Baixe o app para aproveitar ainda mais
Prévia do material em texto
7.1 • • • • • • • • • • • • GERAÇÃO DISTRIBUÍDA E REDES INTELIGENTES JOSÉ AQUILES BAESSO GRIMONI Departamento de Engenharia de Energia e Automação Elétricas da Escola Politécnica da USP GUSTAVO DE ANDRADE BARRETO Laboratório de Sistemas Energéticos Alternativos (SISEA) Departamento de Engenharia Mecânica da Escola Politécnica da USP Redes inteligentes As redes inteligentes (smart grids) são redes elétricas nas quais ocorre uma convergência das tecnologias das redes de energia elétrica e redes de Tecnologias da Informação e Comunicação (TIC), ou seja, as redes de energia elétrica e de TIC carregam, além de energia elétrica, dados que, mediante uma série de funções, permitem monitorar, supervisionar, controlar, proteger e atuar para uma melhor gestão do sistema. As redes inteligentes incorporam funcionalidades, como: medição inteligente; qualidade de energia; autorrestabelecimento e autocura do sistema; mobilidade elétrica (carros elétricos); armazenamento de energia; gestão eficiente do sistema de iluminação pública; gestão da energia elétrica em consumidores (casas inteligentes); geração distribuída; integração com outros serviços (medição compartilhada, por exemplo). No Brasil, entre as primeiras iniciativas, foi destacada a necessidade de regulamentar cada uma das áreas envolvidas no desenvolvimento da Rede Elétrica Inteligente. Nesse processo, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) publicou: Resolução Normativa no 464 (novembro de 2011), que regulamenta tarifas diferentes por horário de consumo. Resolução Normativa no 481 (abril de 2012), que regulamenta desconto de 80 % para os empreendimentos que entrarem em operação comercial até 31 de dezembro de 2017, aplicável aos 10 primeiros anos de operação da usina na Tust e Tusd. Resolução Normativa no 482 (abril de 2012), que define as condições gerais de acesso a micro (até 100 kW) e mini (entre 100 kW e 1 MW) geração de eletricidade, alterada em 2015 pela Resolução no 687. • • • • • • • a) • • Resolução Normativa no 502 (agosto de 2012), que regulamenta os requisitos básicos para medição eletrônica para o grupo B. No exercício das suas competências legais, portanto, a Agência promoveu a Consulta Pública no 15/2010 (de 10 de setembro a 9 de novembro de 2010) e a Audiência Pública no 42/2011 (de 11 de agosto a 14 de outubro de 2011), instauradas com o objetivo de debater os dispositivos legais que tratam da conexão de geração distribuída de pequeno porte na rede de distribuição. Como resultado desse processo de consulta e participação pública na regulamentação do setor elétrico, a Resolução Normativa no 482, de 17 de abril de 2012, estabeleceu as condições gerais para o acesso de micro e minigeração distribuída aos sistemas de distribuição de energia elétrica, e criou o sistema de compensação de energia elétrica correspondente. Um novo modelo de geração, em que coexistem geração centralizada e geração descentralizada, deverá se estabelecer. Milhares de usuários poderão ter geração própria, tornando-se simultaneamente produtores e consumidores de energia elétrica, denominados “prosumidores” (prosumer). O mercado de energia elétrica deverá fazer uso pleno de ambos, grandes produtores centralizados e pequenos produtores distribuídos, além do incremento de diferentes ações em eficiência energética e melhoria na qualidade do atendimento à demanda pela energia. A inserção de fontes renováveis na rede de distribuição, principalmente nas instalações em baixa tensão, aumenta a complexidade da operação do sistema de distribuição. Por isso, o sistema elétrico mundial passará nos próximos anos por mudanças significativas, provenientes da integração com as infraestruturas de TIC. Deve igualmente estar preparado para o advento dos veículos elétricos e o aumento significativo das fontes de geração distribuída, além de diferentes ações de eficiência energética. Essa nova concepção de rede transformará o sistema elétrico mundial em um sistema inteligente ou de redes inteligentes (smart grids). A implantação de redes elétricas inteligentes como principal instrumento de modernização do setor de energia elétrica é uma temática amplamente debatida no âmbito mundial. Trata-se de um modelo tecnológico com relativa complexidade conceitual, no âmbito do qual é considerada uma vasta diversidade de tecnologias, de equipamentos e de fabricantes, com inúmeros benefícios provenientes da efetiva implantação em toda a cadeia de fornecimento e consumo de energia elétrica. No que tange à política energética nacional, o desenvolvimento do sistema de energia inteligente poderá trazer os seguintes benefícios: promoção da segurança energética; modicidade tarifária; redução da assimetria de informações; aperfeiçoamento dos processos regulatórios; promoção da diversificação da matriz energética; estímulo ao uso eficiente do sistema elétrico. O Ministério de Minas e Energia (MME) coordenou um grupo técnico interministerial, criado pela Portaria no 440 de 15 de abril de 2010, que teve como objetivo estudar o conceito por meio das diferentes visões dos parceiros, e que resultou em publicação disponível no site do MME. O ministério também participa de grupos de trabalho que estudam o desenvolvimento do tema no Brasil, incentivando igualmente esses grupos. A Google desenvolveu uma ferramenta na Web para mapear a implantação de redes inteligentes no mundo, mostradas na Figura 7.1. Projetos pilotos no Brasil No Brasil existem vários projetos pilotos de redes inteligentes que se encontram em diferentes níveis de implantação pelas concessionárias de energia elétrica de vários estados. Os principais projetos são listados a seguir: Minas Gerais: Cidades do Futuro (Cemig), em Sete Lagoas (MG). Rio de Janeiro: Cidade Inteligente Búzios (Ampla/Endesa Brasil), Armação dos Búzios (RJ); Smart Grid Light (Light), no Rio de Janeiro (RJ). • • • • • 7.2 Amazonas: Parintins (Eletrobras Amazonas Energia), em Parintins (AM). São Paulo: Smart Grid (AES Eletropaulo), em Barueri e outras localidades (SP); Inovcity (EDP Bandeirante), em Aparecida (SP). Ceará: Cidade Inteligente Aquiraz (Coelce/Endesa), em Fortaleza (CE). Paraná: Paraná Smart Grid (Copel), em Curitiba (PR). Pernambuco: Arquipélago de Fernando de Noronha (Celpe), na Ilha de Fernando de Noronha (PE). Todos esses projetos incluem medição inteligente e outras funcionalidades, como carros elétricos; redes de comunicação que usam várias tecnologias de TIC com e sem fio; sistemas de monitoramento e supervisão da rede, inclusive de qualidade de energia; geração distribuída com geradores fotovoltaicos e eólicos; gestão de iluminação inteligente; sistemas de localização de defeitos; sistemas de autorrestabelecimento e rede autocurada; gestão inteligente de energia elétrica em residências. Figura 7.1 Mapa da implantação de redes inteligentes no mundo. Disponível em: https://www.google.com/maps/d/viewer? mid=zReklSu043lk.kZ_YiimMzyXc. Tecnologias de informação e comunicação Com a evolução das tecnologias de informação e comunicação, em especial das tecnologias sem fio de curta e longa distância e da utilização da própria rede elétrica como meio para tráfego de informações por meio dos sistemas de power line communication (PLC), tornaram-se viáveis o uso e a integração com as redes de energia elétrica para uma melhor gestão da rede de energia. A solução para transmissão de dados nas redes inteligentes de energia pode adotar simultaneamente diferentes tecnologias. Do ponto de vista do meio pelo qual trafega a informação, há soluções cabeadas (fibra óptica, cabo coaxial ou cabos metálicos) ou sem fio (redes de celulares, radiofrequência, como WiMax, ZigBee, Bluetooth, satélites, entre outros). A escolha da tecnologia a ser adotada para a rede de comunicações implantada dependerá de vários fatores: custos envolvidos; distância entre sensores e medidores até o ponto concentrador de dados e desse até a rede da concessionária; topologia física do local; área de cobertura; taxa de transmissão; desempenho do sistemae atenuação de ruídos. A rede de comunicações deverá atender a requisitos de transmissão de dados bidirecional, largura de banda, escalabilidade (suportar o aumento de dispositivos sem redução de desempenho), latência (tempo https://www.google.com/maps/d/viewer?mid=zReklSu043lk.kZ_YiimMzyXc 7.3 • • • • para a transmissão dos dados e eventuais atualizações de software), tolerância a falhas, confiabilidade, segurança, entre outros. A implementação da solução de redes inteligentes de energia é comumente delegada a um agente integrador, que realiza a aquisição de medidores de diferentes fornecedores, responsabilizando-se pela interoperabilidade desses com o sistema das concessionárias. Essa estratégia tende a acelerar a implantação da rede; todavia, quando essa solução é proprietária, há o risco de se tornar refém desse fornecedor centralizado. Um estudo da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee) propõe que haja um acordo multilateral entre governo, indústria e academia, no País, sobre o tema. Na busca pelo estabelecimento de padrões para as redes inteligentes de energia, nos Estados Unidos, o Instituto de Engenheiros Eletricistas e Eletrônicos (IEEE) desenvolve o projeto denominado IEEE 2030 para a interoperabilidade das redes, e o projeto IEEE 1547 para a interconexão das redes elétricas inteligentes (REI). Na França estudam-se padrões de protocolos para serem usados pelas redes PLC e Broadband over Power Line (BPL), em um projeto denominado Sogrid. No Brasil, a Associação Brasileira da Indústria Elétrica e Eletrônica (Abinee) mantém uma iniciativa em conjunto com os fabricantes de medidores que desenvolvem tecnologia no País, como Elo, Elster, Nansen, entre outros, para implantar um protocolo de comunicação aberto a ser usado pelos medidores de consumo residenciais, provisoriamente denominado Sibma (Sistema Brasileiro de Medição Avançado), em desenvolvimento pelo Centro de Estudos e Sistemas Avançados do Recife (Cesar). Medições inteligentes O mercado interno de venda de medidores era de 4 milhões de medidores/ano em 2010, e cerca de 90 % dos medidores vendidos eram eletrônicos. Dentre os consumidores, de 2,5 a 3 milhões eram novos, e o mercado de substituição estava em torno de 1 milhão. Os primeiros medidores eletrônicos eram similares aos eletromecânicos. O conceito de medidores inteligentes traz grandes vantagens que excedem as funcionalidades básicas dos medidores eletromecânicos ou eletrônicos convencionais e respondem às necessidades latentes de melhoria de gestão e eficiência da medição, tais como: detecção de fraude; corte e religamento remoto; comunicação bidirecional; medição a distância. A solução de medição inteligente (MI) a ser implantada prevê a futura adoção de tarifação pré-paga de energia, possibilitando que o consumidor possa gerenciar seus gastos com esse insumo, que é essencial para a vida moderna. As redes LAN e WAN serão a base que permitirá às concessionárias realizar a gestão no ponto de entrega, possibilitando o corte e religamento, a coleta de dados de energia, a identificação de eventos de fraude, a falta de energia em circuitos secundários e primários e outras funcionalidades ainda em fase de definição, de forma remota e instantânea. A resolução da Aneel que regulamenta sistemas de medição eletrônica de energia elétrica de unidades consumidoras do Grupo B (residencial, rural e demais classes, exceto baixa renda e iluminação pública) foi publicada em 14 de agosto de 2012, no Diário Oficial da União. Os medidores inteligentes proporcionarão uma série de benefícios para os consumidores de energia, como a criação das condições para difundir a microgeração distribuída, ou seja, a possibilidade de que consumidores também atuem como pequenos geradores com fontes alternativas de energia. O novo sistema de medição possibilitará ao consumidor maior eficiência no consumo de energia, pois ele terá mais informações sobre o seu perfil. Outros benefícios são a possibilidade de atendimento remoto pela concessionária; o melhor monitoramento da rede pela distribuidora, devido ao fluxo de comunicação consumidor- concessionária; a redução de perdas técnicas e não técnicas; e a oferta de novos serviços aos consumidores. As distribuidoras tinham 18 meses a partir da publicação da resolução para oferecer medidores eletrônicos aos seus consumidores. Haverá dois tipos de equipamentos: o primeiro, a ser instalado sem ônus, permitirá ao consumidor aderir à tarifa branca – tarifa que varia de acordo com faixas horárias de consumo. O outro modelo de a) • • • • • • • • medidor, mais completo, propiciará acesso a informações específicas, individualizadas, sobre o serviço prestado, e a instalação poderá ser cobrada pela distribuidora. Pré-pagamento de energia elétrica Historicamente, o pré-pagamento de energia elétrica surgiu na Inglaterra. No Brasil, seu uso localiza-se nas telecomunicações, em princípio com a ideia do “orelhão” (telefone público) que utiliza fichas e cartão. A mesma ideia foi utilizada pela telefonia celular móvel, com cartão e créditos. Os países com maior número de consumidores na modalidade de pré-pagamento de energia elétrica são África do Sul, Nova Zelândia e Reino Unido. Na América Latina, o pré-pagamento é realidade na Argentina, Bolívia, Colômbia, Peru e Venezuela. Basicamente, o consumidor compra “crédito” de eletricidade nos pontos de venda. O ponto de venda é parte do sistema de informação disponível da concessionária. Essa é a chave para o sucesso de um sistema de pré-venda. O consumidor entra com o código no medidor, que o decodifica de forma a registrar (creditar) a quantidade de energia em kWh que foi comprada no ponto de venda. As principais vantagens para a concessionária nesse modelo de pré-pagamento são: eliminação de cortes e religamentos de serviço; redução de custos de operação, financeiros e de fraude; recuperação de clientes inativos; utilização racional dos recursos energéticos; oferecimento ao usuário de uma ferramenta que permite evitar a “exclusão social” que significa não ter acesso ao uso de energia elétrica. As principais tecnologias utilizadas são: cartões magnéticos; cartões inteligentes; teclado digital (os medidores com teclado digital são mais utilizados em todo o mundo). A Aneel aprovou, em 1.º abril de 2014, durante a Reunião Pública, a regulamentação das modalidades de pré- pagamento e pós-pagamento eletrônico de energia elétrica. O assunto ficou em audiência pública no período de 28/06/2012 a 25/09/2012, com reuniões presenciais em 10 capitais. Foram recebidas cerca de 1200 manifestações e contribuições de consumidores, distribuidoras de energia elétrica, órgãos e entidades de defesa do consumidor e demais setores da sociedade. De acordo com o texto aprovado, a adesão do consumidor ao modelo de pré-pagamento é voluntária e sem ônus. Além disso, oferecer a modalidade em sua área de concessão depende de decisão da distribuidora. O sistema funcionará da seguinte forma: o consumidor recebe um crédito inicial de 20 kWh, a ser quitado na compra subsequente. Posteriormente, poderá comprar novos créditos quando quiser e quantas vezes desejar, sendo 5 kWh o montante mínimo de compra. A venda dependerá da estratégia que a distribuidora adotar, o que pode ocorrer por meio de agentes credenciados pela distribuidora ou, inclusive, pela internet. A tarifa do pré-pagamento será igual à do pós-pagamento. No entanto, a distribuidora poderá conceder descontos por sua conta e risco para incentivar os consumidores a aderirem à novidade. No pré-pagamento, a notificação prévia ao esgotamento dos créditos ocorrerá por meio de alarmes visual e sonoro disponíveis no interior da unidade consumidora, a fim de que haja tempo hábil para providenciar uma nova recarga. Além disso, quando houver o esgotamento dos créditos, o consumidor poderá solicitar à distribuidora um crédito de emergência de 20 kWh, que deverá ser disponibilizado em qualquer dia da semana e horário, sendo pago pelo consumidor na primeiracompra subsequente. O retorno ao modelo convencional poderá ser solicitado a qualquer tempo e o pedido deve ser atendido em, no máximo, 30 dias. Dentre os principais benefícios do regulamento para os consumidores estão a melhoria do gerenciamento do consumo de energia; maior transparência em relação aos gastos diários por meio de informações em tempo real; flexibilidade na aquisição e no pagamento da energia; eliminação da cobrança de multas, juros de mora e taxas de 7.4 7.5 7.6 religação. Em relação às distribuidoras, espera-se a redução dos custos operacionais; a diminuição da inadimplência e a melhoria do relacionamento entre a empresa e seus consumidores, ao se evitarem erros de leitura, faturamentos por estimativa, cortes indevidos e problemas de religação fora do prazo. Além do pré-pagamento, a Agência regulamentou o pós-pagamento eletrônico, modalidade em que o medidor informa o fechamento do ciclo de faturamento. De posse dessa informação (armazenada geralmente em cartão magnético), o consumidor deve se dirigir ao posto da distribuidora e realizar o pagamento da energia consumida na data de vencimento escolhida. Em seguida, o cartão magnético deve ser reinserido no medidor de modo a registrar o pagamento efetuado. A regulamentação da modalidade de pré-pagamento pela Agência por si só não garante a sua aplicação plena, já que há aspectos alheios à competência da Aneel que devem ser solucionados. O primeiro deles refere-se à aprovação do regulamento técnico metrológico para medidores de pré-pagamento e a posterior certificação dos medidores pelo Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia (Inmetro). Armazenamento de energia A possibilidade de gestão de armazenamentos de energia para uso futuro de forma eficiente e com custos competitivos sempre foi um objetivo a ser alcançado. Existem diversas formas de armazenamento de energia disponíveis hoje, com eficiência e custos bem distintos. Dentre elas, as principais são: 1. armazenamento de energia mecânica; 2. armazenamento eletroquímico; 3. armazenamento direto de energia elétrica; 4. armazenamento de energia térmica; 5. armazenamento químico. O detalhamento dessas diversas formas de armazenamento de energia é tratado minuciosamente no Capítulo 6 deste livro. Gestão e�ciente do sistema de iluminação pública Um dos principais consumidores de energia são os sistemas de iluminação pública das cidades, que têm um consumo constante e que, em geral, começam a atuar no horário de pico do sistema. Uma melhor gestão desse tipo de carga trará bons resultados em economia de energia e recursos. O uso de tecnologias de iluminação mais adequadas, dependendo do tipo de aplicação, por exemplo, o uso de lâmpadas LED com controle de dimerização, sistemas de detecção de presença e sistemas de medição individual, além da possibilidade de corte e acionamento remoto de cada luminária, permitirão uma medição, controle do nível de iluminamento e desligamento ou acionamento de modo autônomo ou ainda programado em uma central. Esses sistemas permitirão reduzir o consumo e aumentar a vida útil das lâmpadas. Hoje temos luminárias autossupridas com uso de painéis fotovoltaicos e baterias que permitem o uso de luminárias em regiões em que a rede não chega ou onde as possibilidades de se ter sistemas de energia zero (zero energy) são interessantes. Sistemas georreferenciados permitirão a avaliação, de uma central, do consumo de energia e do nível de iluminamento de uma cidade, um bairro ou de uma rua específica. Poderemos programar o acendimento ou apagamento das luminárias, definindo um conceito novo de despacho de iluminação similar ao despacho de geração das usinas hidrelétricas. Podemos avaliar e programar a manutenção do sistema de luminárias em função do nível de queima de lâmpadas e acessórios, e da vida útil e das intervenções feitas. Veículos elétricos e híbridos O carro elétrico nasceu praticamente na mesma época em que o carro com motor a explosão, movido a gasolina, e chegou a ser numericamente predominante em algumas cidades americanas. No entanto, perdeu rapidamente sua primeira batalha para o carro a combustão interna, que era mais barato. A rede de abastecimento de gasolina e diesel https://jigsaw.minhabiblioteca.com.br/books/9788521633785/epub/OEBPS/Text/chapter6.html • • • • a) b) c) • rapidamente se expandiu, os problemas com o peso e o tempo de duração das baterias limitado ao número de ciclo de carga e recarga, a autonomia do veículo e o tempo de recarga das baterias inviabilizaram o mercado de carros elétricos. Existem vários tipos de carros elétricos e híbridos que podemos classificar nos modelos a seguir: Carro elétrico a bateria (CEB): usa energia de baterias carregadas na rede elétrica; Carro elétrico híbrido (CEH): a energia elétrica é fornecida por um gerador a bordo acionado por um motor de combustão interna (MCI) que usa um combustível convencional como fonte de energia; Carro elétrico híbrido, plug-in (CEHP): um CEH equipado com mais baterias que tanto usa energia da rede quanto do gerador embarcado. Carro elétrico com células a combustível (CECC): usa energia gerada por uma célula a combustível a partir de hidrogênio. Benefícios para a sociedade O custo do quilômetro rodado do carro elétrico é bem inferior ao equivalente com combustíveis fósseis, dependendo da relação entre os custos do combustível fóssil e o da energia elétrica e da eficiência dos veículos comparados. Poderemos utilizar a energia acumulada na bateria como fonte de energia elétrica de reserva para a residência ou para exportar para a rede elétrica, dependendo de sistemas que conversem com os sistemas de gestão de energia da residência ou da concessionária de energia, para viabilizar a recarga da bateria ou o uso da energia armazenada na bateria. Há um ganho evidente na eficiência energética de toda a cadeia, principalmente na conversão da energia elétrica do veículo em força motriz nas rodas. O uso de veículos elétricos e híbridos aumentaria muito a eficiência do setor de transporte. Além disso, haverá redução de emissão de gases poluentes e melhoria de qualidade do ar nas grandes cidades, impactando o setor de saúde. A redução de emissões ocorre até mesmo com a utilização de energéticos análogos para geração de energia elétrica. Dar-se-ia também redução de ruído nos centros urbanos. A manutenção do veículo elétrico será muito diferente da manutenção do motor a explosão, pois haverá redução de partes mecânicas que sofrem maior desgaste. A indústria brasileira de veículos e componentes poderia participar da cadeia mundial de produção de veículos elétricos e híbridos e/ou de seus componentes, como motores, acionamentos e baterias. Impactos Haverá necessidade de implantação de novos pontos de abastecimento e de adaptação das instalações residenciais e dos sistemas de medição para permitir tarifas diferenciadas, como pré-pagamento. Haverá a possibilidade de se utilizar a energia das baterias como fonte suplementar de energia em residências, e para injetar na rede. Deverá ser feita uma modelagem da curva de carga e do impacto da carga de veículos, em função dos horários e hábitos dos usuários. O carregamento de madrugada será incentivado para evitar o horário de pico e o uso mais eficiente dos vales da curva de carga. Baterias e carregadores As baterias predominantes nos atuais carros elétricos e híbridos são as de íons de lítio, que têm maior densidade de carga e que, portanto, pesam menos e são de menor volume, além de suportarem mais ciclos de carga e recarga. São de custo muito alto, cerca de 60 % do valor do veículo, o que dificulta a redução do preço final dos carros elétricos. Existem experiências com outras baterias, por exemplo, a tipo Zebra, que utiliza sódio e necessita trabalhar em estado líquido, em temperaturas da ordem de 100 ºC. No Brasil, a Itaipu Binacional desenvolveu um projeto com a utilização dessa bateria em um Palio Weekend da Fiat convertido para elétrico e também em outras aplicações. Existem quatro tiposbásicos de carregadores: os portáteis, que vêm em alguns carros e que podem ser ligados diretamente em tomadas com a capacidade necessária, que são: doméstico, de carga lenta em CA, sem sinal de controle piloto até 16 A; e o não doméstico, baseado na norma IEC-60309-2, monofásicos (3,7 kW) e trifásicos (11 kW); • • • d) 7.7 7.8 7.9 não doméstico de carga lenta em CA até 32 A, com sinal de controle piloto segundo a norma SAE 1772, monofásicos (7,4 kW) e trifásicos (22 kW); não doméstico de carga lenta em CA até 32 A, com sinal de controle piloto segundo a norma SAE 1772, monofásicos (7,4 kW), trifásicos (22 kW) e monofásicos de 63 A (14,5 kW); não doméstico de carga rápida em CA de 250 A e em CC de 400 A. Os de carga lenta levam até oito horas para carregar a bateria. Os de carga rápida levam até 15 minutos, dependendo da carga inicial da bateria. Esses carregadores exigem instalações especiais, em geral com estações transformadoras ligadas à rede primária das distribuidoras de energia. A padronização dos tipos de carregadores, tipos de conectores e cabos tem avançado bastante, e já há várias normas internacionais, como as da SAE, sobre o assunto. No Brasil está sendo discutida uma norma da ABNT. Incentivos e subsídios Vários países oferecem incentivos e subsídios para troca de veículos a combustão interna por veículos híbridos ou elétricos. Existem subsídios financeiros, como abatimento na troca do valor do veículo, com redução de impostos. Liberação para circulação do veículo em algumas áreas das cidades, como no caso da Dinamarca, onde se constatou recentemente que a frota de veículos elétricos vem ocupando intensamente as faixas dedicadas aos ônibus. Alguns países criaram frotas próprias de veículos para o setor de serviços públicos, como correio, empresas de energia, de água etc. Alguns países também implantaram redes de postos públicos de abastecimento. Existem iniciativas na Europa de uso de carros elétricos compartilhados espalhados por cidades, como Paris, por exemplo. Qualidade de energia Com os medidores inteligentes será permitido melhor monitoramento de parâmetros ligados à qualidade da energia, tanto no quesito de qualidade de serviço como no de produto. Na qualidade de serviço são avaliados os indicadores ligados à continuidade do serviço, como a duração e a frequência de desligamentos equivalentes (DEC e FEC) e individuais (DIC e FIC) e ao tempo de restabelecimento do serviço. Na qualidade do produto poderemos avaliar também os indicadores ligados à qualidade da tensão fornecida, por exemplo, a flutuação da tensão dentro de limites aceitáveis; o nível de harmônicas do sistema; o nível de cintilação (flicker); os afundamentos ou elevações de tensão (SAGs e Swells); surtos ocasionados por manobras ou surtos atmosféricos. Dessa maneira é possível monitorar a cadeia de eventos que pode causar problemas que se propagam na rede, levando a situações que possam danificar equipamentos ou prejudicar processos, e ainda poderemos determinar a cadeia de responsabilidades, definindo com isso ressarcimentos de prejuízos e buscando ações de mitigação. Autorrestabelecimento e autocura do sistema O autorrestabelecimento de zonas escuras pode ser feito com a automação de chaves de transferência associadas a sistemas inteligentes que detectam e isolam as faltas na rede, permitindo em seguida fazer transferências de blocos de carga que foram desligados para outros circuitos, ou seja, dessa maneira ocorre uma autocura do sistema, com as zonas consideradas desligadas e que estavam às escuras voltando a ser energizadas. Os principais benefícios de um sistema com autocura são as reduções dos tempos de restabelecimento do serviço de fornecimento de energia elétrica, dos custos operacionais para o restabelecimento e do número de clientes afetados pelas interrupções do fornecimento. Geração distribuída As dificuldades de se trazer energia de longas distâncias para os grandes centros de consumo no Brasil — uma vez que a maior parte do potencial que resta de usinas hidroelétricas se encontra na Amazônia — e a dificuldade de se terem usinas com grandes reservatórios devido a pressões ambientais e sociais, levou o País a diversificar sua matriz de energia elétrica com o aumento da presença do gás natural e o incentivo ao aumento de energias renováveis, como a biomassa do bagaço de cana, particularmente em São Paulo, e a energia eólica que se concentra hoje nas regiões Nordeste e Sul. Essa mudança permite que as fontes estejam mais próximas dos centros de consumo. Estamos passando por uma mudança de paradigma no setor elétrico brasileiro, pois ocorre a mudança de um sistema centralizado com grandes blocos de energia distante dos centros de consumo, para um modelo descentralizado e mais próximo da carga, o que caracteriza a geração distribuída. A possibilidade de o consumidor gerar sua própria energia para atender às necessidades de consumo e até exportar a energia excedente já existe no Brasil com relação às grandes empresas de energia. Um exemplo clássico são as indústrias do setor sucroalcooeiro que queimam bagaço de cana para gerar energia elétrica para atender à própria demanda de consumo e que, em muitos casos, exportam o excedente para a rede de energia elétrica. Uma recente resolução da Aneel (482/2012) vai permitir que pequenos consumidores também produzam e exportem energia. Inicialmente, a ideia é abater o que é exportado na conta de consumo, mas futuramente deve evoluir para a possibilidade de venda de excedente. Os consumidores de energia elétrica no Brasil são classificados em duas grandes classes de consumo, segundo a Tabela 7.1 (Aneel, 2011) a seguir, que depende do nível de tensão com que são alimentados e da potência instalada dos sistemas e da energia consumida. Em função dessa classificação, temos duas formas de tarifação: a de classe B, que está associada somente ao consumo da energia, dado em kWh ou MWh, e uma segunda (classe A) que, além do consumo da energia, tem outra parcela que leva em conta a demanda contratada dada em kW. Tabela 7.1 Classe de tarifação em função da tensão de alimentação Classe do consumidor Tipo de consumidor e padrão de tensão de alimentação A1 tensão de fornecimento igual ou superior a 230 kV A2 tensão de fornecimento de 88 kV a 138 kV A3 tensão de fornecimento de 69 kV A3a tensão de fornecimento de 30 kV a 44 kV A4 tensão de fornecimento de 2,3 kV a 25 kV AS tensão de fornecimento inferior a 2,3 kV, atendida a partir de sistema subterrâneo de distribuição e faturada no Grupo A, excepcionalmente B1 residencial e residencial baixa renda – baixa tensão B2 rural, cooperativa de eletri�cação rural e serviço público de irrigação – baixa tensão B3 demais classes – baixa tensão B4 iluminação pública – baixa tensão A classe A de consumidores tem várias opções tarifárias, muitas delas com características horossazonais, ou seja, que dependem da hora do dia (período de pico de consumo, que tem cerca de três horas por dia, e período fora do pico de consumo), e do período do ano (seco e úmido). O Brasil tem hoje cerca de 60 concessionárias de distribuição de energia elétrica que praticam tarifas bastante diferenciadas, devido às diferentes proporções das áreas atendidas, diferentes mercados com diferentes hábitos de consumo e poder aquisitivo dos diversos setores, dentre outras características. A Resolução Normativa da Aneel no 482, de 17 de abril de 2012 (Aneel, 2012a), estabelece as condições gerais para o acesso de microgeração e minigeração distribuída aos sistemas de distribuição de energia elétrica e o sistema de compensação de energia elétrica, entre outras providências. I) II) III) I) II) III) IV) V) VI) VII) VIII) As seguintes definições iniciais (alteradas depois em 2015) se fazem necessárias para o melhor entendimento dessa resolução: Microgeração distribuída: é uma central geradora de energia elétrica, com potência instalada menor ou igual a 100 kW, que utiliza fontes com base em energia hidráulica, solar, eólica,biomassa ou cogeração qualificada, conforme regulamentação da Aneel, conectada à rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras. Minigeração distribuída: é uma central geradora de energia elétrica, com potência instalada superior a 100 kW e menor ou igual a 1 MW para fontes com base em energia hidráulica, solar, eólica, biomassa ou cogeração qualificada, conforme regulamentação da Aneel, conectada na rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras. Sistema de compensação de energia elétrica: é um sistema no qual a energia ativa gerada por unidade consumidora com microgeração distribuída ou minigeração distribuída compensa o consumo de energia elétrica ativa. As distribuidoras deverão adequar seus sistemas comerciais e elaborar ou revisar normas técnicas para tratar do acesso de microgeração e minigeração distribuída e publicar as referidas normas técnicas em seu endereço eletrônico, utilizando como referência os Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (Prodist), as normas técnicas brasileiras e, de forma complementar, as normas internacionais dentro de um prazo de 240 dias, contados da publicação desta Resolução. Após esse prazo, a distribuidora deverá atender às solicitações de acesso para microgeradores e minigeradores distribuídos nos termos da Seção 3.7 do Módulo 3 do Prodist (Aneel, 2012b). Segundo a Resolução, no faturamento de unidade consumidora integrante do sistema de compensação de energia elétrica, deverão ser observados os seguintes procedimentos: Deverá ser cobrado, no mínimo, o valor referente ao custo de disponibilidade para o consumidor do grupo B (baixa tensão), ou da demanda contratada para o consumidor do grupo A (alta e média tensões), conforme o caso. O consumo a ser faturado, referente à energia elétrica ativa, é a diferença entre a energia consumida e a injetada, por posto horário, quando for o caso, devendo a distribuidora utilizar o excedente que não tenha sido compensado no ciclo de faturamento corrente para abater o consumo medido em meses subsequentes. Caso a energia ativa injetada em determinado posto horário seja superior à energia ativa consumida, a diferença deverá ser utilizada, preferencialmente, para compensação em outros postos horários dentro do mesmo ciclo de faturamento, devendo, ainda, ser observada a relação entre os valores das tarifas de energia, se houver. Os montantes de energia ativa injetada que não tenham sido compensados na própria unidade consumidora poderão ser utilizados para compensar o consumo de outras unidades previamente cadastradas para esse fim e atendidas pela mesma distribuidora, cujo titular seja o mesmo da unidade com sistema de compensação de energia elétrica, ou cujas unidades consumidoras forem reunidas por comunhão de interesses de fato ou de direito. O consumidor deverá definir a ordem de prioridade das unidades consumidoras participantes do sistema de compensação de energia elétrica. Os créditos de energia ativa gerada por meio do sistema de compensação de energia elétrica expirarão 36 meses após a data do faturamento, não fazendo jus o consumidor a qualquer forma de compensação após o seu vencimento, e serão revertidos em prol da modicidade tarifária. A fatura deverá conter a informação de eventual saldo positivo de energia ativa para o ciclo subsequente, em quilowatt-hora (kWh), por posto horário, quando for o caso, e também o total de créditos que expirarão no próximo ciclo. Os montantes líquidos apurados no sistema de compensação de energia serão considerados no cálculo de contratação de energia para efeitos tarifários, sem reflexos na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica • • (CCEE), devendo ser registrados contabilmente, pela distribuidora, conforme disposto no Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica. Aplicam-se de forma complementar as disposições da Resolução Normativa no 414, de 9 de setembro de 2010 (Aneel, 2010), relativas aos procedimentos para faturamento. Os custos referentes à adequação do sistema de medição, necessários para implantar o sistema de compensação de energia elétrica, são de responsabilidade do interessado. O custo de adequação é a diferença entre o custo dos componentes do sistema de medição requerido para o sistema de compensação de energia elétrica e o custo do medidor convencional utilizado em unidades consumidoras do mesmo nível de tensão. Os equipamentos de medição instalados deverão atender às especificações técnicas do Prodist e da distribuidora. Os equipamentos deverão ser cedidos sem ônus às respectivas concessionárias e permissionárias de distribuição, as quais farão o registro contábil no ativo imobilizado, tendo como contrapartida as Obrigações Vinculadas à Concessão de Serviço Público de Energia Elétrica. Após a adequação do sistema de medição, a distribuidora será responsável por sua operação e manutenção, incluindo os custos de eventual substituição ou adequação. A distribuidora deverá adequar o sistema de medição dentro do prazo para realização da vistoria e ligação das instalações, e deverá iniciar o sistema de compensação de energia elétrica assim que for aprovado o ponto de conexão, conforme procedimentos e prazos estabelecidos na seção 3.7 do Módulo 3 do Prodist (Aneel, 2012b). As três formas possíveis atualmente para tarifação da geração própria, inclusive nas usinas acima de 5 MW, são as seguintes: Leilão de energia elétrica no qual a energia é vendida no mercado de comercialização e no qual se aplicam as tarifas e os requisitos técnicos para esse tipo de conexão. Recentemente, na chamada 13/2011 da Aneel foram registrados 18 projetos (Aneel, 2011) de várias usinas fotovoltaicas em diversas regiões do Brasil, como mostrado na Tabela 7.2 (Aneel, 2011). Tarifação net metering. Nesse sistema há um medidor de consumo da residência e outro que mede o que foi produzido e eventualmente exportado para a rede. No final do mês, o consumidor paga a diferença entre o que consumiu e o que produziu. Para tanto é necessário um medidor (quatro quadrantes) que pode mensurar a energia que entra e sai da instalação. No caso do Brasil, o consumidor, segundo a Resolução no 482, terá 60 meses para utilizar a energia que exportou para a rede. A Figura 7.2 mostra um diagrama desse tipo de tarifação para uma instalação com geração solar fotovoltaica. Figura 7.2 Diagrama de tarifação net-metering para instalação com geração solar fotovoltaica com um e dois medidores. Tabela 7.2 Projetos cadastrados no P&D Estratégico no 13/2011 – “Arranjos Técnicos e Comerciais para Inserção da Geração Solar Fotovoltaica na Matriz Energética Brasileira” • Tarifa feed-in. Foi criada na Europa, e o sistema de medição é similar ao do net metering, mas o consumidor tem uma tarifa especial de geração de energia elétrica e outra de venda do excedente exportado para a rede, superiores ao da tarifa de energia consumida, o que torna esse sistema extremamente vantajoso. A Figura 7.3 mostra um diagrama com esse tipo de tarifação para instalação em geração solar fotovoltaica. 7.9.1 a) • • • • • b) Em 17 de dezembro de 2012, expirado o prazo de 240 dias citado na Resolução no 482, várias concessionárias haviam publicado normas técnicas, novas ou revisadas, para tratar do acesso de microgeração e minigeração distribuída. Incidência de impostos federais e estaduais A definição sobre a cobrança de impostos e tributos federais e estaduais foge das competências dessa Agência, cabendo à Receita Federal do Brasil e às Secretarias de Fazenda Estaduais tratar da questão. A seguir, são apresentadas informações relativas ao ICMS e PIS/Cofins. ICMS O Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS) é um tributo estadual que se aplica à energia elétrica. Com respeito à micro e minigeração distribuída, é importante esclarecer que o Conselho Nacional de Política Fazendária (Confaz) aprovou o Convênio ICMS 6, de 5 de abril de 2013, estabelecendo que o ICMS apurado tenha como base de cálculotoda energia que chega à unidade consumidora proveniente da distribuidora, sem considerar nenhuma compensação de energia produzida pelo microgerador. Com isso, a alíquota aplicável do ICMS incide sobre toda a energia consumida no mês. Deve-se ressaltar que a Aneel tem entendimento diverso em relação à cobrança do ICMS no âmbito do sistema de compensação, pois a energia elétrica injetada é cedida, por meio de empréstimo gratuito, à distribuidora, e posteriormente compensada com o consumo dessa mesma unidade consumidora ou de outra unidade consumidora com a mesma titularidade da unidade consumidora na qual os créditos foram gerados. É importante destacar a iniciativa do estado de Minas Gerais ao publicar a Lei no 20.824, de 31 de julho de 2013, estabelecendo que o ICMS no estado deve ser cobrado apenas sobre a diferença positiva entre a energia consumida e a energia injetada pelos micro e minigeradores, pelo prazo de cinco anos. Até abril de 2016, vários outros estados também assumiram a posição do estado de Minas Gerais quanto à isenção de ICMS, como a seguir registrado: a partir de 27/04/2015: Goiás, Pernambuco e São Paulo (data da publicação do convênio); a partir de 23/06/2015: Rio Grande do Norte; a partir de 21/07/2015: Ceará e Tocantins; a partir de 26/11/2015: Bahia, Maranhão, Mato Grosso e Distrito Federal; a partir de 30/12/2015: Acre, Alagoas, Minas Gerais, Rio de Janeiro e Rio Grande do Sul. PIS/Cofins Com a publicação das Leis no 10.637/2002 e 10.833/2003, o Programa de Integração Social (PIS) e a Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social (Cofins) passaram a obedecer ao regime de tributação não cumulativo, isto é, cada etapa da cadeia produtiva se apropria dos créditos decorrentes das etapas anteriores. As alíquotas estabelecidas são: PIS = 1,65 % Cofins = 7,60 % PIS + Cofins = 9,25 % Após essa alteração, a Aneel determinou às concessionárias de distribuição de energia uma nova fórmula de cálculo para essas contribuições, tendo em vista que as alíquotas efetivas passaram a variar mensalmente em função dos créditos adquiridos nas etapas anteriores da cadeia. O custo do PIS e da Cofins passou, então, a ser calculado mensalmente. Figura 7.3 Diagrama de tarifação feed-in para instalação com geração solar fotovoltaica. A forma de cálculo adotada pela Aneel teve como objetivo repassar aos consumidores exatamente o custo suportado pelas concessionárias em razão das contribuições ao PIS e à Cofins. Atualmente, para o cálculo do montante de impostos a pagar, algumas distribuidoras aplicam a tarifa final com impostos (PIS/Cofins e ICMS) para todo o consumo, deduzindo-se o montante equivalente ao valor do consumo total, com a tarifa, sem impostos. Por fim, apesar de não ser competência dessa Agência, a visão da Aneel é de que a tributação deveria incidir apenas sobre a diferença, se positiva, entre os valores finais de consumo e energia excedente injetada (geração). Caso a diferença entre a energia consumida e gerada seja inferior ao consumo mínimo, a base de cálculo dos tributos (PIS/Cofins e ICMS) deveria ser apenas o valor do custo de disponibilidade. Os tempos de retorno de sistemas de energia solar fotovoltaica e sistemas eólicos para microgeração e minigeração não são bastante atrativos ainda para o consumidor situando em torno de 10 anos e 20 anos, respectivamente, dependendo da tarifa aplicada, do tamanho e dos custos de investimento no sistema. A falta de divulgação e de incentivos e, em alguns casos, de mão de obra qualificada para projetos e implantação, além das dificuldades que algumas distribuidoras criam para a legalização, tem sido lento o processo de crescimento do mercado. No início de 2015, o MME acenou com a possibilidade de evoluir do sistema de compensação de energia injetada na rede para o sistema de venda de energia, com possibilidade de financiamento e subsídios para a compra de equipamentos de geração distribuída. A crise hídrica que tem comprometido o consumo de água e também o nível dos reservatórios de energia das hidroelétricas, afetando assim a segurança de fornecimento para o período seco, tem obrigado o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) a despachar as usinas térmicas em sua plena capacidade, tornando assim os custos de geração muito maiores do que se fossem feitos pelas hidroelétricas. Em 2015, com a implantação das bandeiras tarifárias, que permitem repassar os custos das usinas térmicas quando acionadas diretamente ao consumidor, para resolver o problema de repasse dos custos do uso excessivo das térmicas e com o aumento previsto das tarifas, tivemos um aumento substancial das tarifas em todo o país. Com essa nova situação, o mercado de geração distribuída de micro e minigeração deverá ter um aumento substancial de procura, pois os tempos de retorno deverão cair com o aumento das tarifas e as reduções dos custos de implantação. No final de 2015, a Resolução no 482/2012 da Aneel foi alterada e as novas regras, que começaram a valer em 1o de março de 2016, preveem que a denominação microgeração distribuída refere-se a centrais geradoras com potência instalada até 75 quilowatts (kW) e minigeração distribuída aquela com potência acima de 75 kW e menor ou igual a 5 MW (sendo 3 MW para a fonte hídrica), conectadas na rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras. • • 7.10 Com as novas regras, o prazo de validade dos créditos passou de 36 para 60 meses, sendo que eles podem também ser usados para abater o consumo de unidades consumidoras do mesmo titular situadas em outro local, desde que na área de atendimento de uma mesma distribuidora. Esse tipo de utilização dos créditos foi denominado “autoconsumo remoto”. Outra inovação diz respeito à possibilidade de instalação de geração distribuída em condomínios (empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras). Nessa configuração, a energia gerada pode ser repartida entre os condôminos em porcentagens definidas pelos próprios consumidores. Foi criado também o conceito de “geração compartilhada”, possibilitando que diversos interessados se unam em um consórcio ou em uma cooperativa, instalem uma micro ou minigeração distribuída e utilizem a energia gerada para redução das faturas dos consorciados ou cooperados. O prazo total para a distribuidora conectar usinas de até 75 kW, que era de 82 dias, foi reduzido para 34 dias. Adicionalmente, a partir de janeiro de 2017, os consumidores poderão fazer a solicitação e acompanhar pela internet o andamento de seu pedido junto à distribuidora. A Comissão de Serviços de Infraestrutura (CI) do Senado Federal aprovou no dia 13 de maio de 2015 a isenção de IPI (era 15 %), de PIS/Pasep e da Cofins para painéis fotovoltaicos e outros componentes dessa modalidade de energia renovável, fabricados no país. A proposta também prevê isenção do Imposto de Importação para componentes fabricados em outros países, até que haja similar nacional equivalente ao importado, em padrão de qualidade, conteúdo técnico, preço e capacidade produtiva. Os bens de capital para fabricação de equipamentos de geração solar estão com Imposto de Importação em 2 % (era 14 %) até o final de 2016. Os governos estaduais isentaram os painéis solares do ICMS (era 17 %) até 31 de dezembro de 2015. Em abril de 2015, foi firmado o convênio “CONFAZ ICMS 16”, que é o documento formal que isenta a cobrança de ICMS sobre a energia gerada no sistema de compensação da Resolução no 482. Em 7 de outubro de 2015, foi publicada a Lei no 13.169, que isenta a cobrança de PIS e Cofins sobre a energia consumida que está compensando energia gerada, conforme o artigo 8 a seguir: Ficam reduzidas a zero as alíquotas da Contribuição para o PIS/Pasep e da Contribuição para Financiamento da Seguridade Social (Cofins) incidentes sobre a energia elétrica ativa fornecida pela distribuidora à unidade consumidora, na quantidade correspondente à soma da energia elétrica ativa injetada na rede de distribuição pela mesma unidade consumidora com os créditos de energia ativaoriginados na própria unidade consumidora no mesmo mês, em meses anteriores ou em outra unidade consumidora do mesmo titular, nos termos do Sistema de Compensação de Energia Elétrica para microgeração e minigeração distribuída, conforme regulamentação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Para produtores maiores que 5 MW, Independentes (PIE), não se aplica o sistema de compensação, mas eles têm seus incentivos. Por isso está prevista a entrada em operação de 66 empreendimentos solares, totalizando 1.856.777 kW. Eles já estão outorgados, mas ainda não estão em construção. A Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996, em conjunto com a Resolução no 481 da Aneel, dizem o seguinte a respeito dos descontos na Tarifa de Uso dos Sistemas de Transmissão (Tust) e na Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição (Tusd): desconto de 80 % na Tarifa de Uso dos Sistemas de Transmissão (Tust) e na Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição (Tusd) para empreendimentos cuja potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição seja menor ou igual a 30.000 kW e que entrarem em operação até 31 de dezembro de 2017 (nos 10 primeiros anos de operação); desconto passa a ser de 50 % a partir do 11o ano de operação da usina solar e para empreendimentos que começarem a operar a partir de 1o de janeiro de 2018. Casas inteligentes e cidades inteligentes As casas inteligentes têm sistemas de serviços e sistemas de segurança automatizados, que proporcionam uma melhor qualidade de vida a seus usuários. O uso de sensores e atuadores acoplados a sistemas automatizados que permitam o controle automático de acesso, nível de iluminação de ambientes, padrão adequado de conforto ambiental, controle de consumo de energia elétrica, gás natural ou GLP e água são a base do conceito de casas inteligentes. O conceito de “Internet das coisas” também faz parte da ideia da casa inteligente, pois permite que os eletrodomésticos da residência se comuniquem e tomem decisões com base na inteligência incorporada a cada um ou por meio de um sistema de gestão da residência. As casas inteligentes permitem uma melhor gestão do uso da energia elétrica com equipamentos que permitem ao usuário observar seu padrão de consumo e de demanda todos os dias do ano e, desse modo, atuar sobre os hábitos de consumo e modificar a intensidade e o tempo de uso de equipamentos. Outra possibilidade de redução do uso seria a troca dos equipamentos por outros mais eficientes, que realizam a mesma função com a mesma qualidade de serviço, porém despendendo menos energia elétrica. Outra alternativa possível seria a troca do energético- eletricidade por outro energético, quando for vantajoso, tanto no quesito eficiência energética quanto na questão econômica, o que indica a utilização de sistemas híbridos ou flexíveis, trocando-se de energético quando se quiser ou ainda trabalhando de forma complementar. Um exemplo disso são os carros híbridos com motor a combustão a gasolina e elétricos. No caso de aquecimento de água para banho, existem também sistemas híbridos solar-gás natural ou GLP ou solar-elétrico, nos quais a energia solar é a fonte energética principal e os outros são complementares. Algumas empresas já oferecem soluções para a gestão de energia elétrica da residência com medição dos circuitos que alimentam a casa saindo do quadro de distribuição de energia elétrica e, em alguns casos, medidores em pontos específicos de consumo. Esses sistemas permitem acompanhar a demanda e a energia consumida, permitindo ao usuário saber quais são os principais consumos da casa, em que hora do dia ou dia da semana, e também as flutuações em função de hábitos diferentes nos dias úteis e finais de semana e em diferentes estações do ano (inverno, verão, primavera, outono), devido às mudanças de temperatura ambiente, o que facilita a gestão da energia elétrica. Alguns sistemas incorporam a possibilidade de controlar o horário de pontos de consumo da casa, por exemplo, o horário de banho das pessoas. Esse tipo de função pode ser importante quando se têm tarifas diferentes em diferentes períodos do dia, como no caso da tarifa branca que será implantada no Brasil, que prevê três tarifas diferentes para o dia, conforme a Figura 7.4, que mostra a comparação da tarifa convencional com a tarifa branca. Figura 7.4 Comparação entre a modalidade tarifária convencional e a tarifa branca (Aneel, 2011). Futuramente, as casas inteligentes poderão também “conversar” com os sistemas das empresas de energia ou ainda com o mercado de compra e venda de energia elétrica para adquirir e vender energia quando produzida, por geração própria solar ou eólica, por exemplo, e/ou armazenada nas residências, nas baterias dos veículos elétricos. As cidades inteligentes já incorporam gestão de todos os serviços da cidade para seus moradores, como transporte, fornecimento de energia elétrica, água e saneamento, gás, telefonia, coleta de resíduos, iluminação pública, segurança, sistemas de saúde etc. Alguns países adotaram sistemas de medição de serviços integrados utilizando calhas técnicas com todos os serviços, o que reduz custos de implantação, manutenção e operação. O uso de sistemas georreferenciados integrados e bancos de dados associados permite minimizar efeitos de intervenções em uma ou mais redes de serviço sobre as outras. Bibliogra�a AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA (ANEEL). Apresentação da Estrutura Tarifária (2011). Disponível em: <http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/audiencia/dspListaResultado .cfm?attAnoAud=2010&attIdeAud=541&- attAnoFasAud=2011&id_area=13>. Acessado em: 20 mar. 2015. ______. Resolução no 414/2010. Disponível em: http://www.aneel.gov.br/cedoc/ren2010414.pdf. Acessado em: 20 mar. 2015. ______. Projetos cadastrados no P&D estratégico n.º 13/2011 – Arranjos Técnicos e Comerciais para Inserção da Geração Solar Fotovoltaica na Matriz Energética Brasileira. Disponível em: http://www.aneel.gov.br/arquivos/PDF/P&D_Est_013-2011- r2.pdf. Acessado em: 20 mar. 2015. ______. Resolução no 482/2012. (2012a). Disponível em: http://www.aneel.gov.br/cedoc/ren2012482.pdf. Acessado em: 20 mar. 2015. ______. Módulo 3 do Prodist. (2012b). Disponível em: http://www.aneel.gov.br/visualizar_texto.cfm?idtxt=1867. Acessado em: 20 mar. 2015. ______. Cadernos Temáticos Aneel – Micro e Minigeração Distribuída – Sistema de Compensação de Energia Elétrica. Aneel, 2014. ______. Resolução no 687/2015. Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2015687.pdf. Acessado em: 16 mar. 2017. CENTRO DE GESTÃO E ESTUDOS ESTRATÉGICOS (CGEE). Redes Elétricas Inteligentes: contexto nacional. Ciência, Tecnologia e Inovação, no 16, dez. 2012. COMPANHIA PAULISTA DE FORÇA E LUZ (CCPFL). Fornecimento em Tensão Secundária de Distribuição 2010. Disponível em: http://www.cpfl.com.br/LinkClick.aspx?fileticket=jNDHJrsHLWY%3D&tabid=1417&mid=2064. Acessado em: 20 mar. 2015. MANZ, D.; PIWKO, R.; MULLER, N. Look Before You Sleep. IEEE Power & Energy Magazine, jul. 2012. REDES INTELIGENTES. Rede Inteligente: por que, como, quem, quando, onde? Disponível em: http://www.redeinteligente.com/2009/08/11/rede-inteligente-por-que-como-quem-quando-onde/. Acessado em: 24 set. 2012. SAN MARTIN, J. I. et al. Tecnologias de Armazenamento de Energia para Aplicações Elétricas. Revista Eletricidade Moderna, ago. 2012. UC-ISR. Armazenamento de Energia. Coimbra: Departamento de Engenharia Electrotécnica e de Computadores da Universidade de Coimbra, 2012. http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/audiencia/dspListaResultado.cfm?attAnoAud=2010&attIdeAud=541&attAnoFasAud=2011&id_area=13 http://www.aneel.gov.br/cedoc/ren2010414.pdf http://www.aneel.gov.br/arquivos/PDF/P&D_Est_013-2011-r2.pdf http://www.aneel.gov.br/cedoc/ren2012482.pdf http://www.aneel.gov.br/visualizar_texto.cfm?idtxt=1867 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2015687.pdf http://www.cpfl.com.br/LinkClick.aspx?fileticket=jNDHJrsHLWY%3D&tabid=1417&mid=2064 http://www.redeinteligente.com/2009/08/11/rede-inteligente-por-que-como-quem-quando-onde/
Compartilhar