mediÇÃo eletrÔnica na baixa tensÃo · 2009-05-18 · introdução este documento apresenta...
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MEDIÇÃO ELETRÔNICA NA BAIXA TENSÃO
Contribuição a Consulta Pública nº 0015 /2009, de 28.01.2009, publicada por
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica
Introdução
Este documento apresenta informações por parte da IBM BRASIL – INDÚSTRIA, MÁQUINAS E SERVIÇOS LTDA (IBM), em resposta a consulta da ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica quanto a Medição Eletrônica na Baixa Tensão, por meio das perguntas associadas aos itens abordados no documento publicado pela ANEEL, “Documento Anexo a Nota Técnica 0013/2009 – SRD / ANEEL de 28.01.2009.
Esperamos ter contribuído para os estudos da ANEEL / SRD, alertando que a IBM não teve a intenção de exaurir os assuntos aqui tratados e realizou análise para responder com base nas informações do Anexo citado acima, bem como, embasados por informações, experiências de projetos e estudos compartilhados com diversas IBMs, de outros países, cuja implementação deste tipo de mudança encontrase em estágio mais avançado. Importante enfatizar que estas informações, experiências e estudos citados advém do trabalho de um time de profissionais e executivos que têm se dedicado a avaliar e se engajar na definição de novas tecnologias, processos, benefícios para a comunidade, consumidores, sustentatibilidade, preservação ambiental e melhoria da qualidade dos serviços especificamente do setor de energia, porém, com um foco / visão global e não apenas de um país, bloco de países ou continente.
Em uma visão ainda mais abrangente do papel da IBM, corporativamente, no mundo, a empresa lançou um projeto mundial “Smarter Planet” de trabalhar por um planeta mais inteligente, com enfoques de desenvolvimento em várias áreas, sendo uma delas, a de Energia. Muito mais informações podem ser encontradas no site www.ibm.com.br.
A IBM salienta que as informações apresentadas podem sofrer alteração a qualquer tempo, sem aviso prévio, tendo em vista que tecnologias, melhores práticas, processos, recursos de telecomunicações e similares são dinâmicos e como tal, sofrem atualizações ou mesmo perdem sua utilidade / validade, em curto espaço de tempo.
Gostaríamos de ter oportunidade de falarmos em mais detalhe sobre o conteúdo deste documento e debater pessoalmente com os responsáveis da ANEEL / SDR por esta iniciativa. Além disso, solicitamos que nos sejam informados demais estudos e/ou publicações da ANEEL após análise de todas as respostas colhidas das demais empresas consultadas e/ou que voluntariamente apresentaram suas análises, bem como para participar de outras iniciativas que a ANEEL possa ter, em relação ao tema principal e/ou temas relacionados ao exposto no Anexo e/ou nas informações deste documento.
Nossas respostas referemse aos seguintes itens:
1. Resposta aos questionamentos ANEEL NT 013/209 SRDANEEL2. Cap. 4 Análise das funcionalidades da medição eletrônica3. Cap. 5 Sistemática de análise dos custos e benefícios da medição eletrônica no Brasil4. Cap. 6 – Aspectos relevantes para a execução de projetos pilotos5. Cap. 7 – Aspectos regulatórios relevantes
Cap. 4 Análise das funcionalidades da medição eletrônica
4.a. Quais grandezas elétricas deveriam ser medidas pelo equipamento eletrônico no Brasil?
Os medidores eletrônicos têm a capacidade de permitir a medição de diversas grandezas elétricas sem a necessidade de volumes significativos de espaço para tal. Além das grandezas elétricas, a tecnologia atual permite que os medidores eletrônicos também registrem indicadores de outras naturezas, como comerciais e de qualidade de serviço.
Existe, no Brasil, para o grupo A, o conceito de UFER/DMCR para, de certa forma, recompensar a distribuidora de energia quando há carga reativa na rede que esteja além do limite estabelecido (atualmente Fator de Potência de 0,92). Este conceito deveria ser aproveitado e aplicado aos consumidores do grupo B em todas as suas subcategorias (conforme Resolução ANEEL N. 456, de 29 de novembro de 2000), garantindo que sejam devidamente compensados os investimentos na rede por conta do crescimento das cargas nãolineares (fontes chaveadas, iluminação PL, motores, entre outros).
Adicionalmente, em vista da legislação existente sobre indicadores de qualidade do serviço prestado pela distribuidora, entendese que os medidores deveriam também registrar esse tipo de informação para fins de atendimento às exigências estabelecidas, de forma individualizada por consumidor.
Por fim, em função da existência de duas categorias de consumidores quando houver a geração distribuída (consumidores gerando energia para o sistema elétrico quando houver necessidade), os puramente consumidores e os cogeradores, entendese que há a necessidade de separar os medidores em duas categorias: medidores de dois quadrantes (destinados aos puramente consumidores) e medidores de quatro quadrantes (destinados aos consumidores cogeradores). Há, também, a necessidade de desenvolvimento de medidores especiais para veículos elétricos ou híbridos que venham a conectarse à rede elétrica para que o faturamento da energia consumida com a recarga das baterias seja devidamente realizado, bem como eventuais fornecimentos de energia para a rede pelos veículos a ela conectados sejam devidamente recompensados (mesmo que o cliente esteja conectado fora de sua área de contrato, ou seja, sua residência, propriedade rural e/ou estabelecimento comercial).
Caso a diferença de custo entre as duas modalidades seja irrisória para grandes volumes (foco desta consulta), propõese a adoção do medidor de quatro quadrantes para todas as subcategorias do grupo B.
Com o cenário acima exposto, considerase necessária a medição das seguintes grandezas elétricas pelos medidores eletrônicos no Brasil (independentemente de serem mono ou polifásicos):
• Para os medidores de dois quadrantes (unidirecionais para o fluxo de energia):Energia ativa (kWh), energia reativa (kvarh), demanda ativa (kW), demanda reativa (kvar), fator de potência, potência ativa (W) (com sinalização de sentido), potência reativa (var), tensão (V), corrente (A), frequência (Hz). Além das grandezas elétricas, sugerese que os medidores registrem as seguintes informações:
DIC, FIC, UFER, DMCR, Data, Hora.
• Para os medidores de quatro quadrantes (bidirecionais para o fluxo de energia):Energia ativa consumida (+ kWh), energia ativa fornecida à rede ( kWh), energia reativa (kVArh Q1..4) em cada um dos 4 quadrantes, demanda ativa (kW), demanda reativa (kvar), fator de potência (com indicação de quadrante), potência ativa (W) (com sinalização de sentido), potência reativa (var) (com sinalização de quadrante), tensão (V), corrente (A), freqüência (Hz). Além das grandezas elétricas, sugerese que os medidores registrem as seguintes informações:
DIC, FIC, UFER, DMCR, Data, Hora.
Nota importante: a medição de grandezas e o registro das grandezas são conceitos totalmente dissociados. Este tópico trata apenas da disponibilização de registradores internos com as grandezas medidas. Sugerese que cada concessionária defina, em função de sua necessidade, o interesse ou não por registrar essas grandezas em memória com intervalos de n minutos para as grandezas horárias e valores de máximo e mínimo (com carimbo de data e hora) para as grandezas instantâneas.
4.b Quais funcionalidades incorporadas ao medidor deveriam ser consideradas minimamente necessárias para a implantação deste novo sistema de medição?
Uma das maiores contribuições dos medidores eletrônicos para um sistema mais inteligente é o de prover a capacidade de automação de atividades operacionais da concessionária, bem como o monitoramento de indicadores de qualidade do serviço prestado, permitindo à concessionária distribuidora de energia maior controle de sua rede e melhora na qualidade dos serviços prestados aos seus consumidores.
Neste tópico, embora estejam sendo discutidas as funcionalidades incorporadas ao medidor sem menção quanto a estas funcionalidades estarem presentes interna ou externamente ao equipamento, defendemos que as funcionalidades devam preferencialmente ser externas ao medidor e que este medidor adote um padrão aberto para comunicação. Com isso a concessionária distribuidora de energia terá flexibilidade para mudanças e atualizações em seu parque de equipamentos sem interferência na parte metrológica dos equipamentos.
Para que haja flexibilidade na escolha dos dispositivos acoplados ao medidor, a IBM defende a adoção de protocolo aberto no medidor, mas que siga padrões de segurança e codificação adotados por outros segmentos de mercado (bancos, governo, entre outros), a fim de proteger os medidores e a rede de comunicação quanto a manipulações indesejadas. Este tema é tratado mais adiante.
As funcionalidades minimamente necessárias são: • Alerta de identificação de irregularidade na instalação elétrica (o método de deteção
pode diferir por fabricante e modelo de medidor, mas o alerta é comum)• Alerta de acesso ao interior do medidor (“abertura de tampa”)
• Alerta de erro no medidor (‘watchdog”)• Alerta de violação dos limites de temperatura interna do medidor• Alerta de inversão do fluxo de carga para medidores unidirecionais• Tarifação diferenciada com postos horários fixos• Tarifação diferenciada com postos horários flexíveis comandados remotamente (tarifação
em tempo real) para medidores presentes em consumidores cogeradores e veículos elétricos/híbridos
• Comunicação bidirecional (protocolo e interface de comunicação)• Dispositivo que permita ações de corte e religação remotos pela distribuidora (com
deteção de tensão no lado da carga antes de acionar a religação como proteção à instalação elétrica)
• Limitação de potência• Limitação de consumo• Prépagamento• Limitação de fator de potência acima de determinada carga• Atualização remota da carga de programa (firmware e parâmetros) dos medidores e
dispositivos a ele acoplados• Envio de mensagens ao consumidor via mostrador remoto (p.ex. indicação de tarifa, e
consumo) caso o acesso ao medidor seja restrito (cubículos de medição ou medição exteriorizada)
• Controle individualizado, pelo próprio consumidor, de demanda, fator de potência e consumo (via portal WEB ou mostrador remoto inteligente)
• Log de eventos com data e hora (DIC, FIC, alarmes)
• Opcional e definido pela própria concessionária distribuidora de energia: registro em memória de massa das grandezas horárias com capacidade para n dias.
4.c Quais os parâmetros de segurança da informação deveriam ser definidos como obrigatórios para o tráfego de dados entre a distribuidora e a unidade consumidora? O protocolo de comunicação deve ser público ou ficar a critério da distribuidora.
A IBM entende que as informações devam ser cifradas e associadas a uma autenticação (por exemplo assinatura digital) entre os pontos que se comunicam (interfaces e medidor, concessionária e interfaces e/ou medidor).
E ainda, que o protocolo seja público, mas que esteja restrito à camada de Aplicação do modelo OSI (Open System Interconnection da ISO), não interferindo na camada Física (OSI). Isto permite que novas tecnologias de comunicação possam aportar sem restrição, uma vez que cada tecnologia possui suas próprias peculiaridades quanto aos aspectos técnicos (endereçamento, roteamento, tamanho de pacote de dados, priorização de mensagens, correção de erros, entre outros).
4.d Como deveria ser garantido que a informação não seja perdida em caso de falta de energia? Por quanto tempo essa informação deveria ficar guardada no medidor?
Os últimos valores dos registros de energia, demanda e o Log de eventos devem ser mantidos na memória do medidor a fim de que possam ser lidos assim que seja restabelecida a alimentação dos medidores, independentemente do prazo de falta de energia. Tecnologias atuais já contemplam este tipo de armazenamento de dados e a ANEEL deve restringirse apenas a comentar que as informações devem ser armazenadas indefinidamente.
Sem pesquisar outras normas ou leis que possam se aplicar, no caso de Memória de Massa, a IBM entende que a manutenção dos dados por pelo menos 35 (trinta e cinco) dias, com o uso de baterias especiais cuja vida útil mínima seja de 15 (quinze) anos quando operadas dentro dos limites de temperatura definidos para o medidor.
4.e O mesmo conjunto de funcionalidades mínimas do medidor eletrônico deveria ser disponibilizado a todos os consumidores de baixa tensão ou deveriam existir especificações distintas por classe de consumidores?
Os medidores devem ser os mesmos e que as funcionalidades (p.ex. prépagamento, limitação de potência...) devam ser ativadas ou desativadas remotamente pela concessionária distribuidora de energia. Com esta medida conseguese economia de escala e viabilizase a rápida adoção dos medidores eletrônicos e suas interfaces funcionais.
Notese que esta afirmativa serve também para medidores de quatro quadrantes, como mencionado no item 4.a..
4.f O mesmo sistema de comunicação para tráfego de dados deveria ser exigido para todos os consumidores da área de concessão/permissão ou a forma de coleta das informações disponibilizadas pelo medidor eletrônico deveria ficar a critério da distribuidora?
A IBM entende que o tráfego das informações deve ser preocupação das distribuidoras, pois elas conhecem muito bem o nível de dispersão de seu parque metrológico e as dificuldades de acesso aos consumidores e medidores.
Certamente uma única tecnologia, hoje, não atende, com efetividade técnicofinanceira, a todas as necessidades de campo das concessionárias distribuidoras de energia.
5. Sistemática de análise dos custos e benefícios da medição eletrônica no Brasil
5.6. Questões associadas
5.a Quais estudos e dados poderiam embasar a definição da vida útil do medidor eletrônico, do concentrador e do sistema de comunicação de dados?
Para definir a vida útil dos ativos de medição eletrônica devem ser utilizados teste de aceleração de vida útil (Accelerated reliability testing – Elevated temperature and humidity) de acordo com procedimentos definidos na IEC 62059311. Estes testes e metodologias, quando ajustados as característica meteorológicas nacionais podem também ser aplicados ao concentrador e elementos de comunicação, para determinação da vida útil de cada um dos destes componentes.
O grupo da ABNT (CE 03 13.01, GT13) que trata do assunto Confiabilidade dos Medidores Eletrônicos, precisa ter suas atividades aceleradas e ampliada para incluir os demais componentes (concentrador e elementos de comunicação), com o resultado dos trabalhos utilizados para fechar o entendimento entre confiabilidade e vida útil, para que assim a definição da vida útil, possa ser adotada nos cálculos de amortização do investimento em cada componente associado a medição.
5.b Qual é a destinação e quais as soluções para o descarte dos medidores retirados de campo? Quais são as propostas e projetos para a destinação final dos medidores e seus componentes?
Como todas as partes dos medidores eletromecânicos são recicláveis (vidro, metais, etc.), os descartes são de fácil destino, o fabricante provavelmente tem interesse no descarte destes produtos.
Para os medidores eletrônicos a situação exige um pouco mais de atenção mesmo já existindo legislações ambientais (ex.: NBR 10.004/2004, CONAMA 257/1999) nacional e/ou regional. Para esta família de medidores, precisase garantir que os fabricantes treinem empresas terceirizadas, para receber e dar a destinação final das peças desses equipamentos ou deverão possuir infraestrutura própria e propícia para o desmonte e descarte das peças dos medidores eletromecânicos e/ou eletrônicos que forem substituídos, sejam eles medidores eletromecânicos ou eletrônicos.
5.c Quais são as considerações e sugestões sobre os itens apresentados anteriormente para a sistemática de análise dos custos e benefícios?
A base para a definição de fórmulas de amortização de investimentos e depreciação do equipamento, deve vir das análises de custos e benefícios de implementação da nova tecnologia e da disponibilização de novos produtos e serviços, além da melhoria da qualidade do fornecimento de energia. Alguns dos pontos que podem ser quantificados como a seguir:
1 Para as concessionárias:
Substituição do parque atual e a periodicidade de substituição do novo, no tocante a equipamentos e mão de obra (custos/investimento);
Melhor classe de precisão dos medidores ;
Maior vida útil com maior precisão;
Redução das perdas técnicas (autoconsumo do medidor);
Recuperação de receita por redução de furto/roubo de energia;
Faturamento de energia reativa;
Redução dos custos nas operações de Corte e Religa;
Redução dos erros e custos de leitura;
Redução dos acidentes de trabalho no processo de Leitura e Corte / Religa;
Maior conhecimento do sistema de distribuição (análise da demanda);
Melhoria na qualidade do fornecimento de energia e acompanhamento das variações.
Automação da distribuição, monitoramento dos circuitos e carregamento dos transformadores;
Melhoria da Curva de carga (através de aplicação de diferentes tarifas em diferentes horários durante o dia) – sua adequação tem como conseqüência a postergação de investimentos em geração, transmissão e distribuição;
Evitar Custo com a redução na compra de energia pelas distribuidoras;
Redução dos custos com o Callcenter;
Oferta de novos serviços / produtos.
2 Para os clientes:
• Tarifas mais adequadas ao seu perfil;
• Redução da tarifa pela redução das perdas técnicas e comerciais;
• Agilidade e redução dos custos nas operações de corte e religa;
• Agilidade e particularidade na transferência e pagamento do consumo realizado em locações provisórias ou na transferência;
• Segurança física patrimonial pela não necessita da entrada de pessoas estranhas para serviços de leitura, corte e religa;
• Agilidade na restauração das faltas do sistema elétrico pelo monitoramento por parte das distribuidoras e dispensa da necessidade de telefonema por parte do cliente para os serviços de prontidão;
• Gerenciamento detalhado (horário) do consumo individual;
• Ter acesso a novos serviços e produtos.
Conforme estudado e comprovado pelos demais países, com base no Anexo técnico da ANEEL, que já iniciaram o processo de substituição de seus parques de medidores, a médio e longo prazo qualquer custo será suprimido pelos benefícios da medição eletrônica e funcionalidades vinculadas. Contudo, isto não nos permite esquecer os custos que serão sentidos de imediato pelo lado financeiro das distribuidoras. Para a redução de impactos deste, sugerimos que o processo de migração seja planejado e executado em um intervalo de tempo equivalente a vida útil do equipamento, ou seja cada empresa levaria o equivalente a vida útil dos equipamento por ela escolhidos para substituir 100% do seu parque.
6. Aspectos relevantes para a execução de projetos pilotos
6.4. Questões associadas
6.a Quais poderiam ser a dimensão e área de abrangência dos projetos pilotos? Em quais regiões do país deveriam ser realizados esses projetos?
A IBM sugere que os pilotos tenham as seguintes preocupações:
• Levantar e avaliar aspectos operacionais para a implantação em massa de medidores eletrônicos com funcionalidades adicionais;
• Avaliar diferentes meios de comunicação em diferentes condições de campo (p.ex. PLC rural e urbano, RF rural e urbano) e questões de manutenção e índice de falhas na comunicação;
• Levantar e avaliar dados de campo quanto ao comportamento dos equipamentos em diversas condições de uso, a saber:
o Ambiente com alta incidência de descargas atmosféricaso Ambiente com grandes variações de temperatura nos ciclos de 24 horaso Ambiente com alta umidade ao longo do anoo Ambiente com período extremamente seco seguido de período com alta umidadeo Ambiente sujeito a altas temperaturas por longos períodos de tempoo Ambiente sujeito a ações de maresiao Ambiente de montanhas (variação constante de temperatura e umidade)
• Preparar os sistemas existentes nas empresas para o alto volume de dados transacionados e processados.
Por conta do vasto território, os projetospiloto devem ocorrer em diversas regiões do país e, eventualmente, envolver mais de uma distribuidora de energia quando houver algum aspecto relevante a ser considerado.
Adicionalmente, os medidores eletrônicos, isolados de qualquer forma de comunicação, já existem no Brasil e em volume já significativo, não tendo, assim, qualquer justificativa para projetospiloto.
Por meios de comunicação, conforme amplamente utilizado a seguir, entendese, não se limitando a: PLC (Powerline Communication) de largura estreita de banda bidirecional, PLC de banda larga bidirecional, RF de rede fixa bidirecional, RF do tipo MESH, GPRS / EDGE, WiMax, rede digital de TV a cabo, ADSL. Com este cenário em mente, a IBM ilustra o seguinte escopo e abrangência:
• Levantar e avaliar aspectos operacionais para a implantação em massa de medidores eletrônicos com funcionalidades adicionais:
• Um projeto envolvendo 250.000 consumidores e pelo menos 2 diferentes meios de comunicação em uma distribuidora cujo território de concessão possua alta concentração de consumidores . Este projeto tem o objetivo de avaliar e desenhar os procedimentos de campo para alta eficiência operacional quando o programa for implantado. As boas práticas seriam divulgadas. O prazo para implantação seria de 3 meses e 9 meses de observação das questões associadas à manutenção e sistemas (gestão de equipes de campo, ordens de serviço, integração ao faturamento, atendimento ao consumidor, entre outras), totalizando 12 meses.
• Um projeto envolvendo 150.000 consumidores e pelo menos 3 diferentes meios de comunicação em uma distribuidora cujo território de concessão possua baixa concentração de consumidores por cidade e envolvendo áreas rurais . Este projeto tem o objetivo de avaliar e desenhar os procedimentos de campo para alta eficiência operacional quando o programa for implantado. As boas práticas seriam divulgadas. O prazo para implantação seria de 4 meses e 8 meses de observação das questões associadas à manutenção e sistemas (gestão de equipes de campo, ordens de serviço, integração ao faturamento, atendimento ao consumidor, entre outras), totalizando 12 meses.
• Avaliar diferentes meios de comunicação em diferentes condições de campo (p.ex. PLC rural e urbano, RF rural e urbano)• Projetospiloto envolvendo 2.000 consumidores e pelo menos 20 transformadores
numa área específica com um único tipo de comunicação entre os medidores e eventuais concentradores ou pontos de rede da distribuidora. Mais de um projeto pode ocorrer na mesma distribuidora, desde que envolvendo outra tecnologia de comunicação.
o Sugestão de distribuidoras: qualquer distribuidora de energia.
• Levantar e avaliar dados de campo quanto ao comportamento dos equipamentos em diversas condições de uso. Cada amostra não deverá ser inferior a 10.000 medidores. O tempo de instalação deverá ser inferior a 45 dias corridos e a avaliação, incluindo o tempo de instalação, deverá ser de 12 meses.
• Ambiente com alta incidência de descargas atmosféricaso Sugestão de distribuidoras: distribuidoras nas proximidades da região de
Campinas, SP e de Palmas, TO
• Ambiente com grandes variações de temperatura nos ciclos de 24 horaso Sugestão de distribuidoras: distribuidoras na região centrooeste (especialmente
DF, GO e MT), sul (especialmente RS e PR), sudeste (RJ e região de serras em MG) e norte (região elevada próxima a Palmas, TO)
• Ambiente com alta umidade ao longo do anoo Sugestão de distribuidoras: distribuidoras na região norte (especialmente AM,
RO), nordeste (MA) e sudeste (serras próximas ao litoral de SP)
• Ambiente com período extremamente seco seguido de período com alta umidadeo Sugestão de distribuidoras: distribuidoras na região centrooeste (especialmente
DF, MT), norte (TO), nordeste (PI, interior da BA) e sudeste (região norte de MG)
• Ambiente sujeito a altas temperaturas por longos períodos de tempoo Sugestão de distribuidoras: distribuidoras na região norte (AM, TO), nordeste
(CE, PI, interior de PB, PE, interior da BA), sudeste (região norte de MG) e centrooeste (MS, MT, GO)
• Ambiente sujeito a ações de maresiao Sugestão de distribuidoras: distribuidoras na região nordeste (litoral do MA,
CE, PE e BA), sul (litoral de SC), sudeste (litoral do RJ e do ES)
• Ambiente de montanhas (variação rotineira de temperatura e umidade)o Sugestão de distribuidoras: distribuidoras na região sudeste (região de Poços de
Caldas, região das serras entre MG e RJ, região de serras próximas ao litoral de SP) e sul (região das Serras Gaúchas).
• Preparar os sistemas existentes nas empresas para o alto volume de dados transacionados e processados
o Sugestão de distribuidoras: aquelas que adotarem os projetos de grande volume de medidores + duas das que forem avaliar os diferentes meios de comunicação.
Considerações importantes: • A ANEEL deve pensar em proteções legais para as distribuidoras que testarem
equipamentos que ainda não estejam homologados por instituto metrológico, evitando problemas com o faturamento nas regiões de teste;
• Devem ser testadas as funcionalidades, além de simplesmente os medidores e a comunicação (p.ex. modelos de prépagamento, tarifação diferenciada, limitação de consumo, entre outros).
6.b Que estrutura tarifária (relação entre a tarifa de ponta e a tarifa fora de ponta, tarifas diferentes nos finais de semana, etc.) poderia ser adotada nos projetos pilotos que ajudasse a estimar as mudanças nos hábitos dos consumidores envolvidos?
A IBM participou de diversos projetos e estudos a este respeito e colocase à disposição da ANEEL para compartilhar parte do conhecimento adquirido internamente. Podemos citar o projeto Olympic Peninsula, o projeto Ontario Smart Price Pilot, entre outros.
Deve haver preocupações com aspectos do tipo a procura por outras fontes de energia, especialmente as menos eficientes e que prejudiquem o meioambiente, no caso da adoção de tarifações diferenciadas (p.ex. geradores a diesel).
A tarifação diferenciada deve considerar dois cenários ao ser testada, para que um ou ambos possam ser adotados e com justificativas comprovadas. O projeto piloto deve considerar uma cidade inteira ou um bairro inteiro (cidades densamente povoadas), com pelo menos 2.000 consumidores, para analisar o impacto na mudança de hábito:
1. Busca por eficiência energética: foco na otimização da carga conectada a um transformador e/ou alimentador ao longo das 24h. Em geral não é necessário adotar tarifação em temporeal, bastando utilizar a tradicional tarifação horosazonal
2. Busca por eficiência operacional: foco na precificação da energia conforme os insumos da matriz energética de uma dada região, considerando aspectos climáticos, de recursos e de picos de demanda. Este modelo deve, inclusive, considerar a geração distribuída. Neste caso, o modelo de tarifação em temporeal é necessário. Deve ser considerado o envolvimento de fabricantes de equipamentos de Linha Branca (alguns tipos de eletrodomésticos) para garantir que o consumidor beneficiese ao máximo com o programa e mude seu hábito de consumo de forma mais simples e automatizada.
6.c Os consumidores mudariam seus hábitos se a tarifa no horário de ponta fosse significantemente mais cara? Haveria risco de haver apenas um deslocamento do pico?
A tendência é a de que os hábitos mudariam, mas isso dependerá de estudos da elasticidade de preço frente a diferentes classes sociais e grau de maturidade quanto a questões ambientais nas camadas mais ricas.Os riscos de deslocamento da ponta só acontecem se o modelo de tarifação não for desenhado de forma adequada.
Há outros fatores de influência também a ser considerados, como a carga reativa presente nos horários de pico (por exemplo se aumentar muito a carga reativa, a sobrecarga continua existindo no transformador) e a facilidade no uso da energia nos horários de tarifa mais baixa (que requer eletrodomésticos, aquecedores e outros dispositivos capazes de operar em horários programados).
6.d Quais são os resultados mais significativos obtidos nos projetos já implantados no Brasil?
A IBM ainda não possui projetos no Brasil, contudo possui experiência em projetos fora do Brasil que pode compartilhar com a ANEEL.
6.e Quais as soluções de comunicação e de integração em sistemas deveriam ser testadas nos projetospilotos?
A IBM sugere as seguintes tecnologias:• Nos medidores:
• PLC
o Banda largao Banda estreita
• RFo Zigbeeo Rede MESH de diferentes fabricanteso Rede fixa pontoaponto bidirecionalo WiMax
• Nos concentradores (uplink para a central de telemedição):• Backbone em fibra ótica• Satélite• PLC• Rede RF MESH• TV a cabo (PPPoE)• ADSL• Rede de dados sobre GSM (GPRS/EDGE/HSDPA/HSUPA)
7. Aspectos regulatórios relevantes
7.7. Questões associadas
7.a Existe a necessidade da definição regulatória de um plano de substituição em massa no Brasil ou isso seria uma definição de estratégia comercial das distribuidoras?
A IBM entende que esta seria a forma mais fácil e rápida de atacar o problema, a outra opção seria o incentivo à ofertas de novos produtos, por parte das distribuidoras, que viabilizem tal investimento.
7.b Caso exista a necessidade de determinação de um plano por parte da ANEEL, e considerandose o número de medidores a substituir no país (cerca de 62 milhões) e as experiências de outros países, qual seria o prazo adequado para a substituição dos medidores?
Para haver homogeneidade no processo de medição, caso seja definida a obrigatoriedade pela agência a troca de tecnologia, até onde entendemos do tema, todos os consumidores devem ser abrangidos, caso não seja obrigatório, contudo novas funcionalidades exigidas conforme colocamos no item 7 a , o próprio mercado definirá suas regras e velocidades.
Cabe ressaltar que a massificação do uso da medição eletrônica agrega escala ao processo, reduzindo os custos. Ao final do plano de migração, certamente teremos um sistema de distribuição de energia com mais informação, confiabilidade e com uma gestão muito mais automatizada.
7.d Como poderia ser a conscientização da sociedade sobre os benefícios da medição eletrônica?
Devese utilizar os meios de comunicação com campanhas mostrando os benefícios da nova tecnologia de medição com foco na sustentabilidade do planeta. As campanhas podem utilizar exemplos de outros países a fim de evidenciar as melhorias tanto para os consumidores (com o uso mais eficiente, possibilidade de melhor gerenciar sua carga, mais rapidez das distribuidoras para resolver situações de falta de energia e mais qualidade nos serviços prestados), como para a sociedade (melhor planejamento no uso dos recursos ambientais, uso de recursos mais limpos com a geração distribuída, e postergação da necessidade de obras de impacto para construir novas usinas geradoras de energia).
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