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. (Jornal da Energia)
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. (Jornal da Energia)
