Este artigo apresenta algumas comparações entre as tendências do crescimento da infraestrutura de eletricidade nos Estados Unidos e no Brasil e tenta identificar pontos em comum e diferenças nos esforços de modernização da rede nesses dois países usando iniciativas de Smart Grid como modelo.
Devido a um apagão de 2003 da rede nordeste nos EUA, este foi o principal responsável pelas várias iniciativas e legislações de modernização da rede nos EUA desde 2003 a mais significativa delas é a Smart Grid, que ocorre na Lei de Independência e Segurança de Energia de 2007, como política oficial de modernização da rede de transmissão e distribuição dos EUA. O Departamento de Energia dos EUA (DoE) caracteriza um Smart Grid com as seguintes características: 1) capacidade de realizar autocorreção e operar resilientemente contra ataques cibernéticos e físicos; 2) possibilitar a participação ativa dos consumidores na resposta da demanda; 3) atender às necessidades de qualidade de energia das cargas do século XXI; 4) incorporação de recursos renováveis e armazenamento de energia junto às instalações convencionais; 5) otimizar os ativos para uma operação eficiente e 6) permitir novas serviços, produtos e mercados auxiliados por normas interoperáveis e barreiras reduzidas.
No momento em que vários passos significativos estão sendo lançados nos EUA para a modernização da infraestrutura de eletricidade como parte da Iniciativa de Smart Grid, pode valer a pena fazer algumas comparações entre as recomendações dessa iniciativa e os esforços de modernização da rede no Brasil. A intenção de tal comparação é investigar a utilidade das recomendações da Smart Grid para a modernização da rede em um país em desenvolvimento com maiores necessidades de energia, como o Brasil.
A demanda por energia elétrica nos EUA deve crescer a uma taxa anual de aproximadamente 1% de 2009 a 2030; assim, elevando o consumo real de aproximadamente 3764 bilhões de kWh para aproximadamente 4748 bilhões de kWh naquele período. Já geração de eletricidade a partir de instalações eólicas nos EUA deverá crescer de um valor projetado de 36,35 bilhões de KWh em 2009 para 129,8 bilhões de kWh em 2030 a uma taxa anual de 6,25%.
No entanto, a infraestrutura de eletricidade nos EUA, ou seja, a rede de transmissão está sofrendo de: 1) estagnação e declínio dos investimentos e 2) envelhecimento dos ativos. Um desafio particularmente significativo para o crescimento do sistema de transmissão nos EUA está relacionado aos regulamentos interestaduais para planejamento, localização e alocação de custos. A localização de locais para novas infraestruturas de rede é considerada o obstáculo mais significativo para maximizar o alcance da expansão das energias renováveis. Diante desses desafios no sistema de transmissão nos EUA, é evidente que a maioria das recomendações da Smart Grid pode ser realizada no lado da distribuição elétrica da infraestrutura de entrega de eletricidade.
Em relação ao Brasil, que é considerado o quinto maior país do mundo, com uma área de 8,5 milhões de km, habitada por aproximadamente 199 milhões de pessoas que consumiram 404,3 bilhões de kWh de eletricidade em 2007. É pertinente fazer uma comparação com os EUA, que tem uma área de 9,8 milhões de km com uma população de 307 milhões que consumiram mais de 3800 biliões de kWh em 2008. O Brasil produziu 438,8 bilhões de kWh de eletricidade em 2007 (aproximadamente 80% dos quais foram gerados usando energia hidrelétrica) em comparação com os EUA, que, como o maior produtor e consumidor de eletricidade do mundo, produziu 4110 bilhões de kWh em 2008. O Brasil também importou aproximadamente 42 bilhões de kWh de energia elétrica em 2008 para atender suas demandas. De acordo com o desenvolvimento do Brasil e o crescimento projetado na maioria de seus setores econômicos.
O crescimento da demanda de eletricidade no Brasil deverá crescer a uma taxa constante de 4,8% até 2020, para um total de aproximadamente 700 bilhões de kWh. A adição de capacidade de geração no Brasil deverá atender ao aumento projetado na demanda. É notório que existe um esforço conjunto para diminuir a dependência de energia hidrelétrica no Brasil para atender a demanda de eletricidade de aproximadamente 84% em 2010 para aproximadamente 78% em 2030. Esse esforço é planejado para favorecer os períodos de seca severa no Brasil, como em 2001. A capacidade total instalada de geração com combustível nuclear no Brasil deverá aumentar de 2000 MW em 2006 para 7500 MW em 2030. Entre os recursos não hídricos renováveis no Brasil, a energia eólica parece ser a escolha mais credível e prevê-se que cresça a uma taxa anual de 14,8%, passando de aproximadamente 375 milhões de kWh em 2006 para 6890 milhões de kWh em 2030.
Espera-se que o sistema de transmissão de eletricidade no Brasil se expanda significativamente em paralelo com as adições de capacidade de geração. Isso é possibilitado pelo Plano de Aceleração do Crescimento (PAC) - um plano que prevê a redução progressiva das taxas de juros para investimentos no setor de energia, como nos sistemas de transmissão. Assim, diferentemente dos EUA, espera-se que a infraestrutura de eletricidade no Brasil cresça em todos os setores, como geração, transmissão e distribuição.
A infraestrutura de eletricidade brasileira, diferentemente da dos EUA, deve crescer em todos os setores, a saber, geração, transmissão e distribuição. O desafio no crescimento da infraestrutura de eletricidade em um país em desenvolvimento como o Brasil está inerentemente vinculado ao crescimento social e econômico.
Talvez o impacto mais significativo sob as lentes da Smart Grid em relação à infraestrutura de eletricidade brasileira possa estar relacionado a negócios transnacionais e regulamentações de mercado. Acredita-se que, com a reforma, como as tarifas de tempo de uso, a eficiência pode ser aumentada através da resposta da demanda. Isto pode ser conseguido através da participação ativa dos clientes, possibilitada por tecnologias como os contadores inteligentes.
As PMUs prometem aumentar a confiabilidade da transmissão por meio de um melhor monitoramento em tempo real e conscientização situacional, ajudando a criar modelos melhores de sistemas físicos usando dados pós-evento. Já existem 2 instalações de PMUs no sistema interligado nacional brasileiro (NIS) para aplicações em tempo real e off-line. Essas instalações podem ser muito úteis para entender a assinatura dos eventos que levaram ao apagão da rede elétrica brasileira em 10 de novembro de 2009. Na rede de transmissão brasileira, espera-se que as instalações da PMU aceleram, especialmente após o blecaute de 2009.
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