sendo conduzidas até então numa escala bem modesta.
A portuguesa
EDP,
por exemplo, foi pioneira no país e começou a testar a viabilidade de
uma rede inteligente de energia em Aparecida, município paulista de
35 000 habitantes, em 2011. Lá, a concessionária finaliza a troca do
medidor analógico pelo digital inteligente para a totalidade de seus
13 000 clientes até meados de maio.
Em Minas Gerais, a Cemig instalará o equipamento para 8 000 clientes na
região de Sete Lagoas, município vizinho a Belo Horizonte, até abril de
2014. Hoje, 3 200 medidores já estão em operação. A novidade é que a
AES Eletropaulo também decidiu entrar na era das smart grids, e isso deve mudar completamente a escala do jogo.
Seu projeto é proporcional ao seu tamanho, o de maior concessionária do
país em faturamento e consumo de energia, com 6,5 milhões de
consumidores. A empresa deverá munir todos os 60 000 clientes de
Barueri, cidade vizinha à capital paulista com 250 000 habitantes, de
medidores inteligentes até 2015.
“Trata-se do primeiro grande teste de smart grids no país”, diz
Britaldo Soares, presidente da AES Brasil, holding dona da Eletropaulo.
Para executá-lo, a empresa vai investir 71 milhões de reais nos próximos
três anos.
Desse volume, 32 milhões de reais vêm de um percentual da receita
líquida que ela, por determinação da Agência Nacional de Energia
Elétrica, é obrigada a investir em pesquisa e desenvolvimento. O
restante é um desembolso voluntário.
Por trás do desejo da AES Eletropaulo de testar a viabilidade da smart
grid em Barueri, para então expandi-lo para toda a sua área de
concessão, há uma série de razões. A primeira delas é que a rede
inteligente permitirá à empresa detectar de maneira muito mais fácil as
fraudes, o que ajudará na redução das perdas comerciais.
A AES Eletropaulo não divulga o que é isso hoje em dinheiro, mas revela
que, em 2012, cerca de 4% da energia que distribuiu foi perdida por
meio de práticas ilícitas, como adulteração de medidores e ligações
clandestinas — o suficiente para abastecer por dez meses o município de
Santo André, na Grande São Paulo, com 670 000 habitantes.
Hoje, para identificar um desvio suspeito no padrão de consumo de um
cliente, a empresa precisa esperar, pelo menos, um mês. Com o
monitoramento de distribuição da energia em tempo real, qualquer
dissonância virá à tona com muito mais rapidez. “Nossa estimativa é que a
rede inteligente nos ajude a diminuir as perdas comerciais em Barueri
em até 30%”, afirma Maria Tereza Velhano, diretora regional da AES
Eletropaulo.
A implantação da smart grid não vai beneficiar apenas o caixa da
Eletropaulo. Ela também tem potencial para favorecer o consumidor de
diferentes maneiras. Para começar, a smart grid permite que vários
consertos na rede, assim como o simples religamento da energia cortada,
hoje feitos in loco, possam ser realizados de maneira remota.
Não é uma vantagem trivial, sobretudo para os clientes de uma
concessionária cuja área de concessão é famosa por ter o tráfego de
veículos mais intenso do país.
O tempo médio que um cliente espera para ter seu problema resolvido
pela empresa é 3 horas. Num dia crítico, porém, com tempestades e
recorde de congestionamento, essa espera pode chegar a 9 horas. “Por
isso, quanto menos deslocamentos as equipes fizerem, melhor”, diz Sidney
Simonaggio, vice-presidente de operações da concessionária. “Ganham o
cliente e a empresa, que reduz seus custos operacionais.”
Gestão de consumo
Com a adoção da smart grid, o consumidor também passa a ter nas mãos
uma ferramenta para gerenciar seu uso de energia. Desde a penúltima
semana de abril, os 3 200 clientes da Cemig que já ganharam medidores
inteligentes passaram a ter acesso a um site na internet que lhes
permite monitorar seu consumo de energia diariamente.
Os 60 000 clientes da AES Eletropaulo em Barueri também poderão fazer o
mesmo. O maior benefício para eles será sentido a partir de março de
2014.
Nesse mês, passará a valer para os consumidores de baixa tensão, como
residências e pequenos comércios, a chamada tarifa branca — ou preços
diferenciados para a energia, dependendo da hora que ela for consumida.
Ou seja, será possível economizar ao consumir fora dos horários de
pico. Por isso, a adoção da smart grid tende a beneficiar o meio
ambiente, já que incentiva um uso mais racional do recurso — esse é um
dos aspectos que vêm impulsionando a disseminação dessas redes na
Europa.
Para os europeus, outro atributo valioso da smart grid é que ela
permite a geração distribuída — ou o uso das casas dos consumidores para
a geração de energia em pequena escala com a instalação de painéis
solares e microgeradores eólicos. Cada consumidor se transforma, assim,
em uma miniusina de energia. “Na Europa, as concessionárias pagam ao
consumidor pelo excedente gerado”, diz Jeferson Marcondes, gestor
executivo da EDP Bandeirante.
Portugal tem hoje aproximadamente 20 000 consumidores que são também
microgeradores de energia. No Brasil, a geração distribuída ainda não é
uma realidade. Com a smart grid da AES Eletropaulo e de outras
concessionárias, porém, há agora expectativa de que ela possa decolar no
país num futuro menos remoto.
Noticia Extraída do Site da exame.com.
