Aguinaldo Héber Nogueira
Jorge Rodrigues de Araújo
POR QUE INVESTIR EM SMART GRIDS?
Belo Horizonte-MG
2013
AGRADECIMENTOS
Agradecemos à Companhia Energética de Minas Gerais (CEMIG) pelas
colaborações prestadas durante a realização deste trabalho, principalmente à
Superintendência de Desenvolvimento e Engenharia da Distribuição – TD,
responsável por conduzir, em parceria com instituições, universidade e a iniciativa
privada, o projeto-piloto Cidades do Futuro; e à Gerência de Planejamento de
Subestações e Linhas da Distribuição (PE/PL), que, constantemente, se apresenta
como parceira em diversos trabalhos.
2
LISTA DE TABELAS
TABELA 1
Nível de maturidade e tendência de desenvolvimento de algumas
tecnologias aplicadas às redes inteligentes de energia elétrica .......... 15
TABELA 2
Empreendimentos em operação segundo a fonte geradora ............... 18
TABELA 3
Evolução, por nível de tensão, da estrutura da rede básica do Sistema
Interligado Nacional 2007-2011 (km) ...................................................19
TABELA 4
Empresas fornecedoras de energia elétrica no Brasil com mais de 1
milhão de unidades consumidoras atendidas em 2012 .......................20
TABELA 5
Alguns projetos-pilotos de concessionários do serviço de distribuição de
energia elétrica para desenvolver a tecnologia Smart Grid no Brasil ...25
TABELA 6
Projetos e investimentos realizados/previstos em projetos de P&D
sobre rede elétrica inteligente no Brasil ...............................................30
TABELA 7
Contratos de concessão de distribuidoras a vencer entre 2014 e 2017
32
TABELA 8
Desembolsos do BNDES por setor 2010-2012 ....................................32
QUADRO 1 Algumas
das
principais
iniciativas
internacionais
para
o
desenvolvimento das redes inteligentes ...............................................17
3
LISTA DE FIGURAS E ILUSTRAÇÕES
FIGURA 1
Indicadores da qualidade do fornecimento de energia elétrica no
Brasil 2000-2011 ................................................................................23
GRÁFICO 1
Percentual de perdas em relação à energia injetada no Sistema
Global das 64 distribuidoras brasileiras 2000-2011 ...........................21
4
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
ABRADEE
AFD
AMI
ANEEL
APL
ASSESPRO
BID
BM
BNDES
BP
GLOBAL
CEMIG
COFINS
DEC
DIC
DLR
DMIC
DRC
DRP
EPE
ERAC
ERP
ESMIG
ETE FMC
ETPSG
FACTS
FAI
FEC
FIC
FIRJAN
FNDCT
FUMSOFT
GPRS
HVDC
ICMS
IEA
IEBT
IESO
INATEL
JICA
KV
MCTI
MME
MP
Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica
Agência Francesa de Desenvolvimento
Advanced Metering Infrastructure
Agência Nacional de Energia Elétrica
Arranjo Produtivo Local
Associação Brasileira das Empresas de Tecnologia da Informação
Banco Interamericano de Desenvolvimento
Banco Mundial
Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social
British Petroleum Global
Companhia Energética de Minas Gerais
Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social
Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora
Duração de interrupção individual por unidade consumidora
Dynamic Line Rating
Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade Consumidora ou Ponto
de Conexão
Duração Relativa da Transgressão de Tensão Crítica
Duração Relativa da Transgressão de Tensão Precária
Empresa de Pesquisa Energética
Esquemas Regionais de Alívio de Carga
Enterprise Resource Planning
European Smart Meters Industry Group
Escola Técnica de Eletrônica Francisco Moreira da Costa
European Tecnology Platform Smart Grid
Flexible AC Transmission Systems
Centro de Ensino Superior em Gestão, Tecnologia e Educação
Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora
Frequência de interrupção individual por unidade consumidora
Federação das Indústrias do Rio de Janeiro
Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico
Sociedade Mineira de Software
General Packet Radio Service
High Voltage DC
Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços
International Energy Agency
Instituto para o Desenvolvimento de Empresas de Base Tecnológica
Independent Electricity System Operator
Instituto Nacional de Telecomunicações
Japan International Cooperation Agency
Quilovolt
Ministério da Ciência, Tecnologia e Inovação
Ministério de Minas e Energia
Medida Provisória
5
ONS
P&D
PADIS
PASEP
PCH
PIS
PLC
REIDI
RMBH
SCADA
SIN
SINDIFORMG
SOFTEX
SUCESU
TI
TIC
UNIFEI
WAAPCA
WAMS
WASA
Operador do Sistema Nacional
Pesquisa e Desenvolvimento
Programa de Apoio ao Desenvolvimento Tecnológico da Indústria de
Semicondutores
Programa de Formação do Patrimônio do Funcionário Público
Pequena Central Hidrelétrica
Programa de Integração Social
Powerline Communication
Regime Especial de Incentivo ao Desenvolvimento à Infraestrutura
Região Metropolitana de Belo Horizonte
Supervisory Control and Data Acquisition
Sistema Interligado Nacional
Sindicato das Empresas de Informática de Minas Gerais
Associação para Promoção da Excelência do Software Brasileiro
Sociedade dos Usuários de Informática e Telecomunicações
Tecnologia da Informação
Tecnologia da Informação e Comunicação
Universidade Federal de Itajubá
Wide-Area Adaptive Protection, Control and Automation
Wide-Area Monitoring Systems
Wide-Area Situational Awareness
6
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO .......................................................................................................8
2 A TECNOLOGIA SMART GRID .......................................................................... 12
2.1 Conceito, características e aplicações .............................................................. 12
2.2 Setores tecnológicos relacionados .................................................................... 13
2.3 Iniciativas Internacionais ................................................................................... 16
3 O DESENVOLVIMENTO DA TECNOLOGIA SMART GRID NO BRASIL .......... 18
3.1 Mercado de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica ................ 18
3.2 Perdas de energia e qualidade do serviço de fornecimento .............................. 21
3.3 Principais Iniciativas .......................................................................................... 23
3.4 Diferenciais competitivos de Minas Gerais ........................................................ 25
4 INVESTIMENTO E FINANCIAMENTO ................................................................ 29
5 CONCLUSÕES .................................................................................................... 34
REFERÊNCIAS ....................................................................................................... 37
ANEXOS ................................................................................................................. 42
7
1 INTRODUÇÃO
A energia elétrica é assunto da ordem do dia na agenda brasileira, haja vista
o recente esforço do Executivo federal para reduzir seu custo de comercialização,
estabelecendo um novo marco regulatório para o setor. À parte das controvérsias
que circundam o modelo adotado, primariamente ancoradas na falta de diálogo
entre o poder regulador e as empresas concessionárias no que se referiu à sua
concepção e instituição, reconhece-se, em última instância, como louvável o objeto
da medida: baratear o custo das atividades de geração, transmissão e distribuição
de energia elétrica no País.
A redução na conta de luz alcançou tanto os consumidores domésticos
como o segmento industrial. Para aqueles, a tarifa aplicada foi reduzida em média
18%, contribuindo para a modicidade tarifária. Já para a indústria, há décadas
carente de competitividade, a redução desse importante insumo industrial foi ainda
maior (32% em média), superando a meta de 28%. O resultado concreto da
medida, ainda que obtido por forte intervencionismo estatal e às turras com os
concessionários do serviço, é indubitavelmente relevante, em que pese os altos
preços praticados no Brasil. Uma pesquisa realizada pela Federação das Indústrias
do Rio de Janeiro (FIRJAN) em 2011 demonstrou que a tarifa média brasileira era,
naquele ano, 50% superior à média de 28 países selecionados. A redução obtida,
em vigor a partir de 2013, aproximou sobremaneira a tarifa nacional dessa média,
mas, ainda assim, manteve-se acima dela.
Seja pelo crescimento populacional, seja pelo desenvolvimento econômico
das nações – e consequente melhoria da qualidade de vida de seus cidadãos, que
ao atingirem um maior patamar de consumo passam a demandar cada vez mais
bens e serviços – é sabido que o consumo de energia vem crescendo amplamente
ao longo dos tempos. A International Energy Agency (IEA), ao comparar o
consumo da década de 1970 e dos dias atuais, demonstra que o fornecimento
mundial de energia primária (aquela ainda não submetida a qualquer processo de
transformação ou conversão) mais que duplicou de 1973 a 2010 (IEA, 2012).
Somente de 2001 a 2011, o consumo global de energia primária registrou aumento
de 30,11%, quando passou de 110 milhões de GWh para 143 milhões de GWh (BP
GLOBAL, 2012). No que tange especificamente à produção de energia elétrica, o
crescimento foi ainda maior (40,77%), passando de 15,7 milhões de GWh no
8
primeiro para 22 milhões de GWh no último ano do interstício considerado (BP
GLOBAL, 2012).
A expansão acentuada do consumo de energia traz, contudo, preocupações,
como a finitude dos recursos utilizados na sua produção, o impacto ambiental
causado por essa atividade (principalmente quando utilizadas fontes não
renováveis de energia, responsáveis pela emissão de gás carbônico na atmosfera
e, por conseguinte, pelo agravamento de sérios problemas climático-ambientais
como o efeito estufa), além da necessidade permanente de se investir na
modernização das plantas geradoras e na construção de novas capazes de
atender a demanda crescente. No que concerne às empresas, uma das principais
maneiras para conter os efeitos do consumo acentuado é o estímulo à eficiência
energética. Para isso, investe-se cada vez mais em pesquisa e desenvolvimento
(P&D)
para
a
melhoria
de
equipamentos
e
instalações,
buscando-se,
continuamente, a utilização econômica dos recursos, evitando-se ao máximo a
perda de energia.
No caso da produção de energia elétrica, a edição da Medida Provisória 579,
posteriormente convertida na Lei 12.783/2013 e que promoveu a redução nas
tarifas de energia elétrica mencionada, tornou o ambiente das empresas do setor
elétrico notadamente mais turbulento. Praticamente todas as concessionárias
apresentaram queda em suas ações negociadas na Bolsa de Valores, já que a
implementação das medidas redutoras certamente se converterá em impactos na
receita dessas empresas. Diante desse cenário, é esperado que se tenha uma
revisão dos projetos de investimento por parte da maioria delas, priorizando
aqueles
otimizadores
dos
recursos
humanos
disponíveis
e
que,
concomitantemente, tragam benefícios para o sistema como um todo.
Dentre os projetos com esse tipo de retorno esperado, tem ganhado
destaque a discussão acerca dos chamados Smart Grids (termo em inglês que se
refere às “redes inteligentes” de energia), adotados para aumentar a eficiência das
redes elétricas. Uma rede inteligente, segundo definição da European Tecnology
Platform Smart Grid – ETPSG, é “uma rede elétrica que pode, inteligentemente,
integrar as ações de todos os usuários conectados a ela (geradores, consumidores
e aqueles que desempenham ambos os papéis), promovendo, eficientemente, um
9
fornecimento de energia elétrica sustentado, econômico e seguro” (ETPSG, 2012,
p. 27, tradução nossa1).
As características básicas de uma rede inteligente são, portanto, a
autonomia atribuída à rede e a conectividade propiciada a todos aqueles que a
compõe. As informações referentes ao transporte de energia passam a ser
monitoradas e disponibilizadas constante e automaticamente, a partir da
incorporação
ao
sistema
de
fornecimento
de
uma
infraestrutura
de
telecomunicação que permeia toda a rede. Um equipamento-chave nessa estrutura
são os medidores eletrônicos, utilizado, principalmente, no campo da distribuição.
Esses aparelhos são responsáveis por possibilitar a captura, o armazenamento e o
envio dos dados referentes ao consumo de energia de uma unidade consumidora,
sendo que, por meio dele (e de meios de comunicação adequados), será possível,
por exemplo: (i) operacionalizar, de maneira remota, o fornecimento de energia; (ii)
monitorar a qualidade do serviço; (iii) reduzir o tempo de reparos em casos de
interrupção do fornecimento; (iv) permitir ao consumidor atuar como produtor de
energia; dentre outras funcionalidades (MME, 2012, p. 50).
Não obstante os benefícios das redes inteligentes encontrarem-se
espraiados por toda a cadeia de fornecimento, as maiores mudanças advindas com
a sua adoção estão, todavia, concentradas na ponta do sistema: consumo final de
energia. Para os prestadores do serviço (empresas de geração, transmissão e
distribuição), os principais benefícios na utilização do Smart Grid residem na maior
confiabilidade e autonomia do sistema, com redução das perdas técnicas e nãotécnicas (furto de energia, por exemplo). Os consumidores, por sua vez, têm seu
papel totalmente modificado na estrutura, podendo, inclusive, injetar carga no
sistema por meio da geração distribuída. Outros benefícios incluem o maior
controle do próprio consumo e do nível de qualidade do serviço, além da
flexibilização tarifária.
Diante do exposto, tem-se como objetivo deste texto promover uma
discussão
acerca
do
desenvolvimento
das
redes
inteligentes
no
País,
apresentando os principais conceitos e requisitos dessa tecnologia, os benefícios
advindos com a sua implementação, as medidas regulatórias norteadoras, bem
1
“A Smart Grid is an electricity network that can intelligently integrate the actions of all users connected to it
– generators, consumers and those that do both – in order to efficiently deliver sustainable, economic and
secure electricity supplies” (ETPSG, 2012, p. 27).
10
como os principais aspectos de sua viabilidade em face do cenário mais adverso
promovido pela Lei 12.783/2013.
11
2 A TECNOLOGIA SMART GRID
2.1 Conceito, características e aplicações
O termo Smart Grid foi inicialmente utilizado pelos pesquisadores Amin e
Wollenberg no ano de 2005 (MME, 2012). Atualmente, várias características são
utilizadas para defini-lo. De maneira geral, a caracterização das redes inteligentes
de energia encontra-se ancorada em elementos eletrônicos de monitoramento e
controle relacionados às redes elétricas, possibilitando, de forma autônoma, uma
constante troca de informações entre usuários e fornecedores.
Alguns atributos podem ser conferidos a essas redes, conforme definição do
Departamento de Energia americano e apresentada por Cunha (2011, p. 24).
Dentre eles, destacam-se: o seu caráter inteligente, por sua capacidade de
antecipar sobrecargas e contingências e encontrar autonomamente uma forma de
redirecionar o fluxo de potência; a sua eficiência, por atender aumentos de
demanda sem adição de ativos; sua flexibilidade, ao prover a conexão de qualquer
tipo de fonte de geração ou elemento de armazenagem; seu caráter motivador,
pela sinalização instantânea de preços aos consumidores; e por serem
ambientalmente de menor impacto.
Em termos conceituais, será adotado, neste trabalho, o conceito da ETPSG
apresentado anteriormente, que define Smart Grid como “uma rede elétrica que
pode, inteligentemente, integrar as ações de todos os usuários conectados a ela
(geradores, consumidores e aqueles que desempenham ambos os papéis),
promovendo, eficientemente, um fornecimento de energia elétrica sustentado,
econômico e seguro (ETPSG, 2012, p. 27, tradução nossa)”. A rede poderia, dessa
forma, monitorar e controlar, autônoma e eficientemente, todo o transporte de
energia, desde a fonte geradora até o consumidor final, modificando por completo
tanto a entrega quanto à fruição do serviço.
Observa-se, primeiramente, o maior grau de confiabilidade e segurança que
é atribuído ao fornecimento de energia. A introdução de sensores e controles
automatizados torna a rede capaz de antecipar, detectar e resolver problemas no
sistema. Em caso de interrupções, por exemplo, o acompanhamento das
informações em tempo real possibilita o isolamento das áreas afetadas e o
redirecionamento do fluxo de energia de forma a manter o maior número possível
12
de consumidores atendidos. Em alguns casos, o reestabelecimento da energia
pode ocorrer, inclusive, autonomamente.
Outra vantagem é que passa a ser possível a alocação de diversas formas
de geração à rede, como biomassa, eólica, fotovoltaica, Pequena Central
Hidrelétrica (PCH), dentre outras. Neste caso, os consumidores poderão não
apenas comprar essa energia, mas também vender o excedente produzido. As
possibilidades de armazenamento e realocação da energia gerada em excesso
também são ampliadas.
A relação entre fornecedores e clientes é inteiramente transformada, devido
à maior gama de informações que a rede inteligente disponibiliza em caráter
instantâneo. Os usuários finais passam, assim, a ter um papel mais proativo sobre
o serviço, acompanhando mais detalhadamente o gerenciamento da rede. Isso
permite um maior controle do consumidor sobre o seu próprio consumo,
estimulando-o a evitar os horários de pico, em que a tarifa se faz mais elevada. Em
consequência, tem-se uma menor sobrecarga do sistema.
O ANEXO A demonstra a evolução do sistema de distribuição de energia
elétrica, evidenciando a incorporação gradativa dos meios de comunicação no
gerenciamento do mesmo.
2.2 Setores tecnológicos relacionados
A implantação das redes inteligentes baseia-se, sobremaneira, na captação,
processamento, transmissão e armazenagem de dados de diversas fontes. Para
isso, fazem-se necessários dispositivos variados de medição e comunicação,
equipamentos de acionamento e controle, sistemas de comunicação de dados e
sistemas computacionais para que a rede opere eficientemente frente ao grande
volume de dados gerados (MME, 2012). Esses dispositivos devem operar de
maneira integrada, comunicando-se facilmente por meio de uma interface de
comunicação comum. Devido à utilização de equipamentos e softwares de
diferentes fornecedores, é mister a adoção de um protocolo público, aberto e
padronizado de comunicação (MME, 2012). Existe, assim, uma grande interseção
entre diversos setores tecnológicos, com destaque para aqueles relacionados à
cadeia eletroeletrônica e ao segmento de Tecnologia da Informação e
Comunicação (TIC). O grau de exigência quanto à aplicação dos produtos de cada
13
setor varia ao longo da cadeia de fornecimento e pode ser visualizado no ANEXO
B.
Nas áreas de geração e transmissão, destacam-se os sistemas e os
equipamentos de monitoramento e controle de grandes áreas, responsáveis por
avaliar, em tempo real, o comportamento e a performance das operações. O
gerenciamento promovido por esses sistemas facilita a integração das operações,
ajuda a evitar interrupções no fornecimento e melhora a capacidade e
confiabilidade da transmissão. Os principais sistemas que auxiliam essas
atividades baseiam-se no Supervisory Control and Data Acquisition (SCADA), que,
conforme Cunha (2011), vem, historicamente, sendo utilizado na automação dos
sistemas de distribuição, objetivando tornar as subestações não assistidas. Outros
sistemas, contudo, são apontados pela IEA (2011) para o gerenciamento dos ativos
de geração e transmissão de energia como: Wide-Area Situational Awareness
(WASA); Wide-Area Monitoring Systems (WAMS); e Wide-Area Adaptive
Protection, Control and Automation (WAAPCA).
Especificamente para a área de transmissão, diversas outras tecnologias
estão sendo desenvolvidas como a Flexible AC Transmission Systems (FACTS),
usada para melhorar o controle sobre as redes de transmissão e maximizar a
capacidade de transferência de energia; a Dynamic Line Rating (DLR), que usa
sensores capazes de identificar, em tempo real, a capacidade de condução de
carga de uma seção determinada da rede, além de minimizar os riscos de
sobrecarga das linhas; a High Voltage DC (HVDC), usada para conectar plantas
offshore de energia eólica e solar a grandes centros de carga; dentre outras (IEA,
2011).
No que se refere à distribuição, a principal tecnologia desenvolvida remete à
Advanced Metering Infrastructure (AMI), cujo mérito basal consiste em estabelecer,
através de um medidor inteligente2, um fluxo bidirecional de informação entre
usuários e prestadores do serviço acerca de como a eletricidade é consumida ou
gerada. Outras funcionalidades dessa tecnologia referem-se à habilidade de
coletar, armazenar e enviar dados sobre o consumo de energia em intervalos
regulares de tempo, podendo chegar a praticamente em tempo real; à capacidade
de identificar, remotamente, a falta de abastecimento elétrico e a extensão do
2
De acordo com o European Smart Meters Industry Group (ESMIG), citado pela International Energy Agency
(2011, p. 18), para que um medidor seja considerado “inteligente”, é necessário que ele apresente, pelo
menos, as seguintes funções: leitura remota, comunicação bidirecional, sistema avançado de tarifação e
pagamento, e ligação e corte do fornecimento de energia remotos.
14
dano, assim como a perda e o roubo de energia; à possibilidade de realizar,
também remotamente, ligações e cortes de energia; dentre outras (IEA, 2011, p.
18).
A infraestrutura de comunicação e informação, por sua vez, transpassa toda
a rede, integrando todos os equipamentos e softwares utilizados na transmissão de
dados. Aqui, são requisitados, em termos de hardware, computadores (servidores),
roteadores, relés e switches, além de softwares como o Enterprise Resource
Planning (ERP) e de informações do consumidor (IEA, 2011). Para o tráfego devido
dos dados e informações, diversos meios de comunicação são utilizados, que
variam de acordo com o volume de dados e o custo. Para a transmissão de dados
dos consumidores para os medidores eletrônicos e destes para os concentradores
(equipamentos
responsáveis
por
concentrar
as
informações
de
diversos
consumidores), por exemplo, utiliza-se, principalmente, a comunicação pela linha
de potência Powerline Communication (PLC) e a radiofrequência, que são meios
primários para a comunicação em nível local. Já para a troca ocorrida entre os
concentradores e as distribuidoras, fase com maior volume de dados e com raio de
comunicação significativamente mais amplo, a comunicação pode ocorrer por
GPRS (General Packet Radio Service), PLC, fibra ótica ou por satélite (MME,
2012).
Cabe ressaltar, todavia, que as tecnologias apresentadas nesta seção
encontram-se em estágios diversos de desenvolvimento, possuindo níveis variados
de maturação. Algumas delas ainda carecem, inclusive, de demonstração efetiva
de resultados ou de aplicação em larga escala. A TAB. 1 a seguir evidencia essas
informações.
TAB. 1 - Nível de maturidade e tendência de desenvolvimento de algumas
tecnologias aplicadas às redes inteligentes de energia elétrica
Nível de
Tendência de
Área tecnológica
Maturidade
Desenvolvimento
Sistemas de monitoramento e controle de
grandes áreas
Em
desenvolvimento
Rápido
Tecnologia da Informação e Comunicação
Maduro
Rápido
Aplicativos para linhas de transmissão
Maduro
Em
desenvolvimento
Maduro
Moderado
Sistemas de gerenciamento da distribuição
Infraestrutura de Medição Avançada
Moderado
Rápido
Fonte: Adaptado de IEA (2011).
15
2.3 Iniciativas Internacionais
O desenvolvimento da tecnologia Smart Grid encontra-se, naturalmente, em
estágios diferenciados ao longo do globo. Algumas nações desenvolvidas como os
EUA e o Canadá, além de alguns países europeus já têm internalizado o conceito e
os possíveis benefícios a serem trazidos pela implantação dessas redes
inteligentes de energia, liderando, destarte, o processo de P&D dos recursos
tecnológicos requeridos.
No Canadá, desde 2010, praticamente todos os pequenos negócios e casas
possuem medidores eletrônicos, conforme determinação do governo do estado de
Ontário (IESO, 2011). Já nos EUA, Cunha (2011) destaca que as medidas de
incentivo tiveram início em 2005 com a Energy Policy Act que contemplava a
implantação de medidores inteligentes e tarifas variáveis, incentivos para a redução
da demanda e o desenvolvimento de tecnologias mais avançadas para a
transmissão.
Em 2007, foi editado um segundo ato do governo norte-americano (Energy
Independence and Security Act) especificamente voltado para o desenvolvimento
das redes inteligentes. Os principais aspectos incluíam o apoio à modernização dos
sistemas de transmissão e distribuição que caracterizassem o Smart Grid; o
incremento do emprego de tecnologias digitais para melhorar a confiabilidade, a
segurança e a eficiência das redes elétricas; disponibilização de tecnologias
inteligentes para medição, comunicação e automação; disponibilização tempestiva
de informações aos consumidores, dentre outras (CUNHA, 2011, p. 23). Em 2009,
por fim, tem início um programa de investimentos robusto para o setor, com cerca
de US$ 4,5 bilhões sendo destinados à infraestrutura Smart Grid, além de cerca de
US$ 30 bilhões em benefícios fiscais e garantias de empréstimo ao setor elétrico –
medidas contempladas no American Recovery and Reinvestment Act.
Na Europa, Itália e Espanha são os países mais avançados no tema. A Itália,
desde 2001, utiliza um sistema de gerenciamento remoto para a leitura, o
faturamento e o monitoramento da qualidade do serviço de energia – o chamado
Telegestore implantado pela ENEL (grupo italiano atuante na geração e distribuição
de energia elétrica e gás natural). Trata-se de uma solução única em termos de
medição inteligente colocada em operação em grande escala no mundo.
A Espanha, por sua vez, determinou, em 2008, que as empresas de
distribuição promovessem, sem custo adicional para o cliente, a substituição dos
16
medidores então existentes pelos chamados inteligentes (IEA, 2011). Com base no
sistema italiano, a Endesa pretende implantar o gerenciamento autônomo de
medição para mais de 13 milhões de clientes da rede de baixa tensão até 2015.
Outra empresa espanhola, a Iberdrola, pretende substituir 10 milhões de
medidores.
Outros países, contudo, também têm despendido esforços importantes para
a evolução de suas redes elétricas como China, Japão, Austrália e Coréia do Sul.
O QUADRO 1, disposto a seguir, sintetiza algumas dessas iniciativas.
QUADRO 1 - Algumas das principais iniciativas internacionais para o
desenvolvimento das redes inteligentes
País
Iniciativas
China
Japão
Coréia do
Sul
Austrália
Inglaterra
França
O desenvolvimento das redes inteligentes na China faz parte de um
grande plano de longo prazo do governo para melhorar a infraestrutura
do país. As redes inteligentes são vistas como uma maneira de reduzir
o consumo de energia, aumentar a eficiência da rede de energia elétrica
e gerenciar a geração de eletricidade a partir de tecnologias renováveis.
Segundo a State Grid Corporation, os investimentos atingirão pelo
menos US$ 96 bilhões até 2020.
A Federation of Electric Power Companies of Japan está desenvolvendo
uma rede inteligente que incorpora geração de energia solar até 2020,
com investimentos do governo de mais de US$ 100 milhões. O governo
japonês anunciou uma iniciativa nacional para desenvolver a medição
inteligente e diversas empresas de energia anunciaram programas para
desenvolver a tecnologia Smart Grid.
O governo sul-coreano, em parceria com a indústria, lançou um
programa-piloto de US$ 65 milhões em Jeju Island para a implantação
de um sistema de rede inteligente que integrará 6.000 famílias, parques
eólicos e quatro linhas de distribuição. A intenção da Coréia do Sul é
implantar as redes inteligentes de energia em todo o país até 2030.
O governo da Austrália anunciou, em 2009, investimentos de 100
milhões de dólares australianos na iniciativa Smart Grid, Smart City, que
visa estabelecer um projeto de demonstração da tecnologia Smart Grid
em escala comercial. Esforços adicionais na área de geração renovável
de energia têm contribuído para avançar no estudo das redes
inteligentes.
O Office of the Gas and Electricity Markets (regulador britânico do
mercado de energia) lançou no país o projeto Registered Power Zone,
que visa encorajar os distribuidores de energia a desenvolverem e
implementarem soluções inovadoras que incentivem a geração
distribuída. O órgão criou também um fundo (Low Carbon Networks)
para apoiar projetos de distribuição que testem novas tecnologias.
O distribuidor de energia elétrica francês ERDF está implantando, em
um projeto-piloto, 300.000 medidores inteligentes, com base num
protocolo avançado de comunicação chamado Linky. Caso o projeto
seja bem sucedido, o operador substituirá todos os 35 milhões de
medidores com essa tecnologia até 2016.
Fonte: Adaptado de IEA (2011, p. 21).
17
3 O DESENVOLVIMENTO DA TECNOLOGIA SMART GRID NO BRASIL
3.1 Mercado de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica
A matriz de fornecimento de energia elétrica no Brasil, conforme dados do
Banco de Informações de Geração da ANEEL, conta com 2.762 usinas geradoras,
que respondem por uma capacidade instalada de quase 131 GW. A oferta interna
de energia origina-se, majoritariamente, por fontes renováveis de energia, com
destaque para a geração hidráulica (TAB. 2).
TAB. 2 - Empreendimentos em operação segundo a fonte
geradora
Nº de
Capacidade
Fonte
%
Usinas
Instalada (MW)
Hidro
Gás
1.045
84.464
64,61%
146
13.514
10,40%
1.017
7.711
5,90%
450
10.224
7,82%
Nuclear
2
2.007
1,54%
Carvão Mineral
12
2.664
2,04%
Eólica
90
1.965
1,50%
-
8.170
6,25%
2.762
130.719
100%
Petróleo
Biomassa
Importação
Total
Fonte: BIG/ANEEL; Atualização: 04/03/2013.
Devido à proeminência das fontes renováveis, a matriz brasileira apresenta
baixo impacto ambiental, principalmente no que se refere às implicações climáticas.
O grande desafio, contudo, alude à expansão das fontes alternativas à hidroelétrica
como biomassa, eólica e fotovoltaica. A ampliação da matriz norteia-se
sobremaneira pela geração hidráulica (ainda de menor custo) e, devido ao
esgotamento da capacidade de geração por fontes hídricas no Sudeste do País
(maior centro consumidor), as unidades geradoras têm-se dirigido para regiões
distantes dos centros de consumo (para a região Norte, principalmente), trazendo
impactos ambientais consideráveis, como o deslocamento de populações
indígenas, além de aumentar a necessidade de transporte da energia, que,
naturalmente, acarreta perdas ao sistema. A expansão do parque transmissor fazse, portanto, necessária.
A rede básica do Sistema Interligado Nacional (SIN) é formada por mais de
103
mil
quilômetros
de
linhas
de
transmissão,
administrados
por
77
18
concessionárias (ABRADEE, 2013) e com capacidade instalada de pouco mais de
105 GW. A evolução de sua estrutura, por nível de tensão, apresentada na TAB. 3
a seguir.
TAB. 3 - Evolução, por nível de tensão, da estrutura da rede básica1
do Sistema Interligado Nacional 2007-2011 (km)
Tensão
2007
2008
2009
2010
2011
230kV
37.155,46 37.709,86 41.436,80 43.184,50 45.708,65
345kV
9.772,05 9.772,05 9.783,55 10.060,48 10.061,91
440kV
6.671,17 6.671,17 6.671,17
6.670,50
6.680,70
500kV
29.392,23 31.868,33 33.196,30 34.356,20 35.003,42
600kV *CC 3.224,00 3.224,00 3.224,00
3.224,00
3.224,00
750kV
2.683,00 2.683,00 2.683,00
2.683,00
2.683,00
SIN
88.897,91 91.928,41 96.994,82 100.178,68 103.361,68
1
Instalações com tensão maior ou igual a 230kV, somando-se ainda os ativos de
conexão de usinas e interligações internacionais ligados diretamente à rede
básica.
*A extensão dos circuitos 600kV CC correspondem à extensão de cada bipolo,
sendo que pode haver operação independente por polo.
Fonte: ONS (2013).
Segundo Cunha (2011), em virtude do porte do sistema, o Operador do
Sistema Nacional (ONS) foi, ao longo do tempo, implantando tecnologias
características das redes de energia inteligentes, a fim de melhor gerenciá-lo.
Dentre essas inovações, o autor destaca:
a) Operação com características autônomas de alívio de cargas suportadas
por Esquemas Regionais de Alívio de Carga (ERAC);
b) Operação em tempo real;
c) Interligação com fibras óticas nos cabos para-raios, para proteção,
comunicação interna e aluguel de fibras excedentes como serviço
agregado;
d) Interconexões entre várias bacias de geração hidráulica e também usinas
termelétricas, tanto em corrente alternada como em corrente contínua;
e) Medição fasorial sincronizada;
f) Emprego de condutores para alta temperatura (termoresistentes ou com
elementos poliméricos);
g) Aplicações de dispositivos de eletrônica de potência para aumento da
estabilidade e flexibilidade operativa;
h) Estruturas projetadas para maximizar a capacidade de transmissão
(linhas de potência naturalmente elevada); e
i) Estudo de transmissão com linhas longas de ½ comprimento de onda
(CUNHA, 2011, p. 53).
19
No mercado nacional de distribuição, observa-se o número de 64 empresas
concessionárias do serviço de distribuição de energia elétrica (ABRADEE, 2013).
Esse mercado demandará, para o desenvolvimento das redes inteligentes, a
instalação de um grande número de sensores, medidores e aparelhos inteligentes,
com aumento significativo dos dados disponíveis. Como ressaltado por Cunha
(2011), a estrutura dos sistemas de informação precisa ser cuidadosamente
dimensionada, a fim de que não se obtenha um desempenho insatisfatório por falta
de capacidade. Por outro lado, o ganho de escala é considerável, tendo-se em
vista o porte de algumas dessas empresas. Na TAB. 4, disposta a seguir,
encontram-se os agentes com mais de 1 milhão de unidades consumidoras
atendidas em 2012.
TAB. 4 - Empresas fornecedoras de energia elétrica no Brasil com mais de 1
milhão de unidades consumidoras atendidas em 2012
Nº de Unidades
Agente
Consumidoras
CEMIG-D - CEMIG Distribuição S/A
ELETROPAULO - Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São
Paulo S/A
COELBA - Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia
COPEL-DIS - Copel Distribuição S/A
CPFL-Paulista - Companhia Paulista de Força e Luz
LIGHT - Light Serviços de Eletricidade S/A.
CELPE - Companhia Energética de Pernambuco
COELCE - Companhia Energética do Ceará
CELG-D - Celg Distribuição S.A.
CELESC-DIS - Celesc Distribuição S.A.
AMPLA - Ampla Energia e Serviços S/A
ELEKTRO - Elektro Eletricidade e Serviços S/A.
CEMAR - Companhia Energética do Maranhão
CELPA - Centrais Elétricas do Pará S/A.
BANDEIRANTE - Bandeirante Energia S/A.
CEEE-D - Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica
CPFL- Piratininga - Companhia Piratininga de Força e Luz
RGE - Rio Grande Energia S/A.
ESCELSA - Espírito Santo Centrais Elétricas S/A.
AES-SUL - AES SUL Distribuidora Gaúcha de Energia S/A.
EPB - Energisa Paraíba - Distribuidora de Energia
COSERN - Companhia Energética do Rio Grande do Norte
CEMAT - Centrais Elétricas Matogrossenses S/A.
CEPISA - Companhia Energética do Piauí
TOTAL
7.471.169
6.457.476
5.192.031
4.037.565
3.829.430
3.573.022
3.245.063
3.076.270
2.506.740
2.503.923
2.408.854
2.307.737
2.037.350
1.931.482
1.601.299
1.534.089
1.497.117
1.334.987
1.332.413
1.240.075
1.217.488
1.209.143
1.169.795
1.062.092
63.776.610
Fonte: SAD/ANEEL.
20
3.2 Perdas de energia e qualidade do serviço de fornecimento
Uma questão fundamental relacionada à produção e ao fornecimento de
energia elétrica refere-se às perdas do sistema, que se dividem em dois grupos: as
perdas técnicas e as não-técnicas (ou comerciais). No primeiro grupo, como o
próprio nome indica, está a energia que, apesar de injetada no sistema, não é
comercializada por motivos técnicos, intrínsecos à operação. O mais comum é o
aquecimento dos fios condutores de energia, em decorrência da própria passagem
da eletricidade. Num país de dimensões continentais como o Brasil, o nível de
perdas técnicas, em virtude da necessidade de grandes linhas transmissoras,
tende a ser significativo. Já perdas ditas não-técnicas ou comerciais apresentam,
em geral, duas modalidades principais: o furto e a fraude de energia. O furto
caracteriza-se pelo desvio direto de energia da rede elétrica das distribuidoras,
fazendo com que a energia utilizada não seja contabilizada. No caso da fraude, o
consumidor é registrado no sistema de faturamento da distribuidora, mas, ao
promover, ilicitamente, adulterações em seu sistema de fiações elétricas, faz com
que o consumo real seja maior que o efetivamente cobrado. Segundo dados da
ABRADEE, em 2011, o percentual de perda de energia chegou a 13,7%, sendo
8,01% referente a perdas técnicas e 4,93% referente a perdas comerciais (GRÁF.
1).
18
16
13,06 12,86 13,36
14
12
11,86 11,53
10
7,87
8
13,86 14,14 14,09 13,92 14,3 14,05 13,7
7,27
8,01 7,58 7,56 7,91 8,07 8,17
8,4
8,2
4,8
5,19 5,09 4,93
8,16 8,01
6
4
2
3,54 3,95
5,21 5,24 5,29 5,17
4,67 4,89
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Perda Total
Perda Técnica
Perda Comercial
GRÁFICO 1: Percentual de perdas em relação à energia injetada no
Sistema Global das 64 distribuidoras brasileiras 2000-2011.
Fonte: ABRADEE.
21
Outra questão relevante refere-se à qualidade do serviço prestado. No caso
das distribuidoras, o principal item avaliado refere-se às interrupções no
fornecimento de energia elétrica. A avaliação é feita pela ANEEL, que estabelece
limites máximos para a duração e a frequência das interrupções. Para isso, a
agência considera os seguintes indicadores:
a) Duração equivalente de interrupção por unidade consumidora (DEC):
Intervalo de tempo que, em média, no período de apuração, em cada
unidade consumidora do conjunto considerado ocorreu descontinuidade da
distribuição de energia elétrica;
b) Frequência equivalente de interrupção por unidade consumidora (FEC):
Número de interrupções ocorridas, em média, no período de apuração, em
cada unidade consumidora do conjunto considerado;
c) Duração de interrupção individual por unidade consumidora (DIC):
Intervalo de tempo que, no período de apuração, em cada unidade
consumidora ou ponto de conexão ocorreu descontinuidade da distribuição
de energia elétrica;
d) Frequência de interrupção individual por unidade consumidora (FIC):
Número de interrupções ocorridas, no período de apuração, em cada
unidade consumidora ou ponto de conexão; e
e) Duração máxima de interrupção contínua por unidade consumidora ou
ponto de conexão (DMIC): Tempo máximo de interrupção contínua de
energia elétrica, em uma unidade consumidora ou ponto de conexão.
No Brasil, observa-se uma piora na qualidade de fornecimento, principalmente
no que se refere à duração das interrupções, que, a partir de 2009, vêm se
posicionando acima do limite estabelecido pelo órgão regulador (FIG. 1). Cumpre
ressaltar que, de 2000 a 2011, o crescimento do número de consumidores foi de
quase 45%, com uma média anual de 4,09% de expansão.
Dessa forma, tem-se que a contenção das perdas de energia, tanto técnicas
quanto comerciais (desvio de energia), assim como a melhora na qualidade do
serviço de fornecimento constituem-se em relevantes fatores de motivação para a
adoção da tecnologia Smart Grid, já que esta contribui significativamente para o
gerenciamento mais eficaz do sistema. Adicionalmente, observa-se que os
indicadores de qualidade foram recentemente incorporados à metodologia de
cálculo do chamado Fator X, índice que reduz a receita das distribuidoras, tendo-se
como base os ganhos de eficiência presumidos pelo regulador a partir da expertise
naturalmente adquirida pela empresa ao longo do tempo. Havendo melhora nos
22
indicadores de qualidade DEC e FEC, a empresa passa a ter um redutor tarifário
menor.
FIGURA 1: Indicadores da qualidade do fornecimento de energia
elétrica no Brasil 2000-2011.
Fonte: ANEEL.
3.3 Principais Iniciativas
Alguns esforços têm sido despendidos para o desenvolvimento da tecnologia
Smart Grid no Brasil. Primeiramente, destaca-se a criação do Grupo de Trabalho
de Redes Elétricas Inteligentes pelo Ministério de Minas e Energia (MME). O Grupo
é composto por representantes de distribuidoras, de reguladores do setor elétrico e
de telecomunicações, de associações, de órgãos financiadores, de tecnologia da
informação, do setor acadêmico, dentre outros, e desde 2010 vem debatendo as
23
possibilidades e os desafios para a implementação de novas tecnologias na rede
elétrica (MME, 2010).
Um segundo esforço refere-se às modificações do arcabouço regulatório
introduzidas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). A primeira delas
alude à mudança na estrutura tarifária para os consumidores de baixa tensão
(Grupo B3), com a criação da chamada Tarifa Branca (Nota Técnica nº 311/2011),
que será uma alternativa à tarifa convencional (com um preço de consumo de
energia sem distinção horária), oferecendo três diferentes patamares para a tarifa
de energia (ponta, intermediário e fora de ponta). A possibilidade de tarifação de
acordo com o horário de consumo estimula a utilização da rede em horários nos
quais a tarifa é mais barata, diminuindo a necessidade de expansão da rede da
distribuidora para atendimento do horário de pico. Visando incentivar a
modernização da rede, a aplicação da Tarifa Branca foi condicionada à
substituição, por parte das distribuidoras, dos medidores eletromecânicos pelos
eletrônicos e será aplicada a cada distribuidora a partir de sua revisão tarifária
entre 2012 e 2014.
As resoluções nº 482/2012 e nº 502/2012, editadas pela ANEEL, também
contribuem para as mudanças no aspecto regulatório mencionado. A primeira
estabelece as condições gerais para o acesso de microgeração e minigeração
distribuída aos sistemas de distribuição de energia elétrica, bem como o sistema de
compensação de energia excedente. Pela resolução, considera-se microgeração “a
central geradora de energia elétrica, com potência instalada menor ou igual a 100
kW e que utilize 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”. A minigeração
segue, por seu turno, os mesmos critérios, devendo a potência instalada, contudo,
ser superior a 100 kW e menor ou igual a 1MW.
Já a resolução nº 502 regulamenta os sistemas de medição de energia
elétrica de unidades consumidoras do Grupo B. Trata-se, conforme dados da EPE
(2012), da maior classe de consumo do País em número de unidades
consumidoras, superando 65 milhões de unidades (mais de 90% do total). Pela
3
O Grupo B (baixa tensão) é composto por unidades consumidoras atendidas em tensão inferior a 2,3 kV,
com tarifa monômia (aplicável apenas ao consumo). Há, nesse grupo, subclasses estabelecidas em
consonância com a atividade exercida. Na subclasse B1, por exemplo, encontra-se o consumidor residencial.
O consumidor rural é chamado de B2, enquanto estabelecimentos comerciais ou industriais de pequeno
porte são classificados como B3. Ainda nesse grupo está a iluminação pública, que é enquadrada no subgrupo
B4 (Aneel, 2010).
24
resolução, as seguintes informações, no mínimo, devem ser fornecidas,
cumulativamente, pelo medidor: (i) valores de tensão e de corrente de cada fase;
(ii) valor de energia elétrica ativa consumida acumulada por posto tarifário; (iii)
identificação do posto tarifário corrente, se aplicável; (iv) data e horário de início e
fim das interrupções de curta e de longa duração ocorridas nos últimos 3 (três)
meses; e (v) últimos doze valores calculados dos indicadores Duração Relativa da
Transgressão de Tensão Precária – DRP e Duração Relativa da Transgressão de
Tensão Crítica – DRC. Caso a unidade consumidora faça adesão pela Tarifa
Branca, o medidor deve, ainda, apurar o consumo de energia elétrica ativa em pelo
menos quatro postos tarifários, devendo ser programáveis o início e o fim de cada
posto.
Por fim, também contribuem para o desenvolvimento das redes inteligentes
no País os projetos-pilotos das concessionárias de distribuição de energia elétrica
em curso nas diversas regiões do Brasil (TAB. 5). Os projetos, em suma, visam
testar as tecnologias relacionadas ao conceito Smart Grid, avaliando os benefícios
proporcionados e a viabilidade de aplicação em larga escala.
TAB. 5 - Alguns projetos-pilotos de concessionários do serviço de
distribuição de energia elétrica para desenvolver a tecnologia Smart Grid
no Brasil
Projeto
Estado
Ano
Concessionário
Búzios Cidade Inteligente
Projeto Smart Grid
Rio de Janeiro
2011 Ampla/Endesa
Rio de Janeiro
2010 Light
Cidades do Futuro
Minas Gerais
2010 Cemig
Projeto Parintins
Projeto Smart Grid
Amazonas
2011 Eletrobrás Amazonas Energia
São Paulo
2010 AES Eletropaulo
InovCity
Aquiraz Smart City
São Paulo
2011 EDP Bandeirante
Fazenda Rio Grande
Paraná
Ceará
nd
Coelce/Endesa
2010 Copel
Fonte: Adaptado de Falcão (2012) / Sítio das concessionárias de energia elétrica.
3.4 Diferenciais competitivos de Minas Gerais
Como apresentado, a utilização de redes inteligentes correlaciona-se
fortemente com o desenvolvimento de tecnologias de automação, sistemas
computacionais e telecomunicações. Com o crescente interesse pela sua
implantação no gerenciamento do sistema elétrico, a existência de alguns fatores
25
em Minas Gerais o diferencia quanto à possível fabricação e atração de novos
empreendimentos produtores de Smart Grids no estado.
Primeiramente, destacam-se o Polo de Tecnologia da Informação e Software
de Belo Horizonte e o Polo de Eletroeletrônica do Sul de Minas. Na capital mineira,
segundo dados da RAIS, encontram-se 1.187 empresas do setor de software e de
serviços da Tecnologia da Informação4, constituindo-se no terceiro maior polo do
País – posição mantida ao longo dos últimos cinco anos. No estado, a receita
líquida do setor, em 2010, de acordo com Ferreira (2012), foi de R$ 2,3 bilhões
(4,3% do total nacional). Ademais, importantes instituições de apoio e fomento da
indústria de software atuam no estado como a FUMSOFT (Sociedade Mineira de
Software, agente da Softex em Minas Gerais), a Associação Brasileira das
Empresas de Tecnologia da Informação (Assespro), a Sociedade dos Usuários de
Informática e Telecomunicações (Sucesu) e o Sindinfor-MG (Sindicato das
Empresas de Informática). No âmbito empresarial, destaca-se o Centro de P&D da
Google para a América Latina, o Instituto para o Desenvolvimento de Empresas de
Base Tecnológica (IEBT), o BH-Tec e a presença de algumas empresas como
Infosys, Totvs Informática, Aptech, Microcity, Samba Tech, dentre outras.
O Sul do Estado, por sua vez, abriga um importante Arranjo Produtivo Local
(APL) para a fabricação e montagem de produtos eletroeletrônicos, além de deter
excelência no ensino técnico e superior da eletrônica. Algumas instituições de
ensino e pesquisa da região são a Escola Técnica de Eletrônica Francisco Moreira
da Costa (ETE FMC), primeira escola de eletrônica de nível médio da América
Latina; o Instituto Nacional de Telecomunicações (INATEL) e o Centro de Ensino
Superior em Gestão, Tecnologia e Educação (FAI), localizados em Santa Rita do
Sapucaí; e a Universidade Federal de Itajubá (UNIFEI). Ainda no segmento de
eletroeletrônicos, importantes empresas estão instaladas na Região Metropolitana
de Belo Horizonte (RMBH) como Toshiba, Jabil Circuits, Axxion, Ativas, Megaware
e Philips.
A legislação estadual também contribui como fator de competitividade, uma
vez que possibilita tratamento tributário especial que pode ser concedido aos
fabricantes
de
eletroeletrônicos
(RICMS/MG),
aprovado
pelo
Decreto
nº
43.080/2002. Os principais benefícios referem-se ao diferimento do Imposto sobre
Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS) devido na importação de máquinas e
4
O setor é compreendido pelas classes 6201; 6202; 6203; 6204; 6209; 6311; 6319; 9511 e 9512 da
Classificação Nacional de Atividades Econômicas 2.0 (CNAE 2.0).
26
equipamentos destinados ao ativo permanente, de produtos de informática,
telecomunicação, eletrônico e eletroeletrônico; e na importação ou aquisição de
fornecedores locais de matéria-prima, produtos intermediários e material de
embalagens, exceto energia elétrica e serviço de comunicação.
No campo das políticas públicas, evidencia-se o Programa CI-Brasil, do
Ministério da Ciência, Tecnologia e Inovação (MCTI), que objetiva a criação e
organização de um ecossistema de microeletrônica no Brasil, visando inovar em
produtos e inserir o País no mercado de semicondutores. Em Minas Gerais, o
programa apoia a Design House Belo Horizonte (DHBH Microeletrônica), que tem
forte foco em prover soluções para medidores inteligentes de energia elétrica.
Recentemente, o Estado foi uma das nove localidades selecionadas pelo MCTI
para sediar uma das aceleradoras de empresas de tecnologia da informação no
País. As aceleradoras são grupos que reúnem membros do governo, academia e
entidades representativas do setor, integrando um comitê que será responsável por
selecionar e impulsionar o desenvolvimento de startups. A conquista reforça o
objetivo do governo mineiro de tornar-se líder do setor no Brasil até 2022 (Projeto
MG TI 2022), transformando Belo Horizonte na capital nacional de TI.
Outro ponto relevante é o Estado sediar a Companhia Energética de Minas
Gerais (CEMIG). Com capacidade instalada de 7.038 MW e atuação em 23
estados brasileiros e no Chile, a Companhia é responsável pela gestão da maior
rede de distribuição de energia elétrica da América do Sul; é a segunda maior
empresa de transmissão do País, com mais de 10 mil quilômetros de linhas de
transmissão; e ocupa a terceira posição no mercado nacional de geração, com 70
usinas (64 hidrelétricas, três termelétricas e três eólicas). Em relação às redes
inteligentes, a Empresa desenvolve o programa Cidades do Futuro objetivando
avaliar a viabilidade de seu uso na automação das redes de distribuição e
modernização do sistema elétrico. O programa teve início em Sete Lagoas, tendose em vista, dentre outros aspectos, a presença de um sistema elétrico de alta,
média e baixa tensões e da Universidade Corporativa da Empresa no município.
Menciona-se, por fim, a ação do próprio INDI. A atuação do Instituto,
consoante as melhores práticas internacionais, encontra-se estrategicamente
ancorada em alguns setores prioritários, dentre os quais o de Eletroeletrônica, TI e
semicondutores, integrantes da Nova Economia. Um importante empreendimento
relacionado a este último e que está em curso no Estado é a implantação da Six
Semicondutores em Ribeirão das Neves. Ademais, o esforço do Governo de Minas
27
para a atração desse tipo de investimento coaduna-se com uma das máximas do
plano de governo estadual que é a geração de empregos de qualidade.
28
4 INVESTIMENTO E FINANCIAMENTO
Segundo o Innovation Observatory, empresa de consultoria internacional
especializada na análise de tendências para os mercados de energia,
telecomunicação e TI, a previsão de investimentos globais para o desenvolvimento
e aplicação das redes inteligentes é de US$ 400 bilhões até 2030. Para o Brasil, a
expectativa é de que esse mercado movimente, em 2022, cerca de US$ 36,6
bilhões em investimentos, tornando o País o terceiro mercado mundial de redes de
energia inteligentes (O GLOBO, 2012), atrás apenas dos Estados Unidos e da
China. Essa perspectiva, no entanto, poderá reduzir-se em virtude do cenário mais
adverso trazido pelas novas regras estabelecidas pela Lei 12.783/2013 para a
renovação das concessões do setor elétrico e delineado anteriormente.
Somente o mercado de sistemas de gerenciamento aplicados à distribuição
deve atingir, em 2020, U$S 5,6 bilhões, sendo as empresas líderes desse mercado
companhias como General Eletric, Alstom Grid, Siemens e Telvent (ZPRYME,
2013). Atualmente, a América do Norte responde por 40% do mercado mundial,
seguida da Europa e da Ásia, que contam com participações de 25% e 23%,
respectivamente. Até 2020, os países desenvolvidos, como EUA e Canadá, e os
BRIC’s responderão por mais de 80% do mercado global, segundo projeção da
Zpryme (2013).
Além de equipamentos elétricos, recursos computacionais e sistemas de
gerenciamento de dados, a operação segura de uma rede inteligente de energia,
devido à troca constante de informações, exige também investimentos na área de
segurança da informação. Uma pesquisa realizada pela Zpryme com 213 empresas
de energia e profissionais relacionados à tecnologia Smart Grid em 2012
demonstrou que quase dois terços dos respondentes (65%) consideraram que os
investimentos em cybersecurity aumentariam no ano seguinte, sendo o orçamento
anual médio destinado ao tema em torno de US$ 1,4 bilhão. Em termos globais, os
investimentos direcionados à segurança das redes inteligentes atingirão cerca de
US$ 21 bilhões até 2015 (WHITNEY, 2010).
No Brasil, as concessionárias e permissionárias de serviços públicos de
distribuição de energia elétrica são obrigadas, pela Lei nº. 9.991/2000, a aplicar,
anualmente, o montante de, no mínimo, 0,75% (setenta e cinco centésimos por
cento) de sua receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento do setor
elétrico e, no mínimo, 0,25% (vinte e cinco centésimos por cento) em programas de
29
eficiência energética no uso final. Os recursos são destinados ao Ministério da
Ciência, Tecnologia e Inovação, ao Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico
e Tecnológico (FNDCT), ao Ministério de Minas e Energia e aos agentes, a serem
aplicados em projetos aprovados pela ANEEL.
Segundo Lima (2012), desde 2009, havia 178 projetos propostos pelas
concessionárias brasileiras em demonstrativos, provas de conceito e estudos
tecnológicos para Smart Grid, que formavam um montante de R$ 411 milhões em
investimentos (TAB. 6). Os subtemas de maior interesse, tanto pelo número de
projetos quanto pelo valor investido, são a geração distribuída, a automação da
distribuição e as telecomunicações.
TAB. 6 - Projetos e investimentos realizados/previstos em projetos de P&D
sobre rede elétrica inteligente no Brasil
Nº de
Investimento
Subtema de Pesquisa
%
%
Projetos
Previsto
Sistemas de medição inteligente
Automação da distribuição
Geração distribuída
Sistemas de armazenamento
Veículos elétricos
Telecomunicações
Tecnologias da informação
Prédios e residências inteligentes
Novos serviços
Outros
TOTAL
20
38
38
7
5
23
16
16
1
14
178
11,24%
21,35%
21,35%
3,93%
2,81%
12,92%
8,99%
8,99%
0,56%
7,87%
100,00%
29.042.631,52
54.547.800,26
100.609.038,31
12.578.812,65
9.837.834,08
43.232.624,30
27.814.334,58
31.656.194,52
490.692,00
101.486.651,49
411.296.613,71
7,06%
13,26%
24,46%
3,06%
2,39%
10,51%
6,76%
7,70%
0,12%
24,67%
100,00%
Fonte: Aneel, 2012 apud Lima, 2012.
A tendência, porém, é que seja observado um acréscimo no número de
projetos, haja vista, o lançamento, pelo Governo Federal, do Inova Empresa –
pacote de R$ 32,9 bilhões destinado ao incremento de projetos de pesquisa e
desenvolvimento tecnológico voltados para a inovação (MONTEIRO, 2013). Os
setores contemplados pelo programa são aqueles considerados prioritários para o
aumento da competitividade da indústria nacional como petróleo e gás, energia,
complexo da saúde, aeroespacial e defesa, cadeia agropecuária, tecnologia da
informação e comunicação, e sustentabilidade socioambiental. Observa-se que ao
setor de energia coube a maior parcela de recursos (R$ 5,7 bilhões). Por meio do
programa, os investidores poderão, inclusive, receber recursos a fundo perdido,
30
caso haja, por exemplo, no escopo do projeto, cooperação com universidades e
centros de pesquisa brasileiros (SAFATLE e LEO, 2013).
O setor elétrico, especificamente, também poderá contar com uma linha de
crédito dedicada ao financiamento de projetos de inovação tecnológica. O
programa Inova Energia, embora ainda não esteja totalmente estruturado, seguirá
o modelo do Inova Petro (programa criado em 2012 para financiar projetos de P&D
no setor de petróleo e gás que conta com recursos da ordem de R$ 3 bilhões) e
terá como foco as áreas de redes inteligentes de energia, fontes alternativas e
veículos elétricos (POLITO e SCHNOOR, 2013).
Outra situação que deve estimular o investimento nas redes inteligentes
refere-se à renovação das concessões das empresas distribuidoras de energia
elétrica, já que, para que os contratos não sejam relicitados, será necessário
investir na melhoria dos indicadores de qualidade do serviço prestado, conforme
determinação da ANEEL. A renovação dos contratos de distribuição terá, dessa
forma, segundo a Agência, o viés da qualidade em detrimento do viés econômico
(redução das tarifas) observado no processo de renovação das concessões dos
segmentos de geração e transmissão. Serão analisados aspectos como a duração
e a frequência dos cortes no fornecimento de energia, o tempo médio de
atendimento para religação da luz, histórico de reclamações e indicadores de
conformidade do nível de tensão. Na TAB. 7 a seguir, podem ser verificados os
contratos das empresas distribuidoras com vencimento nos próximos quatro anos.
Em termos de financiamento, tem-se como principal agente financiador de
projetos de infraestrutura no Brasil o Banco Nacional de Desenvolvimento
Econômico e Social (BNDES). Trata-se de um dos cinco maiores bancos de
desenvolvimento do mundo (MME, 2012), com ativos superiores a R$ 715 bilhões
em 2012. Os desembolsos do Banco, no mesmo ano, somaram R$ 156 bilhões,
apresentando um crescimento de 12,3% em relação ao ano anterior. Os principais
setores beneficiados foram indústria e infraestrutura, que obtiveram juntos aportes
superiores a R$ 100 bilhões (65% do total). No que tange ao montante destinado a
projetos de infraestrutura, boa parte dos financiamentos foi concedida ao segmento
de energia elétrica e de telecomunicações, como pode ser observado na TAB. 8 a
seguir.
31
TAB. 7 - Contratos de concessão de distribuidoras a vencer entre 2014 e 2017
Concessionária Estado Vencimento Concessionária Estado Vencimento
Hidropan
RS
2014
Nova Friburgo
RJ
2015
Celesc
SC
2015
São Patrício
GO
2015
Celg
GO
2015
Paulista
SP
2015
CEB
DF
2015
Santa Cruz
SP
2015
CEEE
RS
2015
Iguaçu
SC
2015
Copel
PR
2015
Bragantina
SP
2015
CEA
AP
2015
Caiuá
SP
2015
CER
RR
2015
Paranapanema
SP
2015
Ceal
AL
2015
Forcel
PR
2015
Boa Vista Energia
RO
2015
Jaguari
SP
2015
Cepisa
PI
2015
Santa Maria
ES
2015
Ceron
RO
2015
Sulgipe
SE
2015
Eletroacre
AC
2015
Nova Palma
RS
2015
Manaus Energia
AM
2015
Cooperaliança
SC
2015
Cocel*
PR
2015
Nacional
SP
2015
Eletrocar*
RS
2015
Mococa
SP
2015
DMEPC*
MG
2015
Cemig Norte
MG
2016
CFLO
PR
2015
Cemig Sul
MG
2016
EFLUL
SC
2015
Cemig Leste
MG
2016
João Cesa
SC
2015
Cemig Oeste
MG
2016
Sul Paulista
SP
2015
Demei*
RS
2016
Cat. Leopoldina
MG
*Distribuidoras municipais.
2015
Muxfeldt
RS
2017
Fonte: MME apud RITTNER e BITENCOURT (2013).
TAB. 8 - Desembolsos do BNDES por setor 2010-2012
(R$ bilhão)
Setor
2010
2011
2012
Infraestrutura
52,4
56,1
52,9
13,6
16,0
18,9
33,6
34,5
26,3
Telecomunicações
2,1
3,1
4,8
Outros
3,2
2,5
2,9
Indústria
78,8
43,8
47,7
Outros
37,2
38,9
55,4
168,4
138,8
156,0
Energia Elétrica
Transportes
1
TOTAL
1
Abrange transportes ferroviário e rodoviário, atividades auxiliares
de transportes e outros transportes de acordo com a classificação
setorial do BNDES.
Fonte: Adaptado de BNDES (2013).
32
Outras fontes financiadoras de projetos remontam a iniciativas do próprio
Governo, como programas de incentivo e regimes especiais de tributação. Nesse
contexto, destacam-se o Regime Especial de Incentivo ao Desenvolvimento à
Infraestrutura (REIDI) e o Programa de Apoio ao Desenvolvimento Tecnológico da
Indústria de Semicondutores (PADIS), que beneficiam segmentos da indústria que
fornecem bens e serviços às empresas distribuidoras de energia elétrica. O REIDI,
instituído pela Lei nº 11.488/2007, suspende exigências tributárias federais
(PIS/PASEP e COFINS) incidentes sobre determinadas receitas ou na importação
de determinados bens e serviços. Podem ser enquadrados no regime, por
exemplo, a aquisição, por parte das distribuidoras, de medidores eletrônicos, bem
como demais investimentos em centros de medição e ativos de telecomunicação,
desde que imobilizados no ativo (MME, 2012). O PADIS, por sua vez, foi criado
pela Lei nº 11.484/2007 e concede incentivos fiscais às empresas que invistam em
pesquisa e desenvolvimento e produzam produtos eletrônicos semicondutores ou
mostradores de informações (displays).
Considerando-se que são observados esforços para o desenvolvimento da
tecnologia Smart Grid em todo o mundo, com diversos projetos-pilotos sendo
implementados com vistas à modernização das infraestruturas de distribuição e
transmissão de energia elétrica e de telecomunicações, torna-se interessante à
busca por convênios e parcerias com bancos internacionais e agências de
cooperação para o desenvolvimento, que podem constituir-se em importes fontes
financiadoras de projetos. Algumas dessas fontes, já contatadas pelo governo
brasileiro, via MME e ANEEL, são: Banco Interamericano de Desenvolvimento
(BID), Banco Mundial (BM), Agência Francesa de Desenvolvimento (AFD), KfW
Bankengruppe (agência alemã) e Agência Internacional de Cooperação do Japão
(JICA – Japan International Cooperation Agency).
33
5 CONCLUSÕES
O desenvolvimento da tecnologia Smart Grid apresenta-se em estágio
incipiente no Brasil. Algumas medidas tomadas pelo governo brasileiro, como o
estabelecimento de um Grupo de Trabalho sobre o tema e as modificações
tangentes ao aspecto regulatório, além dos projetos-pilotos conduzidos pelas
concessionárias do serviço de distribuição de energia elétrica contribuem, sem
dúvida, para fazer o País avançar rumo à implementação dessas novas redes de
energia. Fazem-se necessárias, todavia, ações mais efetivas no que concerne ao
domínio da tecnologia, colocando o País à frente do processo inovador. As
expectativas em torno do mercado nacional colocam o Brasil como o terceiro maior
mercado mundial no setor, respondendo por cerca de 10% dos investimentos
globais e constituindo-se como líder na América Latina.
Alguns diferenciais de Minas Gerais contribuem para criar no estado um
ambiente propício ao desenvolvimento das redes inteligentes, inclusive quanto à
atração de fornecedores dessa indústria. Na capital mineira, destaca-se o Polo de
Tecnologia da Informação e Software, com 1.187 empresas (terceiro maior do
País). O Sul de Minas, por sua vez, abriga um importante APL do segmento
eletroeletrônico, cuja excelência respalda-se pela sinergia do polo com diversas
instituições de ensino e pesquisa nacionalmente reconhecidas. Em termos de
incentivos, tem-se o regime especial de tributação (RICMS/MG) que concede
benefícios fiscais aos fabricantes de eletroeletrônicos, além de algumas políticas
públicas derivadas da pretensão do Estado de se tornar líder do segmento de TI no
País até 2022.
O Estado sedia também uma das principais empresas do setor de geração,
transmissão e distribuição de energia elétrica do Brasil que, desde 2010,
desenvolve o projeto-piloto Cidades do Futuro, que objetiva avaliar a viabilidade do
uso das redes inteligentes na automação das redes de distribuição e modernização
do sistema elétrico. Demais, os setores de Eletroeletrônica, TI e semicondutores
são prioritários no trabalho de atração de investimentos conduzido pelo INDI – mais
tradicional agência de assistência ao investidor do País.
Dentre os principais benefícios advindos com a implantação da tecnologia
Smart Grid estão a eficiência e autonomia atribuída à rede e a conectividade
propiciada entre os usuários, sejam eles fornecedores ou consumidores. O serviço
de fornecimento de energia passa a ser prestado, dessa forma, de maneira mais
34
segura e confiável, além de tornar-se capaz de responder mais adequada e
rapidamente a possíveis falhas (queda de energia, por exemplo). Outra vantagem
relevante é a geração distribuída, que contribui para atenuar a sobrecarga do
sistema, diminuindo a necessidade de expansão da rede para o atendimento dos
horários de pico. Além da flexibilidade de conexão a diversas fontes geradoras, a
possiblidade de realocação e armazenamento da energia gerada em excesso
também é ampliada. Quanto ao papel do consumidor, verifica-se uma verdadeira
revolução no que se refere à fruição do serviço, já que aquele passa a contar com
informações que lhe permite acompanhar mais detalhadamente não só o
gerenciamento da rede, como também ter um controle mais apurado do seu próprio
consumo. O usuário final passa a dispor de uma flexibilidade tarifária, além de
poder atuar também como produtor de energia.
Destarte, são destacados por Cunha (2011, p. 22) como aspectos
motivadores, de maneira geral, da modernização das redes elétricas no mundo: (i)
a escassez de recursos energéticos convencionais; (ii) as restrições a novas
usinas; (iii) o envelhecimento e a obsolescência dos ativos instalados em grande
parte das redes atuais; (iv) a necessidade de eficiência para conter a expansão do
consumo e redução da demanda num cenário de alta dependência da energia
elétrica; e (v) o aumento do custo percebido das interrupções de energia, devido à
proliferação de atividades com elevada sensibilidade em setores como o mercado
financeiro, produção de semicondutores, indústrias com controles digitais de
processo, dentre outros.
Algumas barreiras, no entanto, precisam ser superadas para o pleno
desenvolvimento das redes inteligentes como a necessidade de regular o serviço
de distribuição; a própria estrutura do mercado de energia, ainda carente de
adaptações para inclusão efetiva dos pequenos produtores; os custos das
tecnologias envolvidas, seu grau de maturação e os fatores de escala relacionados;
a exigência de uma infraestrutura de comunicação adequada ao tráfego de grandes
volumes de dados e que opere de maneira integrada; e a necessidade de se
incentivar o engajamento dos consumidores (CUNHA, 2011).
A Lei 12.783 de 11 de janeiro de 2013, que modificou o marco regulatório
dos mercados de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica no País,
tornou o ambiente das empresas concessionárias do serviço mais incerto e
turbulento. A implantação do modelo, marcada pela unilateralidade canhestra do
Executivo federal no que coube à sua concepção, causou, de imediato, a perda de
35
valor de inúmeras empresas, com quedas vertiginosas das principais ações
negociadas em bolsa. Esse cenário afetará, indubitavelmente, os projetos de
investimento dessas empresas, para os quais a aplicação de recursos deverá ser
mais parcimoniosa. Dentre os projetos que, certamente, se sobressairão, estão
aqueles relacionados à operação mais eficiente das redes elétricas, chamando-se
a atenção para a adoção das tecnologias concernentes às redes inteligentes de
energia, haja vista os benefícios anteriormente explanados.
No mais, as redes inteligentes contribuem para responder a dois imperativos
recentes do Governo Federal. O primeiro relaciona-se à intenção do governo
brasileiro de apoiar fortemente a inovação tecnológica em setores estratégicos da
economia nacional, dentre eles o de energia. Para isso, foi anunciado o programa
Inova Empresa e fundos de recursos especialmente dedicados ao financiamento de
projetos relacionados à modernização das redes elétricas, fontes alternativas e
veículos elétricos. O segundo imperativo refere-se à exigência de melhoria dos
indicadores de qualidade dos serviços prestados pelas distribuidoras de energia
elétrica no País para que os contratos venham a ser renovados. O número de 44
(quarenta e quatro) contratos tem vencimento entre 2014 e 2017, sendo que, em
caso de não cumprimento da exigência, há a sinalização de que virão a ser
novamente licitados. Como analisado, a aplicação da tecnologia Smart Grid
contribui não só para um gerenciamento mais eficiente do sistema, como também
para problemas notórios do mercado brasileiro como a piora dos indicadores de
qualidade e o expressivo índice de perdas não-técnicas.
Acredita-se, por fim, que a utilização da tecnologia Smart Grid seja, a médio
e longo prazo, uma tendência que dificilmente seguirá curso reversivo, tendo em
vista estar em consonância com o imperativo próprio da segunda década do século
XXI: a conectividade.
36
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semicondutores e sobre a proteção à propriedade intelectual das topografias de
circuitos integrados, instituindo o Programa de Apoio ao Desenvolvimento
Tecnológico da Indústria de Semicondutores – PADIS e o Programa de Apoio ao
Desenvolvimento Tecnológico da Indústria de Equipamentos para a TV Digital –
PATVD; altera a Lei no 8.666, de 21 de junho de 1993; e revoga o art. 26 da Lei no
11.196, de 21 de novembro de 2005. Brasília: Presidência da República, 2007.
37
______. Lei n. 11.488 de 15 de junho de 2007. Cria o Regime Especial de
Incentivos para o Desenvolvimento da Infra-Estrutura - REIDI; reduz para 24 (vinte
e quatro) meses o prazo mínimo para utilização dos créditos da Contribuição para o
PIS/Pasep e da Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social COFINS decorrentes da aquisição de edificações; amplia o prazo para pagamento
de impostos e contribuições; altera a Medida Provisória no 2.158-35, de 24 de
agosto de 2001, e as Leis nos 9.779, de 19 de janeiro de 1999, 8.212, de 24 de
julho de 1991, 10.666, de 8 de maio de 2003, 10.637, de 30 de dezembro de 2002,
4.502, de 30 de novembro de 1964, 9.430, de 27 de dezembro de 1996, 10.426, de
24 de abril de 2002, 10.833, de 29 de dezembro de 2003, 10.892, de 13 de julho de
2004, 9.074, de 7 de julho de 1995, 9.427, de 26 de dezembro de 1996, 10.438, de
26 de abril de 2002, 10.848, de 15 de março de 2004, 10.865, de 30 de abril de
2004, 10.925, de 23 de julho de 2004, 11.196, de 21 de novembro de 2005; revoga
dispositivos das Leis nos 4.502, de 30 de novembro de 1964, 9.430, de 27 de
dezembro de 1996, e do Decreto-Lei no 1.593, de 21 de dezembro de 1977; e dá
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de abril de 2002, 12.111, de 9 de dezembro de 2009, 9.648, de 27 de maio de
1998, 9.427, de 26 de dezembro de 1996, e 10.848, de 15 de março de 2004;
revoga dispositivo da Lei no 8.631, de 4 de março de 1993; e dá outras
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41
ANEXOS
42
ANEXO A
Desenvolvimento do sistema de distribuição de eletricidade
Fonte: Adaptado de IEA (2011, p. 6).
ANEXO B
Áreas tecnológicas aplicadas ao longo de uma rede de energia inteligente
Fonte: Adaptado de IEA (2011, p. 17).
Fonte: Adaptado de IEA (2011, p. 17).
44