Estocagem de energia – Mercado explosivo

O mercado de equipamentos de estocagem de energia continua “explodindo”, crescendo a taxas exponenciais.  Só nos EUA, as previsões são de que em 2017 as novas instalações atinjam 6.000 MW, saindo de uma base de apenas 340 MW em 2012-2013.  As previsões constantes da página da Associação de Estocagem de Energia dos EUA indicam que a instalação anual de capacidade adicional deve atingir 40.000 MW em 2022.

Os sistemas de estocagem de energia vêm avançando de maneira acelerada, viabilizando mais instalações solares e eólicas tanto para gestão eficiente das redes de transmissão e distribuição inteligentes quando para assegurar a autonomia dos clientes (após o medidor de consumo individual – industrial, comercial ou residencial).

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Tarifas de pico e fora do pico na energia elétrica – o Brasil avança ou a ANEEL coloca a mão no freio?

Sem sombra de dúvidas, a adoção da assim denominada “tarifa branca” pela ANEEL representa algum avanço, ainda que tardio, de implantação lenta, e sem especificações mínimas sobre que tipos de medidores de eletricidade serão adotados.

Além disso, de um modo geral, o populismo prevalece e tenta-se vender a iniciativa como de interesse apenas do consumidor, e não do conjunto do sistema elétrico, da nação (se esse conceito ainda existe no país) ou, em particular, das concessionárias (tal é a elevação das tarifas nos horários de pico).

Afinal, a arrecadação das geradoras e das concessionárias de distribuição aumenta, permanece estável… ou a ANEEL vende gato por lebre ao afirmar que os consumidores serão beneficiados (se deixarem para tomar seus banhos com chuveiro elétrico  ou usarem suas máquinas de lavar roupa depois das 10 da noite, apesar de terem que acordar às 5 da manhã)? Alô, alô, ANEEL, queremos os números, as planilhas, ainda que com estimativas.

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Recomendações ao Ministro Eduardo Braga – Eficiência na Gestão e Apagão Mal Disfarçado

A adoção das tarifas com bandeiras são apenas uma forma de aumento das tarifas e desconsidera a experiência internacional na área da gestão da demanda de eletricidade.  Um mero aumento das tarifas tem impactos negativos generalizados e não possibilita a utilização economicamente ótima ou mais adequada da energia gerada por hidrelétricas ou termelétricas.

O paradigma adotado pelos países mais amigáveis da utilização saudável da teoria econômica entenderam muito cedo a necessidade de harmonizar a curva da demanda de maneira a utilizar ao máximo e da melhor maneira possível a capacidade instalada de geração.

A compreensão dos princípios econômicos da gestão eficiente é bastante fácil: o sistema elétrico – como o de água, de telefonia e tantos outros – está dimensionado para atender à demanda máxima em qualquer instante,  também conhecida como demanda de pico.  Assim, as instalações permanecem ociosas durante uma boa parte do ciclo de 24 horas, em particular quando muitas as indústrias e o comércio não estão operando, e mesmo a demanda residencial está em seu mínimo.

A linguagem dos países que avançaram no gerenciamento da demanda denomina – há décadas – esses dois extremos de “picos” e “vales” (fazendo um paralelo com a geografia).

Como uma parte do preço da energia está relacionada à remuneração do investimento fixo feito nas instalações geradoras – novamente, hidrelétricas ou termelétricas -, tem-se uma utilização ótima ou muito mais eficiente do sistema quando se desloca a demanda de pico para os horários fora do pico ou de demanda mínima.

Isso não é novidade.  E tanto que há muito as tarifas para os grandes consumidores são diferenciadas de maneira a estimulá-los a deslocar certas atividades de alto consumo energético para a madrugada.

Os avanços tecnológicos permitiram o desenvolvimento daquilo que veio a ser conhecido como smart grids e smart meters.  Basicamente, as concessionárias e os responsáveis pela operação do sistema (no caso do Brasil, o Operador Nacional do Sistema) têm um instrumento para informar aos consumidores em tempo real qual o preço da eletricidade em qualquer momento, bem como qual será o preço da energia ao longo do ciclo de 24 horas, ou nos fins de semana.

Assim, os consumidores residenciais e outros também podem optar por deslocar atividades de intenso consumo energético para horários de menor demanda, quando as instalações físicas estão operando muito abaixo de sua capacidade.  A implantação de tais sistemas não requer mudanças nas redes, mas apenas nos medidores e nos sistemas de gerenciamento de cargas.  Os benefícios são enormes para toda a economia e para o conjunto da sociedade.

Com medidores inteligentes, até mesmo uma dona de casa pode optar por ligar a sua máquina de lavar uma hora mais tarde, deslocando a demanda de pico.

Smart grids e smart meters – cuja presença vem se universalizando nos países mais desenvolvidos – não são exatamente uma novidade no Brasil.  De fato, em meados de 2012, um dos gigantes mundiais de todos os tipos de equipamentos e de gestão de energia – a Siemens – anunciou a aquisição de uma empresa brasileira que já vinha atuando no ramo.

Mais ou menos na mesma época, a Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL – maior grupo do setor elétrico brasileiro – iniciou o primeiro projeto piloto com alguma escala objetivando atender 20.000 usuários.

Com a já usual – demasiadamente usual – instabilidade dos marcos regulatórios brasileiros, já em janeiro de 2013 a ANEEL mudou as regras do jogo, o que resultou numa redução do mercado – estimado de US$ 10 bilhões – à metade, com prejuízos para a geração de empregos e para a boa gestão do sistema elétrico brasileiro.

Como é crescente a velocidade com que medidores inteligentes vêm sendo adotados em países com políticas de eficiência energética verdadeiramente sérias, já é tempo de deixar de lado as oscilações de humor da ANEEL E fazer algum planejamento para deixar de lado as “bandeiras” que punem os consumidores sem, lhes dar opção ou aumentar a eficiência da gestão, acelerando a opção pela adoção dessas novas tecnologias.

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Há décadas, os “apagões” ou o racionamento de eletricidade é feito com previsão de horários, o que fazia com que pessoas não pegassem elevadores minutos antes dos cortes de eletricidade e evitassem outros inconvenientes.  Isso já ocorria quando a canção dizia “Rio de Janeiro/cidade que me seduz/de dia falta água/de noite falta luz.  Assim como está sendo feito agora, fingindo acidentes, os prejuízos e incômodos são muito maiores, com riscos de queima de aparelhos e equipamentos, além de muita gente presa nos metrôs de São Paulo.

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Já é mais do que tempo de incentivar e facilitar a micro geração distribuída, além de muitas outras iniciativas de eficiência energética, na geração, na transmissão, e na distribuição.  Não dá para ficar de braços cruzados esperando que a área econômica resolva todos os problemas do país!

 

 

Solar no Brasil – Engatinha, Mas….. Aprenderá a Andar?

O Brasil engatinha na energia fotovoltaica, que difundiu-se bastante em outros países.   Aqui, não temos a tecnologia e nem fábricas de paineis solares.  Nada muito diferente do que acontece com a energia eólica.

Em 2013, de maneira um tanto displicente, o governo realizou um leilão para aquisição de energia de diversas fontes renováveis, mas a energia fotovoltaica não teve sequer chances de entrar na disputa seriamente.  A energia eólica conseguiu um preço médio de pouco mais da metade do valor que viabilizaria a energia solar por mega-watt-hora.

Antecipando-se à expectativa de novos leilões, a Tractbel, do grupo francês GDF Suez, em parceria com outras 12 empresas, implantou, na cidade de Tubarão, em Santa Catarina, a maior usina solar do país até o momento, com capacidade de geração de apenas 3 MW, o suficiente para abastecer não mais do que 2,5 mil residências.  Prevê-se para agosto de 2015 uma central fotovoltaica ainda maior no semi-árido baiano um central fotovoltaica um pouco maior, com capacidade instalada de 4,8 MW.

Apenas para comparação, as quatro maiores centrais fotovoltaicas do mundo têm 290 MW, no Arizona, 250 MW na Califórnia, 210 MW em no estado de Gujarat, na Índia, e 200 MW na China.  Em termos de distribuição percentual por países, em 2013 a Alemanha tinha 27% da capacidade mundial instalada, a China (incluindo Taiwan) 13%, a Itália 12% (os demais países da Europa, excetuados Alemanha e Itália, 19%, os EUA 11%, o Japão 10% e o restante do mundo 8%.

Esses números estão mudando rapidamente, já que Índia e China estão implantando programas muito ambiciosos de energia solar – em grande parte para lidar com a poluição gerada pelas termelétricas a carvão.  Só em 2013, a capacidade instalada de geração fotovoltaica na China ampliou-se em 12.000 MW (muito mais do que a maioria das hidrelétricas brasileiras, cerca de 2/3 da capacidade de Itaipu Binacional).  Sempre é bom lembrar que a Índia, além de colocar satélites em órbita, já colocou um em Marte – ou seja, a diferença tecnológica é devastadora).

Agora, o governo brasileiro marcou para 31 de outubro de 2014, um leilão para aquisição de energia solar fotovoltaica.  Certamente, o governo poderia conceder um prazo maior e exigir que os painéis solares fossem fabricados no Brasil, mas esse tipo de decisão de assegurar a transferência de tecnologia – a prática usual da China à Califórnia, quando se trata de compras governamentais – não consta do contrato elaborado pela ANEEL.  Seria uma boa oportunidade de assegurar a absorção e a disseminação da tecnologia, já que as grandes centrais solares são apenas uma fração do mercado, e painéis mais baratos poderiam ajudar a energizar edificações de todos os tipos com esse essa tecnologia, incluindo as grandes cidades, onde abundam os amplos telhados.

No edital, o governo poderia, também, assegurar que fossem transferidas para o Brasil as melhores tecnologias de fabricação de painéis solares, mais eficientes e com tendências à redução nos custos por unidade de eletricidade gerada (já existem pelo menos 3 gerações de tecnologias para painéis solares), de maneira a que o Brasil não se tornasse um mercado para tecnologias obsoletas ou a caminho de se tornarem obsoletas.

De fato, a possibilidade da micro-geração descentralizada com venda da eletricidade para a rede já existe, mas esse dispositivo do regulamento do mercado de eletricidade ainda não “pegou”.  Sabe-se que na Alemanha, como em outros países, quando o governo decidiu estimular essa fonte de energia cuidou de aspectos econômico-financeiros – como a possibilidade de amortização nos mesmos prazos dados ao financiamento das edificações -, além de incentivos tributários para fortalecer a indústria local.  E, além disso, há necessidade de  treinamento dos instaladores, já que esse custo é bastante significativo na composição do preço final.

Ainda há muito por fazer, e uma grande parcela desse “muito” pode depender dos governos estaduais e até mesmo municipais, com isenções de ICMS (na venda dos painéis e na venda da energia gerada por essa fonte) e de ISS (na instalação).   Estudos recentees mostram que os custos de instalação nos EUA vêm caindo bastante,  mas continuam muito superiores aos da Alemanha.  No Brasil, os vários níveis de governo não gostam muito de isenções tributárias usualmente utilizadas nos países avançados para “criar mercados” para novas tecnologias, talvez porque sequer pensem que tais isenções são concedidas por períodos limitados, ao final dos quais a sua necessidade é reavaliada.

Há que dinamizar o conjunto do mercado e, para isso, os exemplos externos não deveriam ser desconsiderados.  Assim, poderiam ser bastante reduzidos os riscos de “apagões” decorrentes da baixa disponibilidade de água nos reservatórios das hidrelétricas.

Ao trabalho!

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Para os mais interessados, encontra-se disponível um excelente relatório da Agência Internacional de Energia sobre a evolução das tecnologias, tendências e composição de preços da energia fotovoltaica.

 

 

 

 

 

 

 

O preço-teto deve ser divulgado a partir desta semana. “Estamos dispostos a pagar mais caro para desenvolver uma massa crítica em termos de indústria e fornecedores. Assim, à medida que o preço cai, teremos uma estrutura montada”, diz Maurício Tolmasquim, presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), braço de planejamento do Ministério de Minas e Energia (MME).

 

Neste ano, pela primeira vez, o Plano Decenal de Expansão de Energia, que está em consulta pública, incluiu a energia solar na matriz energética brasileira. A previsão é de que até 2023, a capacidade instalada da energia solar no Brasil saia do zero para 3,5 mil MW, de um total de 195 mil MW. Na Alemanha, país que virou referência na geração de energia renovável, a capacidade já supera, hoje, os 25 mil MW.

Desperdício do Potencial Hidrelétrico – Desleixo ou Submissão às Grandes Empreiteiras?

Parece inacreditável, mas o Brasil ainda desperdiça uma imensa quantidade de energia gerada por suas hidrelétricas.

O Operador Nacional do Sistema – ONS solicitou – quando poderia determinar – que usinas hidrelétricas desliguem as suas turbinas durante a madrugada ou quando a energia por eles gerada não estiver sendo utilizada.  A notícia, que pode ser lida aqui, passou desapercebida da grande imprensa.  Abaixo, são transcritos dois trechos de uma notícia:

“Em mais um sinal de agravamento nas condições de suprimento de energia, o Operador Nacional de Energia Elétrica (ONS) tem solicitado a alguns geradores que desliguem ou alterem o modo de operação de algumas turbinas de suas hidrelétricas durante a madrugada para economizar água dos reservatórios. A medida tem sido adotada em algumas usinas de Furnas, da Cemig e da AES Tietê, além da hidrelétrica de Itaipu.

“(…) essa situação mostra que o operador e o governo federal estão usando todos os recursos técnicos disponíveis para evitar ao máximo o racionamento de energia.  (…) No domingo, 13, os reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste, o mais importante do País, operavam com 36,77% da capacidade.”

Pois nem o governo e nem o Operador do Sistema – e, de fato, ninguém – está usando de uma pequena fração dos recursos ténicos disponíveis para evitar um racionamento.  Se estivessem, já teriam avançado e muito com a repotencialização das hidrelétricas, começando pelas mais antigas.

A repontecialização consiste, basicamente – ainda que não apenas – na troca das unidades geradoras por outras mais modernas e muito mais eficientes.  Exatamente como trocar um motor de um veíiculo de 30 ou 50 anos atrás pelo motor de um veículo moderno. A troca aumenta a capacidade de geração das usinas hidrelétricas, pode ser feita em muito menos tempo do que a construção de uma nova hidrelétrica, além de se pagar num período bastante curto.

Mas essas iniciativas não interessam às empreiteiras que comandam o orçamento de obras públicas do setor elétrico.  Adotado esse caminho, os investimentos maiores são em novos equipamentos, em não na construção de barragens.

Em 2007, o assim chamado governo já sabia, havia muito, que a repotencialização é possível e os resultados de estudos de viabilidade ja se encontravam disponíveis.

“O custo do KW instalado com a repotencialização seria de US$ 500 a US$ 600, bem abaixo dos US$ 1.200 a US$ 15.000 necessários, hoje, para a construção de novas usinas.” – afirmava o professor de pós-graduação em energia da USP, Célio Berman. Segundo ele, o Brasil podia, então, conseguir adicionar 8.000 MW de capacidade de geração apenas com a repotencialização, isto é, sem a construção de novas hidrelétricas.  E mais, poderia reduzir pelo menos de 15% para 10% as perdas técnicas na transmissão e na distribuição de energia elétrica, disponibilizando, assim, 4.500 MW adicionais de eletricidade para o consumo.

Em 2010, analistas do setor apontavam para a responsabilidade da ANEEL – outra agência dedicada apenas às trivialidades das concessões e das revisões dos contratos – nos obstáculos à repotencialização das hidrelétricas brasileiras.

A ANEEL é um belo exemplo das muitas vitórias da burocracia mais medíocre sobre os interesses maiores da nação e, de uma certa forma, do próprio governo, que aceita o loteamento de cargos nas agências regulatórias. Sob a alegação da existência de um “vácuo jurídico”,  a ANEEL se espojava no assunto como se a resolução do problema comportasse mais do que uma única alternativa: o aumento no valor da concessão, que afinal é a única que cabe em seus poucos neurônios.

Pouco tempo depois um grande número de empresas geradoras tiveram as suas concessões simplesmentes estendidas, sem a parolagem do “vácuo jurídico”.

Quem tiver interesse ou paciência de colocar as palavras “repotencialização” e “hidrelétricas” no sistema de busca na internet encontrará um sem número de notícias e estudos.

Mas a inércia prevalece. À repotencialização pode-se e deve-se acrescentar a automação das hidrelétricas que permite a otimização, ganhos de eficiência e de segurança na operação do sistema.

Além disso, de lá para cá novas tecnologias de redução de perdas nas linhas de transmissão de longa distância já chegaram ao Brasil através de empresas chinesas que venceram as concorrências para a construção e a operação de um grande número dessas linhas – reduzindo em muito o tempo de retorno de seus investimentos.

Parcerias público-privadas (PPP) são caminhos excelentes para reduzir os investimentos diretos do governo ou mesmo das concessionárias das hidrelétricas mais antigas.  A atração dos fundos de pensão dessas concessionárias para tais parcerias facilita o processo porque o diálogo se dá com profissionais do ramo, além de garantir a segurança dos pensionistas (atuais e futuros) dessas empresas.

Acorda, Brasil.  É só sair da inércia… e da submissão aos interesses das grandes empreiteiras – no passado conhecidas como  “barrageiras” – que só querem mesmo e só sabem colocar concreto, emitir faturas por medição e negociar aditivos aos contratos originais, sem nunca se preocuparem em prestar um melhor serviço aos clientes.  Em países sérios, obras são conduzidas por empresas de engenharia, nunca por empreiteiras.  As empreiteiras brasileiras, hoje, subcontratam a engenharia, que consideram um apêndice ou componente acessório à gestão dos contratos.