Copel vai usar estrutura de transmissão para banda larga

A Copel anunciou no começo do mês de julho que vai colocar os 16 mil quilômetros de fibras óticas pertencentes à sua subsidiária de telecomunicações à disposição do governo do Paraná e das empresas provedoras de internet que estejam interessadas em atuar no estado. Segundo a estatal, a medida faz parte de uma ação que visa antecipar os serviços previstos no Plano Nacional de Banda Larga, lançado pelo governo federal no mês de maio.

"Na verdade nós já distribuimos internet no atacado via fibra ótica para grandes clientes, como escolas públicas e órgãos do governo. Neste caso, nossa proposta é aproveitar a espinha dorsal da rede existente e fornecer aos provedores de banda larga a estrutura necessária para que o serviço possa chegar a todos os 399 municípios que a Copel atende no estado do Paraná", explica o Superintendente de Telecomunicações, Carlos Eduardo Moscalewsky.

"Apesar de não ser nosso expertise, observamos uma demanda crescente por internet banda larga e a partir daí acreditamos que existe uma ótima oportunidade de utilizar nossa rede para levar internet a todo estado e de certa forma se preparar para atender ao plano nacional de banda larga em um prazo mais curto", explica o executivo.

A infraestrutura da Copel abrange atualmente 226 municípios paranaenses e poderá ser utilizada pelos provedores locais desde que estes se comprometam a criar planos de banda larga com preços a partir de R$15. "A secretaria da Fazenda do Estado está definindo os critérios para exonerar o ICMS da venda de internet no atacado para os provedores locais que atuarem no Paraná. Com isso, vamos reduzir a nossa margem para conseguir vender o sinal a R$230, preço estipulado no Plano Nacional de Banda Larga"

Uma vez firmados os contratos, a distribuição do sinal ficaria sob responsabilidade dos provedores. Moscalewsky ainda destaca que a rede de fibras óticas permitirá à companhia implantar projetos de redes inteligentes - as chamadas smart grids - no estado, além de representar a chance de alavancar o desenvolvimento tecnológico e social em locais distantes da zona metropolitana.

O município de Fazenda Rio Grande, na Região Metropolitana de Curitiba, foi escolhido para os primeiros testes da Copel. Para o superintendente da estatal, a retomada da Telebrás para gerenciar o Plano Nacional de Banda Larga surgiu como aposta para o sonho da universalização de um sinal de qualidade possa sair do papel. No entanto, o tempo entre implantação e operação do sinal pelo país é considerado longo e a atual estrutura da Copel consegue antecipar o serviço no estado.

"O governo ressucitou a Telebrás com a intenção de criar o acesso à internet de qualidade a todos os cantos do país. É uma ótima iniciativa mas demanda muito tempo de implantação. A partir disso decidimos começar a expandir o serviço no Paraná por meio da nossa rede que já existe e está pronta para operar os sinais via fibra ótica. A distribuição ficaria por parte dos provedores contratantes", conta.

O superintendente da estatal acrescenta ainda que o atual desenho do grid elétrico e de fibra ótica brasileiro é ideal para absorver a demanda de consumidores de internet no Brasil. "Acho que as distribuidoras de energia elétrica deveriam assumir esse papel porque são elas quem tem a concessão sobre postes, torres. O que eu defendo é que uma empresa seja a responsável pela construção da rede e as demais, sejam de telefonia ou energia, possam usar a estrutura pagando tarifas. E isso beneficia o consumidor final porque assim tem o poder de escolha de qual serviço usar", conclui.

Fonte: Jornal da Energia

Smart grid na medição - A medição eletrônica residencial ensaia os primeiros passos

A introdução de redes inteligentes no Brasil começou, enfim, a ganhar contornos mais claros. Como resposta à aprovação, dada pela Aneel em 2009, da troca dos relógios de luz convencionais por medidores eletrônicos, foi formado o Grupo de Trabalho para Implantação de Redes Inteligentes (GTRI), que arregaçou as mangas e já planeja ações de curto, médio e longo prazos para automatizar o gerenciamento do consumo elétrico residencial. 

Como o Brasil apresenta alto nível de automação e integração no setor de transmissão, o foco da aplicação do smart grid será, a princípio, a rota da energia elétrica para o consumidor final. Assim, o primeiro passo do GTRI – criado pela Portaria 440 do MME e composto do próprio ministério e EPE, Cepel, ONS e Aneel – envolve necessariamente a instalação dos medidores eletrônicos.

O problema é que, se a ideia da medição eletrônica é reduzir perdas das concessionárias – calculadas em R$ 5 bilhões anuais pelo Instituto Acende Brasil, ou 5% de toda a energia comprada por essas empresas –, é preciso antes solucionar o exorbitante dispêndio referente à troca dos medidores, que demandará recursos da ordem de R$ 16 bilhões para a substituição de cerca de 40 milhões de medidores eletromecânicos país afora.

“Calculamos o valor de cada medidor em cerca de R$ 200. Assim, o custo total seria de R$ 8 bilhões para comprar os medidores eletrônicos sem os sistemas de comunicação integrados. Com comunicação, os aparelhos dobram de preço. Mas deixaremos isso a cargo das distribuidoras”, adianta o superintendente de Regulação de Serviços de Distribuição da Aneel, Paulo Henrique Silvestri Lopes.

Existem cerca de 65 milhões de unidades consumidoras em baixa tensão no país, mas o governo não inclui no cálculo consumidores de baixa renda e rurais. Por isso a troca envolve 40 milhões de medidores. Para a substituição total, o MME estima que sejam necessários pelo menos dez anos, começando pelas unidades em fim de vida útil ou já com problemas. Assim, como a ação é em médio prazo e haverá participação das próprias concessionárias, o governo espera concluir a troca sem que ela pese no bolso do consumidor.

O GTRI também está identificando potenciais fontes de financiamento, a fim de poupar os clientes de aumentos tarifários, diz o secretário de Energia Elétrica do MME, Josias Matos. “Temos o objetivo de manter a modicidade tarifária, impactando o consumidor da menor forma possível”, afirma Matos, que está à frente do grupo.

Adequação ao Brasil

Pelas contas da Associação Brasileira da Indústria Elétrica e Eletrônica (Abinee), o mercado de medidores residenciais inteligentes poderá movimentar R$ 1,8 bilhão anuais. Entretanto, para o gerente de Marketing do Centro de Pesquisa e Desenvolvimento em Telecomunicações (CPqD), Cláudio Corrêa Leite, o cálculo do investimento a ser aportado no smart grid ainda é uma incógnita, que depende da compreensão dos requisitos brasileiros.

“A receita gerada pela residência típica brasileira é de cinco a dez vezes menor que a americana ou européia, e, portanto, o valor associado a essa redução de consumo também é menor. Por outro lado, temos índices de perda quatro ou cinco vezes maiores que os desses países. É preciso considerar isso ao fazer as contas”, explica o executivo.

Por enquanto, somente a Landis+Gyr oferece medidor inteligente aprovado pelo Inmetro com base no Sistema Distribuído de Medição de Energia Elétrica (SDMEE). A Nansen e a CAM já apresentaram seus protótipos ao instituto de metrologia, mas esses ainda estão em avaliação.

Entre as funcionalidades mínimas exigidas para o medidor eletrônico ser aprovado estão registro de duração de interrupções; operação e leitura remota; medição de potência de carga; comunicação bidimensional; medição de qualidade de energia e nível de tensão.

O Inmetro ressalta que há dezenas de medidores eletrônicos já aprovados e instalados no país, mas estes respondem apenas ao Regulamento Técnico Metrológico.

Fonte: Porta Energia Hoje

Justiça não vai cancelar padronização de plugues e tomadas

A Justiça Federal do Paraná decidiu pela manutenção do processo de padronização de plugues e tomadas do País, que está sendo realizado pelo Instituto Nacional de Metrologia, Normatização e Qualidade Industrial (Inmetro). O Ministério Público Federal no Estado (MPF/PR) havia entrado com uma ação pedindo a interrupção da mudança nas instalações em todo o território nacional.

O MPF alegava que não houve o devido debate sobre o novo padrão e que a questão não havia sido levada à população. A ação também alegava que o modelo brasileiro seria diferente de outros países, o que poderia levar a despesas extras. Em sua resposta, a Procuradoria da União no Paraná afirmou que o novo padrão é mais seguro para os consumidores e não gera custos imediatos e nem elevados.

A União também argumentou que o modelo resultou de uma comissão composta por governo, consumidores, produtores, importadores e acadêmicos. Por fim, a procuradoria sustentou que a medida não foi autoritária, uma vez que o Inmetro trabalha para implantar a padronização desde 2000.

Fonte: Jornal da Energia

Espanhóis investirão R$1,3 bilhão em energia solar no Ceará

Companhia pretende instalar duas usinas nos próximos cinco anos, somando 150MW

A espanhola Braener chegou ao Brasil em fevereiro pronta para fechar negócios na área de energias renováveis. E, após poucos meses no País, a companhia já anuncia metas ousadas. Foram assinados dois protocolos de intenções junto à Agência de Desenvolvimento do Ceará (Adece), prevendo a instalação de duas usinas solares e uma fábrica de painéis fotovoltaicos no Estado. Uma das plantas terá a capacidade total de 100MW e a outra somará 50MW. De acordo com o diretor administrativo da Braener, Juan Enrique Rapetti, os investimentos somariam algo em torno de 600 milhões de euros - ou R$1,3 bilhão.

O executivo ressalta que um dos empreendimentos será tocado em conjunto com outra empresa, a Sky Solar, enquanto o outro será somente da Braener. O objetivo é instalar as usinas em fases. O projeto de 100MW seria feito por módulos, inaugurando 20MW a cada ano e chegando à capacidade total após um período de cinco anos.

"Isso já está bastante avançado. Estamos olhando o local onode poderá começar a ser feita a obra. Os protocolos com a Adece já estão aprovados e agora falta  o contrato com a Agência Nacional de Energia Elétrica, aprovando a venda da energia para a rede nacional", explica Rapetti. Segundo ele, a usina de 100MW deve ficar em Sobral, enquanto a unidade menor, de 50MW, seria no município de Cascavel.

Já a tarifa da energia a ser gerada pelas usinas ainda não está definida, mas o executivo acredita que será "algo em torno de R$600 o MWh". O valor é bem acima do custo de outras fontes renováveis, como a eólica, por exemplo, que terminou o último leilão com um preço médio de R$148 o MWh. Por isso, a Braener atualmente negocia com o Estado do Ceará uma forma de subsídio à geração. A alternativa seria viabilizada por meio do Fundo de Incentivo à Energia Solar (Fies).

Lançado no ano passado, o Fies teve um aporte inicial de R$10 milhões do governo cearense. O objetivo do mecanismo é compensar a diferença entre o valor efetivo da geração solar e a tarifa de energia elétrica praticada no mercado livre.

Fonte: Jornal da Energia

Copa 2014: Paraná garante ações sustentáveis

Da Agência Ambiente Energia - O governo do Paraná terá um grupo de trabalho para estabelecer diretrizes de sustentabilidade ambiental nas obras que serão feitas para a Copa de 2014 que será disputada no Brasil. 

Na semana passada, o secretário do Meio Ambiente e Recursos Hídricos, Jorge Augusto Callado Afonso, e o secretário especial para Assuntos da Copa do Mundo de 2014, Algaci Túlio, assinaram a resolução conjunta n° 06/2010, que cria o grupo.

“Além de promover um evento ambientalmente correto estamos trabalhando para que os projetos realizados para o Estado tenham maior celeridade para a emissão de licenciamentos ambientais”, ressalta o secretário. O grupo de trabalho é formado por representantes dos órgãos, entidades e empresas sob a coordenação da Secretaria estadual do Meio Ambiente e Recursos Hídricos.

Para a elaboração das diretrizes, deverá considerar-se os aspectos culturais, econômicos, sociais, religiosos e políticos que visem promover a sustentabilidade ambiental, aliando-se à conservação e preservação do Meio Ambiente. A resolução está prevista para ser publicada esta semana. O grupo de trabalho é composto por 16 profissionais que representam as seguintes instituições: Sema, IAP, Comec, Instituto das Águas do Paraná, UTFPR, Prefeituras de Curitiba e São José dos Pinhais e o Ministério Público do Paraná.

Pequenas usinas: quando o risco compensa

Por Júlio Santos, da Agência Ambiente Energia - As pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) sempre tiveram tradição no país, estimulando a criação de um parque, hoje, formado por 370 usinas, que somam pouco mais de 3 mil MW. Com a chegada forte das eólicas nos últimos leilões de energia para o mercado regulado – destinado à distribuidoras de energia -, as pequenas usinas perderam atratividade neste terreno. Entre os fatores para esta perda de espaço num mercado que garante segurança e contratos de longo prazo estão a falta de incentivos, o valor da tarifa, o elevado custo para autorização e registro e a demora no licenciamento ambiental.

“A questão é que os custos envolvidos no registro das usinas são muito altos e isso tem onerado muito o empreendedor. Este é um dos fatores que inibem, hoje, este negócio”, observa Tiago Filho, secretário executivo do Centro Nacional de Referência em Pequenas Centrais Hidrelétricas (CERPCH). O resultado é a pequena participação desta fonte nos leilões de energia, com o seu deslocamento para o mercado livre, onde os preços podem chegar a R$ 180 MWh, dependendo das condições do mercado.

Para ele, o empreendedor prefere correr um risco maior para ter ganhos que viabilizem os investimentos. “Hoje, para as pequenas centrais hidrelétricas, a tarifa ideal tem que ser superior a R$ 155 MWh. Inferior a este valor, são poucas as usinas que podem ser viabilizadas”, diz Tiago Filho. Um prova é o volume de pedido de registro na Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), atualmente estimado entre 900 e mil. Nesta entrevista exclusiva ao Ambiente Energia, ele traça um quadro atual dos problemas que afetam a expansão desta fonte.

Agência Ambiente Energia – Por que as pequenas centrais hidrelétricas, antes vistas como um grande negócio, perderam atratividade?

Tiago Filho - As PCHs têm perdido atratividade no mercado fase às outras fontes, principalmente, a eólica, em função do valor da tarifa praticado por esta fontes de energia. No caso da eólica, chegou-se a um preço de R$ 142,00 por MWh. Este é um valor de tarifa que não viabiliza as PCHs, taí a dificuldade para elas entrarem no mercado regulado, que é aquele formado pelos leilões para as distribuidoras. A questão é que os custos envolvidos no registro das usinas são muito altos e isso tem onerado muito o empreendedor. Este é um dos fatores que inibem, hoje, este negócio.

Agência Ambiente Energia – O que é preciso fazer para que elas voltem a ter competitividade neste mercado?

Tiago Filho - Na questão tarifária, é preciso reduzir os impostos de alguns equipamentos, principalmente, os fabricados no país, com a isenção de alguns impostos como o PIS e Cofins, tal como é feito para as eólicas, por exemplo. Hoje, os preços estão altos e os prazos de entrega longos, o que onera os projetos. Na regulação, é preciso rever a questão do registro das PCHs. No caso destas usinas, este processo é muio mais oneroso, pois antes de fazer o registro, é preciso ter o estudo de inventário, que fica por conta do empreendedor. Este é um custo muito elevado, que tem aumentado em função das exigências da Aneel. A morosidade do processo de registro também traz impactos para o custo do projeto. E, por fim, o processo de licenciamento ambiental das PCHs tem se mostrado bastante oneroso.

Da Agência Ambiente Energia – Ter um novo programa de incentivos para fontes alternativas, uma espécie de Proinfa 2, seria uma solução?

Tiago Filho - A criação do Proinfa foi para incentivar as fontes renováveis de energia, principalmente as eólicas, buscando criar mercado para que os fabricantes viessem se instalar no país. Com isso, o programa foi um sucesso, um pontapé inicial para o desenvolvimento das eólicas. As PCHs já têm um mercado mais consolidado do que as eólicas. Elas entraram no Proinfa com uma participação importante e complementar à parte não coberta pelas usinas à biomassa. Hoje, o principal terreno para as PCHs não é mercado regulado, mas sim o mercado livre. Com as condições atuais, não há interesse em colocar as usinas nos leilões de energia voltados para as distribuidoras, enquanto no mercado livre elas estão indo muito bem. Por isso, há que se ter incentivos para, principalmente, reduzir os custos envolvidos neste negócio.

Da Agência Ambiente Energia – O que o senhor considera um valor ideal para viabilizar um projeto, hoje?

Tiago Filho - Hoje, para as pequenas centrais hidrelétricas, a tarifa ideal tem que ser superior a R$ 155 MWh. Inferior a este valor, são poucas as usinas que podem ser viabilizadas. No mercado livre, o preço está na faixa média de R$ 160 MWh, podendo chegar a R$ 180 MWh, dependendo das condições do mercado. Claro que o mercado regulado dá mais segurança para o empreendedor, mas hoje é preferível ter um risco maior para ter ganhos que viabilizem os investimentos.

Da Agência Ambiente Energia – Com estes problemas todos, como o senhor analisa a participação das PCHs no Plano Decenal 2010/2019, que prevê, no período um salto dos atuais 3,1 mil MW instalados para aproximadamente 7 mil MW?

Tiago Fillho - O plano foi bem estruturado e mostra para a sociedade que há interesse do governo em investir nas fontes renováveis de energia, principalmente. No caso das PCHs, o crescimento projeta, mais ou menos, a evolução do Produto Interno Bruto (PIB), com uma taxa anual de 300 MW. Este é um número factível, mas não está levando em conta que cada vez que um potencial é explorado mais difícil fica sendo viabilizar economicamente novas usinas. As boas plantas ou aproveitamentos já foram construídos ou estão sendo explorados. Estão ficando os projetos mais difíceis de serem construídos. Com isso, não se consegue um crescimento linear. Assim, fica um pouco mais difícil de alcançar as metas do Plano Decenal.

Da Agência Ambiente Energia – O CERPCH é uma das principais referência em PCH no Brasil. O que é possível destacar deste trabalho?

Tiago Filho – O centro vem hoje desenvolvendo pesquisas na área de máquinas hidráulicas, principalmente, para turbinas de baixa ou baixíssima queda, com o objetivo de aumentar a eficiência deste tipo de equipamento. No trabalho, é importante ressaltar o convênio com o Ministério de Ciência e Tecnologia para atualizar e modernizar o seu laboratório, além das parcerias que o CERPCH mantém com universidades e centros de pesquisas de países, como Argentina, Colômbia, Chile e Canadá.

Fonte: Jornal da Energia

Minas receberá investimentos de R$264 milhões para PCHs

A Dobrevê Energia assinou nesta quarta-feira (16/06) o protocolo de intenções com o governo de Minas Gerais para a instalação de três novas pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) no Estado. 

Os empreendimentos vão receber um investimento de R$ 264 milhões. Juntas, as usinas terão a capacidade instalada de 52MW. A expectativa é que as obras gerem 350 empregos diretos e mil indiretos.

A construção da PCH Mata Velha, no Noroeste do Estado, deverá ser iniciada ainda neste ano. Os dois outros projetos – PCHs Rio Claro e Varginha - serão instalados nos municípios de Nova Ponte e Uberaba, no Triângulo Mineiro. A previsão é de que o início da operação das plantas ocorra a partir de 2013. A expectativa é de que as três unidades elétricas atinjam um faturamento total de R$ 18,6 milhões em 2012, valor que a partir de 2014 deverá chegar aos R$ 39,5 milhões.

A Dobrevê Energia pertence ao Grupo Dobrevê Empreendimentos e Participações Ltda, que é uma empresa holding de participações. O grupo teve sua origem na diversificação dos negócios da Família Weege e administra investimentos nos segmentos têxtil, geração de energia, logística portuária, dentre outros negócios.

Grupo Dobrevê atua no segmento de geração de energia elétrica desde 2005, agregando usinas ao seu portfólio de negócios, com investimentos no segmento da geração de energia renovável. A empresa já possui usinas em Santa Catarina, Paraná e Mato Grosso. Tem outras duas PCHs em Minas e já atua com a Cemig em parques eólicos no Rio Grande do Norte. Ela ainda deverá construir uma nova usina eólica no Rio Grande do Norte.

Fonte: Jornal da Energia