quinta-feira, 26 de maio de 2011

AES Eletropaulo investe em eficiência energética no Hospital das Clínicas de São Paulo


Fonte: Procel Info
 
São Paulo - Recentemente a AES Eletropaulo entregou a terceira e última etapa do projeto de eficiência energética no Instituto do Coração (InCor) e no Instituto da Criança (InCr). 
 
Com um investimento total de R$ 9,25 milhões, o projeto que busca conscientizar sobre o uso racional de energia e implementar ações para reduzir o consumo em ambientes públicos e privados, realizou a troca de equipamentos antigos por outros mais modernos e eficientes que irão gerar uma economia de energia suficiente para abastecer mais de 4 mil residências durante um ano.

Além da economia no consumo de energia, a troca dos aparelhos também irá proporcionar uma redução nos gastos com manutenção, beneficiando não apenas o InCor, o InCr e a AES Eletropaulo, mas também o meio ambiente. 
 
A modernização do sistema de refrigeração irá gerar uma economia de cerca de R$ 2,5 milhões ao ano. As alterações incluem a substituição dos chillers e das bombas de água gelada e de condensação e a aplicação de uma película na vidraça da fachada do InCor que reflete parte da radiação solar sem perder a iluminação natural

terça-feira, 24 de maio de 2011

Philips lança a primeira lâmpada LED compatível com os soquetes das lâmpadas das residências

Eduardo Moreira Para o TechTudo

As lâmpadas tradicionais, amarelas, que queimavam depois de um tempo de uso, ficaram para trás. Hoje, temos as lâmpadas fluorescentes, que economizam uma boa quantidade de energia, e iluminam com relativa eficiência. Mas até essas lâmpadas serão ultrapassadas.

Lâmpada Philips (Foto: Divulgação) 
Lâmpada Philips (Foto: Divulgação)

A tecnologia LED vem aí, oferecendo ainda mais economia, com mais tecnologia. Porém, um dos problemas era as estranhas cores que estavam disponíveis para essas lâmpadas (sem contar o seu preço elevado). Bom, pelo menos um desses problemas, a Philips conseguiu resolver.

A lâmpada Philips EnduraLED A21 foi apresentada com a credencial de ser a primeira lâmpada LED do mundo compatível com com os soquetes tradicionais das lâmpadas incandescentes que temos em nossas residências. A versão LED dessas lâmpadas podem produzir 1100 lúmens de luz, consumindo apenas 17 watts de energia. Em outras palavras, a Philips EnduraLED A21 é muito mais eficiente que as lâmpadas incandescentes, que já são eficientes.

Na prática, além de resultar em uma conta de energia menor no final do mês, ela pode durar 25 vezes mais que uma lâmpada convencional, e seu consumo é aproximadamente 80% menor. E isso, no final do mês, deve resultar em dinheiro suficiente para você comprar a pizza do final de semana. Bom, ou isso, ou pelo menos um sanduíche, ou algo parecido.

Mas essa economia toda tem um preço. A lâmpada Philips EnduraLED A21 tem preço recomendado de US$ 40 a US$ 45. Ou seja, se sua casa é de tamanho médio, e você quer colocar esse tipo de lâmpada nos cômodos principais (sala, quarto do casal e do filho e cozinha), o usuário deve se preparar para investir, pelo menos, US$ 160 logo de cara. Mas isso deve ser encarado como um investimento com retorno garantido e satisfatório.

quinta-feira, 19 de maio de 2011

ISO 50.001 certificará indústrias em desempenho energético

Será lançada neste segundo semestre a nova ISO 50.001, que certificará empresas que adotarem políticas de sustentabilidade no uso adequado da energia e na promoção da eficiência energética.

 
A demanda por uma norma internacional que apontasse diretrizes para o consumo consciente de energia surgiu em 2007 por meio de uma iniciativa do Brasil e EUA para desenvolvimento de um texto internacional, ideia compartilhada pela ISO. A partir daí, os dois países assumiram em conjunto a secretaria do ISO PC242, órgão que coordena os trabalhos internacionais para elaboração da ISO 50.001.

O Procobre Brasil foi uma das entidades que colaboraram na elaboração da ISO com foco na melhoria contínua do desempenho energético das organizações. “O desempenho está baseado em três pontos específicos: uso (aspecto qualitativo da energia, que inclui também aspectos de comportamento humano entre outros), quantidade (aspecto quantitativo da energia, focando o consumo e sua redução) e eficiência energética (aspecto tecnológico e vinculado ao balanço entre os recursos energéticos despendidos e os resultados obtidos num determinado processo)”, explica Alberto Fossa, consultor do Procobre, coordenador da Comissão de Gestão da Energia da ABNT e chefe da Delegação Brasileira no ISO PC 242.

Outra meta da norma é garantir disponibilidade de suprimento de energia, aumentando a competitividade e contribuindo para reduzir o impacto das mudanças climáticas. A melhoria contínua do desempenho energético levará à diminuição do consumo global de energia.

Segundo Fossa, a publicação está em processo de consulta internacional do FDIS (Final Draft of International Standard). “Esse é o último estágio do processo. Em paralelo, o Brasil já está com o seu texto em português pronto, que também se encontra em consulta nacional. Os dois textos devem ser publicados simultaneamente”, explica.

O ICA International Copper Association – instituição da qual o Procobre faz parte – possui um grupo de trabalho para coordenar todas as atividades relativas à ISO 50001, incluindo apoio técnico e consultoria a outros centros de promoção de cobre existentes ao redor do mundo, especialmente àqueles localizados na Bélgica, China e Índia. Além disso, iniciativas como esta tem sido apoiadas pelo ICA em países como Chile, Perú e México, por meio do Programa de Energia Elétrica Sustentável. Este programa tem como objetivo otimizar o uso do cobre nos sistemas elétricos para impulsionar a eficiência energética, a proteção ao meio ambiente, a segurança e a confiabilidade durante a geração, transmissão e distribuição da energia elétrica.

A ISO 50.001 vem contribuir com o Plano Nacional de Energia 2030 (PNE), que considera a eficiência energética como um fator fundamental para equacionamento do suprimento nos próximos anos. O Pnef (Plano Nacional de Eficiência Energética) também está em elaboração e cita explicitamente a ISO 50.001 como uma ferramenta importante na disseminação dos conceitos de eficiência energética no país.

O Plano Nacional de Eficiência Energética apresenta também propostas de políticas a serem implementadas, particularmente no setor industrial, como incentivos fiscais para modernização e eficiência energética; compulsoriedade de eficiência energética vinculada à concessão de financiamentos; certificados de redução de consumo e estabelecimento de índices de eficiência de referência para os setores da indústria.

Para a indústria e consumidores, a nova ISO será um motivador para aumento do uso de produtos eficientes, como os motores elétricos que são identificados com o selo do Procel. “Prevemos que a grande maioria das empresas adotará a ISO 50.001 como forma de demonstrar ao mercado seu compromisso com a sustentabilidade. A sociedade encontra-se mais sensibilizada com o tema das alterações climáticas e têm identificado de forma mais contundente diferenças entre empresas responsáveis e não responsáveis”, comenta o consultor. 
 

quarta-feira, 18 de maio de 2011

Conheça com exclusividade o primeiro trabalho sobre Smart Grid desenvolvido por pesquisadores no Brasil

Dois pesquisadores brasileiros desenvolvem trabalho inédito no Brasil e desvendam os enigmas das medições inteligentes dentro do conceito smart grid.
Numa abordagem muito clara e objetiva, Sergio Granato (Dr. em Eng. Elétrica pela COPPE UFRJ e professor da Escola de Eng. Elétrica e de Computação na UFG) e o Dr. José Gonçalves Vieira (Eng. Eletricista/Eletrônico, Diretor na CELGTELECOM, Superintendente na CELG D e Diretor de Inovações Tecnológicas na Aptel), buscam elucidar a conceituação da tecnologia smart grid,…… os sistemas de comunicações e seus padrões, os benefícios e os custos das medições inteligentes, as instalações no mundo e no Brasil e a regulação brasileira. 
Pela primeira vez no Brasil o assunto foi tratado de forma abrangente e esclarecedora e com exclusividade para o Smart Grid News. 
Confira.

MEDIÇÃO INTELIGENTE E A SMART GRID * Por Dr. José Gonçalves Vieira e Prof. Sergio Granato

1. CONCEITUAÇÃO

2. TECNOLOGIAS E TOPOLOGIAS DE REDE DE COMUNICAÇÂO

3. PADRÕES DE COMUNICAÇÃO, ESTRUTURAS DE DADOS E INTERFACES

4. BENEFÍCIOS DA MEDIÇÃO INTELIGENTE E ESTIMATIVA DE CUSTOS DA AMI

5. INSTALAÇÔES NO MUNDO E NO BRASIL E REGULAÇÃO BRASILEIRA

6. CONCLUSÕES


Inserida no contexto da distribuição de energia elétrica, a medição inteligente (smart metering) refere-se a um sistema composto por (1) medidores eletrônicos com capacidade de processamento, armazenamento e comunicação (smart meters), (2) infraestrutura de comunicação dupla via, isto é, canais de dados bidirecionais entre medidores e o Centro de Controle de Medição (CCM) e (3) softwares (aplicações) que permitem (i) aquisição automática de dados do medidor em intervalos de tempo programáveis, (ii) envio de dados (comandos e controle) ao medidor de forma remota e (iii) gerenciamento do sistema, exercendo atividades como gestão de ativos, segurança da informação e análise de dados (figura 1). A “inteligência”, portanto, está no fato de o medidor ter se tornado um nó (entidade) computacional.



Figura 1: Blocos Funcionais de um Sistema de Medição Inteligente.


A medição inteligente é considerada como sendo a primeira etapa da implantação de uma Smart Grid (Rede Elétrica Inteligente), anteriormente era interpretada como sendo a própria Smart Grid, conceito que ainda persiste na visão de alguns autores. Uma Smart Grid agrega várias disciplinas aplicadas aos processos de fornecimento de energia elétrica visando a sua otimização. E a medição inteligente é um exemplo.

A modernização das redes de distribuição de energia elétrica por conta da troca de medidores eletromecânicos por eletrônicos, condição necessária, mas não suficiente para a medição inteligente, tem sido implementada em diversos países desde a década de 80, muito antes termo Smart Grid ter sido cunhado. Não restam dúvidas que grande parte dos investimentos realizados na Smart Grid até o momento em projetos piloto, cidades digitais (smart cities) e implementações comerciais em grandes centros envolve o setor de medição das utilities.

1. CONCEITUAÇÃO

Ainda que uma Smart Grid realize medições em toda a extensão de sua rede, como por exemplo, para se detectar sobrecarga em transformadores (dados de telemetria) para fins de gerenciamento de falhas (OMS: Outage Management System) ou através de PMUs (dados de oscilografia) para monitoramento da qualidade da energia e antecipação à blackouts, o termo “medição”, objeto deste artigo, refere-se à medição da energia elétrica fornecida aos clientes das utilities (UCs: Unidades Consumidoras) do grupo B (medição em BT) nas classes residencial (B1), rural (B2), industrial e comercial de pequeno porte (B3) e iluminação pública (B4).

Foge deste escopo a medição do grupo A (medição em AT), a medição para consumidores livres e especiais, a medição de fronteira e a medição voltada à automação da distribuição (medição via smart sensors), embora esta última possa usufruir de uma AMI, caso em que devem ser preenchidos outros requisitos de rede. A tabela 1 mostra uma comparação entre atributos de rede para aplicações smart metering e automação da distribuição (DA), onde nota-se que, diferentemente da DA, aplicações de medição inteligente são pouco exigentes quanto ao quesito latência.

Tabela 1 (*): Comparação entre Atributos de Rede para Aplicações Smart Metering e DA.



(*) Bell Labs Technical Journal 15(2), 205–228 (2010) © 2010 Alcatel-Lucent


Em relação aos “dados” que trafegam em uma Smart Grid, Jeff Taft, arquiteto chefe na Cisco Systems para redes elétricas inteligentes, propõe uma divisão em cinco classes: além de (i) dados de medição de UCs, (ii) dados de telemetria e (iii) dados de oscilografia, acima citados, há ainda (iv) dados (mensagens) de eventos assíncronos de smart devices e (v) metadados, este último fornecendo informações de contexto que podem ser úteis às demais classes de dados.

Para melhor compreensão da medição inteligente, é importante definir alguns termos relacionados à evolução da mesma (AMR, AMI, AMM, MDM e smart meter), lembrando que pode haver divergências na literatura.

AMR (Automated Meter Reading), ou Leitura Automática do Medidor, refere-se a um sistema que realiza a leitura automática de dados do medidor (p. ex., consumo e status), podendo ser eletrônico ou eletromecânico com interface apropriada, e transfere esses dados para o CCM (comunicação unidirecional). Focava, inicialmente, em aperfeiçoar o processo de billing (geração de fatura) ao permitir maior acurácia nas medições e economia de custos com pessoal de campo (leituristas). Este conceito foi lançado na década de 80, tendo diversos países realizado investimentos em AMR com projetos inicialmente focados na leitura remota dos medidores.

AMI (Advanced Metering Infrastructure), ou Infraestrutura de Medição Avançada, refere-se a um sistema com capacidade de medição, leitura (programada ou por demanda) e validação de dados de uso de energia ou recursos, “interagindo” com medidores inteligentes de energia elétrica, gás, água, calor (heat utilities) e outros fluidos, via diferentes meios de comunicação. É, portanto, um conceito mais amplo que a AMR por se preocupar “oficialmente” com a medição em outras utilities que não a de energia elétrica, prover comunicação dupla via e utilizar smart meters. Em síntese, a AMI preparou o terreno para o surgimento da medição inteligente.

AMM (Advanced Meter Management), ou Gerenciamento do Medidor Avançado, refere-se a uma plataforma técnica de gerenciamento para smart meters dispostos em redes de comunicação, lendo perfis de carga em intervalos de tempo inferiores a uma hora. Pode ser entendido como toda ação de gerenciamento sobre o medidor como ativo da rede. Apresenta como funções básicas (i) gerenciamento de dispositivo (p. ex., gestão de parâmetros dos medidores), (ii) gestão de grupo, possibilitando o controle de grupos de dispositivos, como configuração e upgrade de firmware, e (iii) gestão de plataforma de comunicação, assegurando comunicação dupla via confiável entre medidores e CCM, reportando status de rede, desempenho da comunicação e situações de exceção. Importante notar que a AMM não armazena os dados coletados dos medidores (ou o faz apenas temporariamente), transmitindo-os ao MDM.

MDM (Meter Data Management), ou Gerenciamento de Dados do Medidor, se preocupa em processar e gerenciar dados gerados pelos medidores, que devem experimentar crescimento exponencial com a exigência de menor intervalo entre leituras (a partir de 15 min.) e o registro de informações complementares fora kWh (p. ex., fator de potência, DIC, FIC e DMIC), a fim de aperfeiçoar processos das utilities como billing, eficiência operacional, serviços ao consumidor, previsão de demanda de energia, gerenciamento do sistema de distribuição (DMS: Distribution Management System), gestão de fraudes, gestão de demanda, dentre outros. A questão não se resume mais em como coletar dados remotamente (função da AMM), mas como gerenciá-los para obter mais informação. Tem como funções básicas (i) atuar como repositório de dados de registros, eventos e alarmes, e (ii) processar e analisar dados dos medidores, aplicando validação e retificação em dados inconsistentes e transformando perfis de carga elementares em informação útil à utility.

O MDM refere-se a uma tecnologia de grande valor para as utilities, embora ainda em estágio de desenvolvimento. Objetiva fornecer processos de agregação, comparação, consolidação, garantia de qualidade, persistência e distribuição de dados de medidores aos vários sistemas da utility. Importante notar que seu conjunto de processos e ferramentas pode definir e gerenciar entidades de dados não-transacionais, isto é, dados que não refletem necessariamente a realização de transações em um sistema de informação, desempenhando papel semelhante à de uma data warehouse. O MDM deve prover uma API (interface de programação) visando as múltiplas destinações de dados dos medidores na utility, melhorando a capacidade de integração com sistemas e processos da mesma (figura 2).



Figura 2: Disposição em Camadas: MDM e Outros Sistemas.


Smart meter, ou medidor inteligente, é um medidor eletrônico (ou digital) com sensor adequado, p.ex., sensor de vazão de água, com aplicações que vão muito além da medição do consumo de energia ou recursos, registrando dados em intervalos de tempo configuráveis e permitindo comunicação dupla via com o CCM. Por outro lado, em atendimento a uma full Smart Grid, o smart meter deve permitir integração a home appliances, que devem ser também inteligentes (smart appliances), e outras cargas via HAN (Home Area Networks – figura 2), para monitoramento remoto e controle de sistemas HVAC (Heating, Ventilation and Air Conditioning), PHEV (Plug-in Hybrid Electric Vehicles), sistemas de iluminação, máquinas de lavar e eletro-eletrônicos com função standby. Destaca-se que esta última pode gerar, somente nos EUA, conta anual de US$ 870 milhões nos próximos anos.

Destaca-se que alguns autores utilizam o termo AMI como sinônimo de medição inteligente. Ou mesmo AMI+MDM ou AMI+AMM. Acreditamos que na definição inicial da AMI foram listadas funcionalidades que foram posteriormente renomeadas para AMM e MDM. Assim, hoje o termo AMI estaria relacionado mais à infraestrutura de Telecom do que propriamente a softwares. Nossa posição é que a medição inteligente agrega os conceitos AMI, AMM e MDM acima descritos.

2. TECNOLOGIAS E TOPOLOGIAS DE REDE DE COMUNICAÇÂO


Smart meters devem ser capazes de se comunicarem com o computador central (CCM) de forma segura e confiável. Um dos problemas mais críticos na construção de uma AMI refere-se ao atendimento a estes atributos considerando os diversos perfis das redes elétricas existentes, questão abordada no bloco 05 (Telecom, TI e Interoperabilidade) do Projeto Estratégico de P&D da Aneel. Redes metropolitanas e de áreas rurais, aéreas e subterrâneas, com alta e baixa densidade de UCs e com restrição do uso de espectro (redes wireless) ou do direito de passagem (redes cabeadas) devem ser avaliadas e seguramente apontarão para soluções de comunicação específicas.

A figura 3 mostra um modelo de rede de comunicação para a AMI que julgamos genérico o suficiente para atender à demanda das utilities no setor de medição. Este modelo ou sistema de comunicação é dividido em três subsistemas: WAN (rede de longa distância), LAN (rede local) e HAN (rede doméstica), com opções de mídia/tecnologia de comunicação dependentes de requisitos de rede tais como tolerância a falhas, latência, banda passante, alcance e custo.



Figura 3: Modelo de Rede de Comunicação para uma AMI.



O subsistema WAN interliga gateways ou concentradores (coletores) ao backbone de operadoras de telecomunicações exercendo, portanto, função de backhaul. As tecnologias utilizadas neste subsistema são as mais variadas, como rádio de maior potência (microondas), soluções baseadas em IP, PDH (links T1, E1), xDSL, fibra óptica, rede celular (GPRS, 3G), Wimax, satélite, dentre outras.

O subsistema LAN constitui o núcleo da AMI e tipicamente diferencia vendedores. Provê comunicação dupla via diretamente com os smart meters (AMI endpoints), utilizando, principalmente, as tecnologias RF (Rádio Freqüência) e PLC (Powerline Communication) faixa estreita. As topologias de rede a serem utilizadas na LAN são basicamente star (estrela) e mesh (malha), esta última mais tolerante a falhas.

O subsistema HAN refere-se à comunicação de dispositivos que se encontram “atrás do medidor” (dentro da residência), visando, sobretudo, melhorar a eficiência energética e estimular a consciência do uso racional da energia. As tecnologias RF (p. ex., Zigbee) e PLC faixa larga (p. ex., Homeplug GP) são as mais indicadas para este subsistema.

Redes wireless são a grande demanda para a AMI (principalmente subsistemas LAN e HAN), por oferecerem conectividade ubíqua e de baixo custo, apresentando a vantagem de dispensarem o meio de comunicação para atingirem medidores “inalcançáveis”, fato relevante na medição de outros tipos de energia ou recurso, como gás e água. No entanto, podem não ser aceitas em algumas regiões do mundo, como em países asiáticos, devido a barreiras regulatórias para o uso do espectro de freqüência e para a potência irradiada. Embora a maioria dos fabricantes europeus de medidores de energia elétrica tenha dispositivos de RF na faixa de 433/868 MHz, esta faixa ISM (industrial, Scientific & Medical) na Índia não é livre mesmo para baixas potências (10 mW). A faixa de 2.4 GHz (outra faixa ISM) pode ser agora utilizada naquele país para aplicações outdoor e indoor, mas poucos fabricantes produzem dispositivos nesta faixa.

Sistemas RF podem ser implementados em ambas as topologias de rede, star (rede ponto-multiponto) e mesh, sendo a primeira a mais utilizada, quando medidores enviam dados a um concentrador ou coletor (funções store & forward) e este encaminha as informações ao CCM através de MANs ou WANs. O RF mesh, que para potências de 10 mW tem sido implementado principalmente com o Zigbee (EEE 802.15.4-2003), é uma tecnologia expoente para o atendimento dos subsistemas LAN e HAN do AMI, tendo atraído adeptos em todo o mundo, notadamente nos EUA. Tal tecnologia permite a cada nó de rede (que pode ser o próprio medidor) se comunicar com outro nó qualquer dentro de seu alcance. Em caso de indisponibilidade de um nó a rede se recompõe através de nós vizinhos, agregando flexibilidade e confiabilidade ao sistema. Como uma rede peer-to-peer, a rede mesh é escalável e tolerante a falhas, requisito chave em uma Smart Grid.

Soluções baseadas em RF são mais indicadas para áreas urbanas de alta densidade, enquanto soluções com PLC faixa estreita são direcionadas para áreas suburbanas e territórios rurais com baixa densidade de UCs, possibilitando longo alcance além de instalação simplificada. Destaca-se que na ocorrência de certos problemas na rede (p. ex., interrupção de cabo de distribuição), o sistema de comunicação ficará inativo se implementado com PLC. Entretanto, a seleção final deverá levar em conta as especificidades de cada projeto. Mais recentemente, soluções híbridas (combinação de RF e PLC) têm sido apresentadas para atender à grande diversidade de perfis de rede.

Por outro lado, redes wired (cabeadas) são menos susceptíveis a interferências, ou permitem melhor controle das mesmas, dispensam a utilização de baterias e não ficam reféns de concessão do espectro. No entanto, o investimento em infraestrutura de uma rede wired costuma ser mais elevado e exige maior esforço nas justificativas.

3. PADRÕES DE COMUNICAÇÃO, ESTRUTURAS DE DADOS E INTERFACES


Um dos graves entraves para a implantação de uma AMI é a existência de padrões paralelos.

Há basicamente dois suites de padrões adotados mundialmente para a comunicação de dados com “end devices” (medidores): padrões ANSI C12 suite, com grande penetração nos EUA, e padrões IEC 62056 suite (que incorporou o IEC 61107), com grande penetração na Europa.

O ANSI C12 suite é composto, principalmente, pelos padrões C12.18, C12.19, C12.20, C12.21 e C12.22. O padrão C12.18 descreve um protocolo a ser utilizado em comunicações dupla via com o medidor, sendo exclusivo para porta óptica (ANSI type 2 – infrared). O padrão C12.21 estende o padrão C12.18 para comunicações seriais quaisquer (uso de modems).

O padrão C12.19 define tabelas especificando estruturas de dados a serem transferidas do medidor para o módulo de comunicação, não definindo linguagem ou protocolo a ser utilizado no transporte de dados. O padrão C12.22 descreve a comunicação de tabelas C12.19 sobre redes quaisquer, apresentando-se como evolução dos padrões C12.18 e C12.21 no sentido de permitir conexão a uma “true network”.

Por outro lado, o padrão IEC 61107, atualmente em sua 3ª edição (renomeado IEC 62056-21), é um protocolo de comunicação largamente utilizado em medidores de utilities da União Européia. Apesar da nova versão (o IEC 62056 suite), o IEC 61107 mantém grande base instalada devido à sua simplicidade e boa aceitação. Basicamente, o IEC 61107 envia dados no formato ASCII (modos A-D) ou HDLC (modo E) utilizando uma porta serial. O meio físico é diversificado (como se combinando os padrões ANSI C12.18 e C12.21), podendo ser interface óptica ou um par de fios, utilizando, por exemplo, RS-485 (transmissão ponto-multiponto balanceada) ou RS-232 (transmissão ponto-a-ponto referenciada).

O IEC 62056 (Device Language Message Specification/Companion Specification for Energy Metering: DLMS/COSEM), um dos IEC core standards para a Smart Grid (roadmap do IEC), é um suite de padrões desenvolvido pelo DLMS User Association e selecionado pelo IEC TC13 / WG14 (Data Exchange for Meter Reading, Tariff and Load Control), com especificações para as camadas de aplicação do DLMS para a medição de energia. O COSEM inclui um conjunto de especificações que definem as camadas de transporte (IEC 62056-47) e aplicação (IEC 62056-53) para o DLMS.

Importante notar que o DLMS/COSEM define um modelo de interface, válido para medição de todos os tipos de energia ou recursos, completamente independente das camadas de protocolo para o transporte de dados. Cada objeto de interface tem um único identificador padrão que designa o dado no display e na comunicação. No entanto, como destacado pelo roadmap do IEC, as especificações DLMS/COSEM concentram-se na troca de dados entre medidores e sistemas AMM, não preenchendo os requisitos de uma full Smart Grid, que requer funções de suporte à qualidade de energia, detecção de fraude e load shedding (proteção contra sobrecarga).

Outros padrões de comunicação largamente utilizados são o (i) Euridis (integrado ao IEC como IEC 62056-31:1999), para medição de energia elétrica sobre par trançado, com base instalada de 10 milhões de dispositivos sendo a maior parte deles na França, o (ii) M-Bus (Meter Bus) (atual CEN TC 294 – EN 1434-3:1997, futuro EN 13757-2 e -3), padrão Europeu com destaque para medição de água, gás e calor em par trançado ou sistema wireless, o (iii) TC 57 IEC 60870-5-102:1996 para comunicação entre e dentro de subestações de transmissão e distribuição (neste caso, dados de telemetria), e o (iv) IEC 61334 S-FSK, definido ao final dos anos 90 para transmissão a baixas taxas fazendo uso de PLC faixa estreita, tem sido selecionado em iniciativas na Holanda e França.

Em 2007, a força tarefa AMI-SEC (Advanced Metering Infrastructure Security) foi estabelecida sob responsabilidade do UCAIug (Utility Communications Architecture International Users Group) para desenvolver um handbook com orientações para a segurança de informação na AMI, como políticas de autenticidade, confidencialidade, integridade e disponibilidade, sistemas de backup e auditoria. O documento, sob o título “Security Profile for Advanced Metering Infrastructure”, está na segunda versão, podendo ser acessado através do site http://osgug.ucaiug.org/utilisec/amisec/default.aspx.

Em 2009, a NEMA (National Electrical Manufacturers Association) publicou o “Smart Grid Standards Publication SG-AMI 1-2009 – Requirements for Smart Meter Upgradeability” com o propósito de definir requisitos para atualização do firmware de smart meters em sistemas AMI orientando reguladores, utilities e indústrias. Ocorre que as utilities estão enxergando a AMI e investimentos em smart meters como habilitadores de funções adicionais Smart Grid. A fim de gerenciar alterações no smart meter de forma dinâmica, é essencial realizar o seu upgrade de forma remota.

Tal como em outros sistemas Smart Grid, há uma tendência de utilização de tecnologias baseadas em redes IP na medição inteligente, permitindo às utilities desenvolverem diversos sistemas de comunicação utilizando o protocolo de rede IP como plataforma de gerenciamento. Neste cenário, destaca-se o recente e ainda imaturo PRIME (Powerline Related Intelligent Metering Evolution), padrão PLC faixa estreita para medição inteligente operando a taxas maiores que o IEC 61334 S-FSK, que agrega uma camada de convergência IPv4 visando a transferência eficiente de tráfego TCP/IP.

A figura 4 mostra a disposição de padrões de comunicação para a medição inteligente na pilha OSI, permitindo visualizar combinações entre padrões de camadas superiores e padrões de camadas inferiores (p. ex., DLMS/COSEM sobre IEC 62056-31 ou IEC 61334 PLC).



Figura 4 (**): Padrões de Comunicação para a Medição Inteligente na Pilha OSI.

(**) De Craemer, K., Deconinck, G., Analysis of State-of-the-art Smart Metering Communication Standards. YRS. Leuven, 29-30, 2010.


Outras abordagens sugerem a utilização de um “conector universal” separando funções Smart Grid e funções do módulo de comunicação. Uma interface universal para medição permitiria a produção massiva de smart meters antes mesmo que padrões de comunicação se estabeleçam, reduzindo o risco de investimento ao admitir que um dispositivo (interface universal) seja utilizado globalmente mesmo quando padrões regionais de comunicação variem, reduzindo custos de integração e maximizando ciclos de vida de outros dispositivos e softwares.

4. BENEFÍCIOS DA MEDIÇÃO INTELIGENTE E ESTIMATIVA DE CUSTOS DA AMI


A medição inteligente trará benefícios revolucionários aos usuários e às utilities.

Pelo lado do usuário, possibilitará detecção imediata de falhas nos medidores e assim maior agilidade no reparo resultando em menor downtime, maior confiança do consumidor com o acesso a informações detalhadas, billing mais preciso, modicidade tarifária e gerenciamento do perfil de consumo pelo próprio usuário despertando a consciência do uso racional de energia (energy awareness).

Pelo lado da utility, soluções de medição inteligente são esperadas para revolucionar processos como gestão de ativos das utilities (asset management), detecção de fraudes, gerenciamento de falhas e quedas de energia (outage management) e inventário do cliente, promovendo melhor qualidade e confiabilidade dos serviços. Por fim, permitirá a redução de custos operacionais relacionados ao processo de billing, ao diminuir o número de etapas entre o medidor e a distribuição da conta, e à manutenção de call centers. Até governos serão beneficiados com a economia de energia promovida pela medição inteligente.

A implantação de medição inteligente deverá trazer aumentos de receitas para as utilities, pela rapidez na detecção e correção de falhas na rede e nos próprios medidores. A desconexão remota também vai contribuir, possibilitando redução da evasão de receitas por contas não pagas ou atrasos nos cortes de clientes inadimplentes.

Por outro lado, os desafios para a implantação da AMI são inúmeros, a começar pelo (i) grande capital de investimento (CAPEX), especialmente em medidores inteligentes, (ii) a necessidade do projeto de um sistema de comunicação que permita robustez, expansão e segurança e (iii) a falta de consenso na padronização de interfaces e protocolos. A figura 5 apresenta um cenário de custos envolvidos em um sistema AMI, o medidor (endpoint hardware) representando a maior parcela do investimento (45%). Já a EPRI argumenta que o custo do medidor tem caído significativamente nas últimas décadas e que este poderia ser de apenas 33% do investimento total na AMI (dado de 2010).



Figura 5 (***): Estimativa de Custo do Sistema AMI.

(***) www.risc-mosaic.com


5. INSTALAÇÔES NO MUNDO E NO BRASIL E REGULAÇÃO BRASILEIRA

A Europa teve um início agressivo, a partir dos anos 2000, quando a Enel completou a primeira instalação de smart meters com mais de 30 milhões de dispositivos na Itália. O orçamento foi da ordem de 2 bilhões de euros e a especificação do projeto está sendo finalmente publicada. Países Nórdicos, Espanha, França e Reino Unido também têm se comportado como mercados ativos neste contexto. Destaca-se que a medição inteligente na Europa Ocidental tem sido promovida, especialmente, por órgãos reguladores.

Neste cenário, é importante destacar o Mandate M/441, envolvendo as SDOs CEN, CENELEC e ETSI, concebido com objetivo de promover a interoperabilidade entre utility meters (energia elétrica, gás, água e calor), e o 3rd Energy Package, iniciativa da União Européia que estabelece meta de 80% de residências européias com smart meters em 2020.

A América do Norte e países da Ásia-Pacífico (notadamente Japão, Coréia e China) são os dois mercados mais dinâmicos, com previsão de investimentos massivos em medição inteligente nos próximos 5 a 10 anos. Na America do Norte é projetada uma base instalada de 78 milhões de medidores em 2015 (140 milhões em 2019), enquanto na Ásia-Pacífico projeta-se 116 milhões para 2015. Nos EUA, destaca-se a cidade de Houston (Texas), onde a Centerpoint Energy está implantando um total de dois milhões de medidores num programa que deverá ser concluído em 2012.

Diferentemente dos EUA, no entanto, países da Ásia-Pacífico estão em estágio inicial de adoção da medição inteligente. Investimentos em larga escala iniciaram-se recentemente no Japão e na Coréia, enquanto a China permanece em projetos piloto. No entanto, reportagens têm sugerido que a base instalada de medidores inteligentes na China pode chegar a 250 milhões em 2020. Austrália e Nova Zelândia iniciaram instalações massivas de smart meters ao final da década passada, a primeira motivada por órgãos reguladores e a segunda pela indústria.

Destaca-se que em países com elevado consumo residencial de energia elétrica, como os EUA (consumo sete vezes maior que no Brasil), as utilities estão focando a implementação da AMI para implementar a funcionalidade Demand Response (DR) (Resposta à Demanda). DR refere-se a mecanismos de estímulo à redução do consumo de energia pelas UCs, geralmente através de tarifas promocionais em períodos do dia, reduzindo, por conseqüência, a demanda de pico do sistema de distribuição. Um report norte-americano de 2004 estimou uma margem de redução em até 3% da demanda de pico com a implementação desta funcionalidade naquele país.

Como exemplos de resultados já obtidos em instalações recentes, podem ser citados aqueles da JPSCo (Jamaica Public Service Company), que implantou sistemas AMI em algumas comunidades em 2010, divulgando redução de até 90% no roubo de energia nestas localidades, estando em fase de regularização de cerca de 100.000 usuários ilegais, e do “Victorian Government´s Advances Metering Infrastructure (AMI) Program”, na Austrália. Este último encontra-se em fase de implementação com previsão de instalação de 2,6 milhões de smart meters no período 2008-2013. Em seu relatório “Benefits and Costs of the Victorian AMI Program” recentemente publicado, relativo à análise de resultados no período 2009-2010, concluiu-se que os benefícios superaram os custos em U$ 253 milhões e U$ 764 milhões em dois cases considerados.

No Brasil, a medição eletrônica é utilizada principalmente em grandes unidades consumidoras (p. ex., UCs do grupo A), subestações e pontos de intercâmbio de energia. É obrigatória para acessantes membros da CCEE (Câmara Comercializadora de Energia Elétrica), como aqueles que realizam comercialização de energia no âmbito do mercado livre, e nas fronteiras dos sistemas elétricos das utilities, assim como para consumidores enquadrados nos subgrupos A1, A2 e A3 (ref. à tabela 1 do módulo 5 do PRODIST revisão 2, 2011).

Já a medição eletrônica para consumidores do grupo B encontra-se em “fase embrionária”, aguardando a regulamentação da Aneel. Destaca-se que modelos básicos de medidores eletrônicos já se apresentam com preços inferiores aos dos medidores analógicos (eletromecânicos), o que tem motivado as utilities a iniciarem instalações mesmo em antecipação à regulamentação. Ressalta-se que, por exigência da Aneel, há necessidade dos medidores eletrônicos estarem certificados pelo Inmetro (exemplos de fabricantes com medidores certificados são Landis+Gyr, Itron e Elster).

Desde 2009, as utilities do Rio de Janeiro Light e Ampla (a primeira a usar a medição centralizada – grupo B), vêm instalando medidores eletrônicos com protocolos proprietários para consumidores em BT, que contribuíram em muito para a redução das fraudes no consumo de energia elétrica no Estado. No entanto, a ausência de um padrão nacional de comunicação para a medição eletrônica é certamente o maior limitante de uma maior penetração desta tecnologia no país, pois, sem este padrão, não se pode pensar na implementação de uma Smart Grid em nível nacional.

Atualmente, a Aneel está focada em discutir o modelo de medidor eletrônico a ser instalado nas residências e em estabelecimentos comerciais e industriais atendidas em baixa tensão. Com este propósito, a agência instaurou em 2009 a Consulta Pública CP 015/2009, “Coleta de Subsídios para Formulação de Regulamento acerca de Implantação de Medidores Eletrônicos em Unidades Consumidoras de Baixa Tensão”, com o intuito de envolver a sociedade na discussão a título de obter subsídios visando a publicação de uma Resolução Normativa.

A CP da Aneel representa um importante passo para o entendimento de conceitos e aplicações de medição eletrônica e sua evolução no contexto da Smart Grid. No entanto, destaca-se que esta discussão não aborda questões relacionadas à infraestrutura de tecnologia da informação e comunicação para interação remota com medidores. O texto final da Resolução deve definir apenas questões básicas, como por exemplo, necessidade de comunicação bidirecional.

A Aneel propôs, através da Nota Técnica 0044/2010, que o Plano de Substituição de Medidores (PSM) eletromecânicos por eletrônicos seja regulamentado em duas etapas. Na primeira, serão estabelecidos requisitos mínimos para medidores eletrônicos instalados no Brasil em Resolução Normativa (definição do padrão do medidor), a ser aplicada à UCs do subgrupo B1 residencial (não enquadrados como baixa renda) e do subgrupo B3. Em seguida, será definida a forma de substituição do parque de medição nacional, estabelecendo-se os prazos, também através Resolução Normativa específica.

Em 26 de Janeiro de 2011 realizou-se a sessão presencial da Audiência Pública 043/2010, relativa à CP 015/2009, que ratificou o processo de regulamentação em duas etapas, propondo prazo de até 18 meses a partir da publicação da Resolução Normativa para que as distribuidoras passem a utilizar o novo sistema de medição em novas ligações ou em substituições de medidores.

A proposta de regulamentação do padrão do medidor eletrônico estabelece como grandezas a serem medidas a tensão, a energia elétrica ativa consumida e a energia elétrica reativa requerida, e como funcionalidades complementares o registro de freqüências de interrupções, o registro de duração de interrupções, o registro de duração de transgressão de tensão, a capacidade de aplicação de quatro postos tarifários e a capacidade de atuação, parametrização e leitura remota. Deverá haver no mínimo um meio de comunicação entre o sistema central e o medidor provendo comunicação bidirecional via protocolo de comunicação público. O consumidor deverá acessar as informações de consumo de energia elétrica ativa e reativa através do mostrador do medidor, que deverá mostrar também o posto tarifário e dados sobre a qualidade de energia, como os indicadores DIC (Duração de Interrupção por Unidade Consumidora) e FIC (Freqüência de Interrupção por Unidade Consumidora).

6. CONCLUSÕES


Medidores inteligentes podem fazer parte de uma Smart Grid, porém, de acordo com o senso atual, sozinhos não constituem uma Smart Grid. Não é surpresa que a maioria dos “projetos Smart Grid” seja de fato projetos AMI, pois grande parte deles foi iniciada em fase anterior ao conceito moderno.

As aplicações que poderão ser desenvolvidas com a implantação da medição inteligente serão as mais revolucionárias, inserindo o consumidor no núcleo do processo. Nesta “seara”, uma das principais questões é como as utilities irão valorizar esta funcionalidade em sua área de concessão.

A legislação atual proíbe que as utilities repassem os custos de implantação de uma rede de medidores eletrônicos para as tarifas. As utilities analisam suas planilhas de custos/benefícios associados a esta tecnologia para definir sua estratégia de implementação. E as possibilidades de evolução para uma Smart Grid certamente irão favorecer e agilizar esta implantação.

Abaixo listamos algumas conclusões relacionadas à medição inteligente e outras informações.

A implantação da medição inteligente não exige mudanças substanciais na estrutura das utilities. Esta constatação, aliada aos benefícios que a mesma trará às utilities e aos clientes justifica ser este o primeiro passo da evolução tecnológica da grid rumo à Smart Grid.
A medição inteligente tem sido vista pelas utilities como promotora do controle da demanda de pico. Já que sistemas elétricos são dimensionados para atender a esta condição (pico de consumo), o gerenciamento da demanda enquadra-se como ferramenta chave para o planejamento da grid.
Há necessidade de desenvolvimento de uma AMI que atenda tanto a medição inteligente (medidores das UCs) quanto aos sistemas dedicados à automação da distribuição (sensores e atuadores), provendo conexões “future-proof”. O estágio atual de padrões a serem aplicados na AMI é ainda insuficiente para integrá-la a uma full Smart Grid. Os resultados dos “NIST Priority Actions Plans” PAP 00 (medidores) e PAP02 (comunicações) serão fundamentais para assegurar que os smart meters recebam upgrades de seu firmware de forma remota e confiável de modo a se tornarem elementos ativos e interoperáveis de uma Smart Grid.
Esta posição (necessidade do medidor receber upgrade remoto) também é sustentada na proposta do Projeto Estratégico de P&D da Aneel “Redes Elétricas Inteligentes”, bloco 02 (Medição Inteligente). Os resultados oriundos deste grupo de trabalho (bloco 02) serão essenciais na elaboração da regulação que sustentará o “Programa Brasileiro de Rede Elétrica Inteligente”.
Considerando apenas a troca de dados para medição de UCs, pode-se apontar hoje o DLMS/COSEM como um padrão convergente. Atuando na camada de aplicação, pode ser utilizado sobre qualquer meio (veja figura 4), como porta serial, GPRS, PSTN, PLC faixa estreita, dentre outros. Este padrão é citado como core standard pelo roadmap do IEC, está presente na tabela 4.2 do roadmap do NIST (que sinaliza a necessidade de sua harmonização com o padrão norte-americano ANSI C12.22) e tem recebido menções positivas da comunidade técnica.
Quando a questão “custo” é considerada prioridade na AMI, RF, PLC e internet (conexões IP existentes) são opções interessantes. Ainda, considerando que operações de comunicação controladas por partes externas a mercados de energia (operadoras de Telecom) podem levar a um indesejável grau de dependência, RF e PLC seriam as tecnologias mais indicadas.
Redes celulares GPRS (2,5G) e UMTS (3G, considerada “future-proof”), são indicadas quando se deseja comunicação direta dedicada entre o medidor e o CCM, técnica que pode ser empregada, por exemplo, na leitura de medidores do grupo A. Uma alternativa de atendimento nessa modalidade (comunicação direta dedicada) pode ser a conexão a um ponto de acesso à internet.
Leituras de dados do medidor em intervalos de tempo inferiores a 15 min. (p. ex., 5 min.) têm sido discutidas. A despeito do aumento considerável do volume de dados a serem tratados e da geração excessiva de interferência (EMI), sistemas de medição com maior granularidade estariam sendo requisitados, dentre outras razões, para obtenção de informações mais precisas da dinamicidade do mercado de energia (balancing market information).
A seleção do AMM/MDM pode tornar-se a parte mais importante do sistema de medição inteligente quando se deseja reduzir custos operacionais (OPEX). Sistemas que rodem em múltiplas plataformas (p. ex., Unix e Windows) devem ser selecionados para permitir maior integração. Neste caso, pode-se imaginar um player para o AMM/MDM, que seja isento e sem vínculos.
Investimentos na AMI visando atender às utilities de água e gás serão mais difíceis de obterem retorno considerando que a maioria dos benefícios de uma AMI não ocorreria nestas implementações.

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José Gonçalves Vieira, Eng. Eletricista / Eletrônico, Diretor Técnico-Comercial da CELGTELECOM, Superintendente de Novos Negócios e Telecomunicações da CELG D S.A. e Diretor de Inovações Tecnológicas da APTEL.
vieira@celg.com.br – vieira@aptel.com.br

Sérgio Granato de Araújo, Eng. Eletrônico pela UFRJ, Professor da EEEC (Escola de Eng. Elétrica e de Computação) da UFG. Trabalhou por 8 anos na Indústria de equipamentos para Telecomunicações, Consultor / Assessor da Superintendência de Novos Negócios e Telecomunicações da CELG D S.A. e Dr. em Eng. Elétrica pela COPPE UFRJ.
granato@eee.ufg.br - sgranato1@gmail.com


Os autores agradecem à Domingos Sávio Leal (*), Aderbal Alves Borges (**), Ednaldo Alves Flores (***) e funcionários da CELG D relacionados ao Projeto de P&D Local em Smart Grid CELG/UFG.

(*) Eng. Aeronáutico pelo ITA, Consultor pela Integradores Soluções em Tecnologia, Consultor / Assessor da Superintendência de Novos Negócios e Telecomunicações da CELG D S.A.. e participante do Projeto de P&D Local em Smart Grid CELG/UFG.
savio.leal@integradores.com.br


(**) Eng. Eletrônico (1970), Doutor em Telecomunicações (1979) pela USP. Trabalhou na Telebrasília (DF), na FDTE (SP) e por 21 anos no CPqD (Campinas-SP). Foi diretor da Zetax e da FITec e gerente de P&D da Lucent Technologies. Atualmente é Consultor de Novos Negócios e Tecnologia da Innovation Consulting, Consultor / Assessor da Superintendência de Novos Negócios e Telecomunicações da CELG D S.A e participante do Projeto de P&D Local em Smart Grid CELG/UFG.
aborges.consulting@gmail.com

(***) Funcionário da CELG D – Setor Laboratório de medição (DC-SLM) e participante do Projeto de P&D Local em Smart Grid CELG/UFG.

terça-feira, 17 de maio de 2011

Energisa é uma das organizadoras do workshop nacional sobre catástrofes climáticas

A Energisa e a Celesc organizam nos dias 26 e 27 de maio o workshop “Catástrofes climáticas e seus impactos no setor de distribuição de energia”, promovido pela Abradee (Associação Brasileira dos Distribuidores de Energia Elétrica). 
 
O evento acontece no auditório da Ampla, em Niterói, com palestras de representantes dos setores público e privado e apresentação de cases por distribuidoras que já passaram por situações de catástrofe (enchentes, deslizamentos, etc), a exemplo da experiência vivenciada pela Energisa em janeiro deste ano em Nova Friburgo.

Tragédias recentes como a devastação que as chuvas de janeiro causaram na região serrana e as enchentes ocorridas em Santa Catarina nos últimos anos, trazem prejuízos para a população e a economia, mas também para as empresas de distribuição. Além da destruição das estruturas do sistema elétrico, as empresas enfrentam dificuldades para reconhecimento dos custos de grande porte pela Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), órgão regulador do setor.

Para Ricardo Botelho, vice-presidente de Operações do Grupo Energisa, que representará a empresa no debate “Sobrevivência das concessões perante as catástrofes”, além de ser uma ótima oportunidade para divulgar e colher as lições aprendidas com as experiências. Opinião também defendida pelo presidente da CELESC, Antônio Gavazzoni, ao destacar que as equipes das duas distribuidoras devem compartilhar suas experiências no restabelecimento após catástrofes com outras empresas do setor.

Ricardo Botelho acrescenta que o workshop promoverá uma discussão entre as distribuidoras e a Aneel sobre tratamento dos efeitos das mudanças climáticas nas operações das distribuidoras, quer no que se refere aos impactos físicos das instalações, não previstos nas condições operativas nem nos preços e tarifas praticadas hoje, quer nas medidas preventivas a serem adotadas. “Quando há uma situação inesperada de catástrofe, nossa preocupação inicial é de assegurar o restabelecimento de energia no menor prazo possível, evitando que essas situações causem mais perdas para nossos clientes e salvando vidas. Não poupamos esforços nem recursos e temos agido com muita competência; entretanto, a concessão não pode arcar com estes custos extraordinários sem reconhecimento pelo regulador”, explica Ricardo Botelho.

O evento terá participação do INPE, Defesa Civil Nacional e do Gabinete de Segurança Institucional da Presidência da República, além de empresas nacionais e internacionais especializadas em gestão de desastres. Participam também representantes de Fiscalização Econômica-Financeira e de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade da Aneel. Uma das intenções do workshop é dar início à elaboração de um plano nacional de contingência para atuação antes, durante e depois das ocorrências.

Confira a programação:

Workshop “Catástrofes climáticas e seus impactos no setor de distribuição de energia”
Data: 26 e 27 de maio 2011
Local: Auditório da Ampla – Niterói – RJ

Dia 26 – quinta-feira
9h – Abertura – Nelson Fonseca Leite – Presidente da Abradee
9h30 – O setor elétrico e as mudanças climáticas – Osmar Pinto Junior, coordenador do Grupo de Eletricidade Atmosférica do INPE
10h30 – coffee break
11h – Defesa Civil Nacional – Rafael Schadeck, diretor do Departamento de Minimização de Desastres
11h30 – Gabinete de Segurança Institucional da Presidência da República – Regina Maria de Felice Souza, diretora de Infraestrutura Crítica e Energia Elétrica
12h – Perguntas e respostas

14h – Case Ampla
14h30 – Case Energisa
15h – Case Celesc
15h30 – Case Elektro
16h – coffee break
16h30 – KEMA – Melhores práticas globais de um plano de resposta em catástrofes climáticas para distribuidoras de energia. Larry Dickerman, vice presidente de Gestão de Ativos de T&D
17h30 – PWC – Gestão de desastres naturais (experiência internacional) Carlos J Castillo, Washington Federal Practice e Francis E Genco, Homeland Security/FEMA

Dia 27 – sexta-feira
9h – Abertura – Visão regulatória (José Mário Miranda Abdo, ex-presidente da ANEEL)
10 h – Debate: Sobrevivência das concessões perante as catástrofes Moderação – Abradee

Participantes: ANEEL , Celesc, Energisa, KEMA e PWC
12h às 12h30 – Encerramento do evento e próximas ações
 

segunda-feira, 16 de maio de 2011

Eficiência Energética e Meio Ambiente

Jean Marc Sasson, colunista do Ambiente Energia – Em meu primeiro artigo para este importante site, decidi escrever sobre eficiência energética. Vejo neste tema um importante fato, senão o maior, que precisa ser lembrado quando discutimos sobre energia limpa e, sobretudo, investimentos nesta área.


 
Antes de discutirmos e apoiarmos investimentos bilionários em novas fontes de energia limpa, a eficiência energética aparece como uma alternativa muito mais barata e como seu nome já diz mais eficiente. Ela poupa recursos naturais, diminui os custos de produção – bens e produtos serão cada vez mais baratos sem prejuízo de suas qualidades – e reduz o investimento em geração de energia, entre outros fatores.

Em época de preocupação com o aquecimento global e mudanças climáticas provocadas por emissões de Co2, muitas delas, por uso de fontes de energia sujas como a fóssil, a eficiência energética é uma forma muito mais rápida e eficaz de se diminuir os impactos causados no meio ambiente.

No final de 2010, estudo da Associação Brasileira das Empresas de Serviços de Conservação de Energia (Abesco) e GTZ (agora GIZ) concluiu que o desperdício energético brasileiro chega a R$ 15 bilhões. Já os números do Banco Mundial (Bird) indicam que se aprendêssemos a usar efetivamente o nosso potencial de eficiência energética,, economizaríamos mais de R$ 4 bilhões por ano, apenas por racionalizar o uso de nossos recursos.

Com esta preocupação, foi promulgada em 2001 a Lei 10.295, que dispõe sobre a Política Nacional de Conservação e Uso Racional de Energia. Em seu primeiro artigo, já percebemos a sua finalidade que é a alocação eficiente de recursos energéticos sem prejuízo ao meio ambiente. Estabeleceu-se com esta lei o teto de consumo de energia e o piso em termos de eficiência energética de máquinas e aparelhos eletrônicos produzidos e comercializados no país a ser imposto por um Comitê Gestor de Indicadores e Níveis de Eficiência Energética (CGIEE). Ele é composto por representantes do Ministério de Minas e Energia, Ciência e Tecnologia, Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior, Aneel, ANP, além de um representante de Universidade brasileira e um cidadão brasileiro especializados em energia. A este Comitê fornecerão apoio técnico a Aneel, Inemetro, Procel, ANP e CONPET.

A meu ver, caberá ao Inmetro a principal tarefa. Verificará e fiscalizará se os níveis de consumo de energia se enquadram no parâmetro estabelecido pelo comitê. Hoje, através do Programa Brasileiro de Etiquetagem estabelece quais aparelhos e máquinas possuem melhor eficiência energética, visando prover os consumidores de informações que lhes permitam avaliar e otimizar o consumo de energia dos equipamentos eletrodomésticos, selecionar produtos de maior eficiência em relação ao consumo, e melhor utilizar seus eletrodomésticos, possibilitando economia nos custos de energia.

Produtos como chuveiro elétrico, coletores solares, congeladores, forno de microondas, lâmpadas em geral, refrigeradores, televisores, entre outros, são obrigatoriamente certificados pelo instituto, sendo classificados de A a G, onde A é o mais eficiente. Os produtos mais eficientes ganham, ainda, o selo Procel de eficiência energética, indicando os melhores de cada categoria.

Estas políticas de etiquetagem estimulam a produção de aparelhos e máquinas mais eficientes pela indústria. Mas o estímulo público não deveria permanecer apenas neste critério. Estímulos fiscais deveriam ser prioridade, tributando a menor, ou melhor, isentando de tributação os aparelhos mais eficientes, tornado-os mais baratos para consumo. Por exemplo, na crise em 2009, o governo diminuiu o IPI para eletrodomésticos da linha branca, o que aumentou e estimulou o consumo de uma economia combalida. Tal medida não só estimulou o consumo, mas também a geração de resíduos eletrônicos em razão da substituição dos velhos aparelhos por novos.

Ressalto que não estou apoiando o consumo inconsciente em nome da eficiência energética. O ideal seria a troca destes aparelhos velhos e ineficientes por novos produzidos a partir de materiais reciclados originários dos primeiros. Estaríamos destinando de maneira correta os resíduos eletrônicos e estimulando a eficiência energética.

De fato, o que podemos fazer e de fácil participação popular é a troca de lâmpadas incandescentes por lâmpadas fluorescentes, isso sem mencionar as lâmpadas LED. Apesar de ser mais cara que a incandescente, a fluorescente é duas a quatro vezes mais eficiente (gera uma econômia de 80% – lâmpada de 15 W fluorescente comparada a uma lâmpada incandescente de 60 W), além de ter uma vida útil acima de dez mil horas de uso, chegando normalmente à marca de vinte mil horas de uso, contra a durabilidade normal de mil horas da incandescente. Já a de LED é mais de duas vezes mais eficiente do que a lâmpada fluorescente, chegando a uma vida útil de cinqüenta mil horas.

Apesar de ser mais cara, a fluorescente em relação à incandescente e a LED em relação à fluorescente, o investimento se compensa ao longo do tempo. Primeiro ao economizar no custo da energia e segundo ao economizar na manutenção e troca de lâmpadas ao longo do tempo.

Diante deste cenário, o governo já estipulou que até 2016 as lâmpadas incadescentes serão retiradas do mercado. Estima-se que até 2030 haverá uma economia de cerca de 10 TWh/ano, o que equivale a mais do que o dobro conseguido hoje com o Selo Procel. Não obstante tal medida vem utilizando e implementando atualmente em edifícios públicos iluminações do tipo LED. Vejam o exemplo do Rio de Janeiro. Hoje o monumento mais visitado no Brasil, o Cristo Redentor, é iluminado por lâmpadas LED, o que representou uma redução de 80% de consumo de energia e uma minoração do custo de manutenção, tendo em vista a vida útil das lâmpadas.

No mundo vemos países africanos recebendo investimentos para geração de energia renovável e adaptação às mudanças climáticas. Os Estados Unidos atingem a marca de 1 milhão de casas Energy Star, enquanto cidadãos venezuelanos são convocados, por SMS, a economizar energia elétrica. Já na Alemanha, o programa de eficiência energética em prédios públicos é modelo mundial.

Vemos, portanto, que medidas, das mais simples às mais complexas, não faltam. Todos podem colaborar com o meio ambiente, trocando suas lâmpadas, optando por equipamentos eletrônicos mais eficientes e se conscientizando acerca do consumo energético. Estamos todos no caminho certo e quem quiser permanecer no caminho contrário, saia, bata a porta e apague a luz.

* Jean Marc Sasson é advogado com especialização em gestão ambiental pela COPPE/UFRJ
 

terça-feira, 10 de maio de 2011

IPCC acredita que renováveis podem abastecer o mundo

Fabiano Ávila, da Instituto CarbonoBrasil/IPCC



O Painel Intergovernamental de Mudanças Climáticas (IPCC), entidade ligada às Nações Unidas que reúne cientistas de diversos países, vai divulgar no final de maio o seu primeiro relatório aprofundado sobre as energias renováveis. Serão quase mil páginas com análises de mais de 120 pesquisadores.

O Special Report on Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation (SRREN) afirmará que ao custo anual de 1% do Produto Interno Bruto (PIB) global, as fontes renováveis podem suprir até 77% do consumo mundial nas próximas décadas, mantendo assim a concentração de gases do efeito estufa na atmosfera abaixo das 450 partes por milhão.

As renováveis já apresentam um rápido crescimento, dos 300GW adicionados à capacidade instalada do planeta entre 2008 e 2009, cerca de 140GW vieram de fontes como solar e eólica.

“O relatório demonstra com evidências científicas que as renováveis podem, a um custo competitivo e com agilidade, atender as demandas de crescimento nos países em desenvolvimento, onde mais de dois bilhões de pessoas ainda não tem acesso a serviços básicos de energia. Os governos devem dar o chute inicial na revolução energética ao implementar leis de incentivo”, declarou Sven Teske, diretor de energias renováveis do Greenpeace e um dos autores da pesquisa.

O IPCC reconhece que muitas tecnologias renováveis ainda são mais caras que os combustíveis fósseis, mas acredita que elas terão um papel mais importante para lidar com o aquecimento global do que a energia nuclear e a captura e armazenamento de carbono (CCS).

Em 2008, as renováveis respondiam por 13% da eletricidade mundial, uma porcentagem que já deve ser bem maior atualmente, uma vez que os investimentos de países como a China se multiplicaram desde então.

“O IPCC reuniu as informações mais relevantes para divulgar com clareza o verdadeiro potencial das energias renováveis para mitigar as mudanças climáticas. Este relatório pode ser utilizado como uma base sólida para que as autoridades construam as políticas necessárias para lidar com o fornecimento limpo de eletricidade, um dos maiores desafios do século XXI”, afirmou Rajendra Pachauri, presidente do IPCC.

Tecnologias

O Special Report on Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation já foi aprovado por representantes de 194 nações e possui dados sobre seis tecnologias renováveis incluindo o potencial de crescimento de cada uma delas: bioenergia, solar, eólica, oceânica, geotermal e hídrica.

Quatro cenários para a utilização dessas tecnologias até 2050 foram analisados exaustivamente, incluindo implicações ambientais e sociais. Assim, foi possível traçar perspectivas para caminhos alternativos de investimentos.

No mais otimista dos cenários, as renováveis chegam a responder por 77% da necessidade mundial, gerando 314 dos 407 Exajoules produzidos por ano. Para se ter uma idéia, 314 Exajoules é mais do que o triplo da energia produzida nos Estados Unidos em 2005.

Os pesquisadores também apresentam modelos de como as renováveis podem ser integradas aos sistemas energéticos, incluindo o desenvolvimento de redes inteligentes e benefícios para os usuários.

Todos os quatro cenários, apesar de trabalharem com dados diversos, prevêem que as renováveis irão invariavelmente ocupar uma fatia cada vez maior da geração de energia.

“Este relatório é um convite para que os governos iniciem uma mudança radical nas suas políticas e assim dar mais atenção às renováveis. Com a aproximação da Conferência do Clima (COP 17) na África do Sul, a responsabilidade dessa transformação está com os líderes mundiais”, concluiu Teske.

O Special Report on Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation estará disponível a partir do dia 31 de maio nesta página.

(Instituto CarbonoBrasil)

Fonte: Mecado Ético - Terra

segunda-feira, 9 de maio de 2011

CBIC apoia pesquisa nacional do Procel Edifica sobre eficiência energética de edificações

Enviado por Sandra Bezerra
Profissionais de todo o Brasil, envolvidos com projeto e construção de edificações, estão convidados a participar da Pesquisa Nacional sobre o Mercado de Eficiência Energética de Edificações. 
 


A Câmara Brasileira da Indústria da Construção (CBIC) reconhece o valor da pesquisa e reforça a importância dos empresários do setor participarem do estudo, que tem por objetivo conhecer as demandas e as expectativas dos profissionais da Indústria da Construção com relação aos serviços de etiquetagem de edificações quanto à eficiência energética.

Dentro do Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica (Procel), a pesquisa, que teve início ontem, dia 4, e segue até o próximo dia 20, esta sendo realizada em parceria com a Fundação Centro de Referência em Tecnologias Inovadoras (Certi), a Eletrobrás e o Labeee/UFSC.

Os respondentes concorrerão a um kit com publicações do setor sobre Eficiência Energética de Edificações e serão convidados a participar de Seminário de Eficiência Energética em Edificações e Perspectivas para o Mercado Brasileiro.

Brasil assina com a Alemanha acordo de parceria estratégica

Em cerimônia realizada na última quinta-feira, 5, no Palácio do Planalto, representantes da Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (Capes), do Serviço Alemão de Intercâmbio Acadêmico (DAAD) e da Companhia Alemã para a Cooperação Internacional (Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit, GIZ) no Brasil assinaram memorando de entendimento nas áreas de proteção e uso sustentável das florestas tropicais e de energias renováveis e eficiência energética.  
 
A presidenta da República, Dilma Rousseff, participou do evento.

O documento firma parceria estratégica para incentivar inovações tecnológicas no setor produtivo que contribuam para o desenvolvimento sustentável e intercâmbio acadêmico entre instituições brasileiras e alemãs.

Entre os objetivos da parceria estão os de formular as demandas por produtos científicos, selecionar projetos de pesquisa dentro dos temas abordados, além de organizar eventos para facilitar novas redes de inovação entre pesquisadores, peritos da cooperação técnica e financeira, fomentadores e patrocinadores de pesquisa, o setor público e o setor privado dos dois países.

Os projetos comuns de pesquisa entre Brasil e Alemanha, previstos no documento, incluirão bolsas de estudos – inclusive para doutorado –, recursos para a mobilidade dos pesquisadores entre os centros e investimento para apoiar as pesquisa e disseminar os resultados.

Para o presidente da Capes, Jorge Guimarães, “o memorando é a continuação de uma parceria estratégica com a Alemanha e estreita os laços entre os países, que já existe em outras áreas, nas áreas de tecnologia, preservação e desenvolvimento sustentável”. O acordo tem duração de cinco anos e, havendo financiamento, pode ser estendido para outras áreas de interesse das partes. “O memorando foca no aprimoramento e na capacitação dos profissionais, que é o objetivo da Capes”, afirma Guimarães.

O ato de assinatura faz parte da visita do presidente da Alemanha, Cristian Wulff, ao Brasil. 
 
Fonte: CM Consultoria
Diego Rocha