CONTRIBUIÇÃO DA APTEL E SUAS EMPRESAS ASSOCIADAS PARA A CP 015/2009

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1 CONTRIBUIÇÃO DA APTEL E SUAS EMPRESAS ASSOCIADAS PARA A CP 015/2009 INTRODUÇÃO Fundada em 1999, a APTEL evoluiu para uma organização multidisciplinar representando os interesses de telecomunicações e TI (de forma abrangente) das empresas de petróleo e energia elétrica, bem como de outras entidades que utilizam telecomunicações e TI como componentes fundamentais de suas operações. Também fazem parte da APTEL empresas de tecnologia, P&D, universidades e outros que possam colaborar na sua missão de criar um ambiente favorável nas áreas regulatória, técnica e negocial. A atuação da APTEL se dá através de programas educacionais, tecnológicos, regulatórios, informativos e de defesa de interesses de seus associados. A CP 015/2009 da ANEEL que versa sobre Coleta de Subsídios para Formulação de Regulamento acerca de Implantação de Medidores Eletrônicos em Unidades Consumidoras de Baixa Tensão, é de intercambio documental e representa um importante passo para aprendizado e entendimento dos conceitos e aplicações de Medição Eletrônica e sua evolução para Rede Inteligente (Smart Grid). A ANEEL disponibilizou a Nota Técnica 013/2009 SRD/ANEEL (Processo / e seu anexo intitulado Implantação de Medição Eletrônica em Baixa Tensão. A CP 015/2009 é diferente das habitualmente utilizadas pela agência e não disponibiliza uma minuta de Resolução Normativa, mas apresenta um texto seguido de perguntas que motivam a reflexão dos agentes e da sociedade em geral. a) O anexo inicialmente apresenta dados do parque instalado no Brasil de medição em unidades consumidoras de baixa tensão e discorre sobre as experiências internacionais com a medição eletrônica. Em seguida passa a descrever as funcionalidades da medição eletrônica, citando os requisitos mínimos e as funcionalidades possíveis. b) Em seguida passa a analisar custos e benefícios da medição eletrônica no Brasil e um formato possível (entre outros) de avaliar os custos da introdução da medição eletrônica. Os benefícios são listados no relatório. c) Na continuação são relatados os aspectos relevantes da realização dos projetos pilotos. Este capítulo é ponteado por questões relacionadas com a quantidade de projetos pilotos, o que deve ser testado, custos, O&M, etc. 1

2 d) Por último são colocadas as avaliações de aspectos regulatórios relevantes compreendendo estratégias, prazos, fiscalização, magnitude da substituição, etc. Os itens acima são concluídos com perguntas do regulador que poderão ajudar no desenvolvimento do tema. Pondera a ANEEL que este é um dos primeiros passos do processo e que uma Regulamentação Normativa será obrigatoriamente precedida de Audiência Pública específica. CONSIDERAÇÕES INICIAIS A infra-estrutura de energia elétrica está sob pressão. Crescimento de demanda (agora reprimida devido à crise mas com possível crescimento no futuro próximo), a importância da qualidade da energia e confiabilidade numa sociedade digital, envelhecimento das equipes e dos ativos, segurança (física e da informação) da rede, pressões ambientais e peso dos custos, este conjunto está levando ao desenvolvimento de sistemas elétricos altamente automatizados e resistentes. Para maioria das empresas o primeiro passo nesta direção vai ser a implementação de um sistema que vai além da tradicional Medição Eletrônica, conhecida como Automated Meter Reading (AMR), passando para Medição Eletrônica bidirecional com algum nível de controle chamado de Advanced Metering Infrastructure (AMI) e evoluindo rapidamente para Gestão Avançada da Medição ou Advanced Metering Management (AMM). Podemos definir os três modelos como: AMR Automatic Meter Reading Elimina a necessidade da visita do leiturista ao consumidor. Normalmente o consumidor fica mais satisfeito com a privacidade, leitura mais precisa, possibilidade de programação por demanda e informação melhor ao consumidor. Normalmente é unidirecional, do medidor para a empresa de energia elétrica. AMI Automatic Meter Infrastructure Sistema que mede, coleta e analisa o uso de energia empregando medidores de energia avançados e diversas tecnologias de telecomunicações. Esta infra-estrutura inclui hardware, software, telecomunicações, sistemas no cliente e gerência de dados (HW e SW) dos medidores. AMM Automatic Meter Management Relacionada à AMI, se refere à gerência e distribuição de dados obtidos dos medidores em toda a empresa, utilizados para melhoria das eficiências operacionais de vários departamentos da empresa. 2

3 Nos últimos anos, nos países que utilizam Medidores Eletrônicos, está ocorrendo clara transição da AMR clássica para AMI e a conseqüente AMM. A medição remota é o benefício mais facilmente percebido pelas utilities, mas os avanços tecnológicos podem trazer novas funcionalidades e com elas novos benefícios. As empresas elétricas, de água e gás optaram por medir serviços aos clientes nos locais de entrega e de forma individual. Hoje esta solução parece antiquada pois diversas opções tecnológicas estão à disposição: comunicações de voz, dados e vídeo podem ser enviados por uma conexão, utilizando fios, fibras ópticas ou wireless. Empresas precisam de nova infra-estrutura de medição que vá além da pura monitoração do uso pelo cliente, mas que suporte as necessidades do cliente fornecendo dados e automação em tempo hábil. 3

4 Visão da AMI A tecnologia pode atingir mais de uma meta. As empresas focam na combinação de serviços, operações, finanças e tecnologia que podem aproveitar os investimentos em AMI e atingir os benefícios mostrados a seguir. Benefícios esperados nos EEUU levantados numa pesquisa do DOE (Department of Energy). 4

5 No caso brasileiro as funções de desconexão e conexão de consumidores podem ter grande importância. O controle de furto em algumas regiões é outra função importante no país. Em partes da Europa o pagamento com atraso ou inadimplência são problemas significantes e algumas empresas estão programando limites de consumo com premissas, que ultrapassadas desligam o disjuntor. Medições diárias também beneficiam a Utility. Em algumas, a instalação de AMR reduziu as chamadas para o Call Center em mais de 50%. Analise de comportamento dos usuários é difícil com medição mensal mas com medição diária podem ser criados perfis de carga por cliente, por bairro, por SE ou pela LT. A engenharia pode utilizar estes dados com vantagem para dimensionar a infraestrutura. Nos USA temos hoje mais de 25 milhões de medidores AMR instalados e os business cases são diversos, mas em todos os casos há demonstração clara de que o valor excede o conceito clássico de AMR. A funcionalidade disponível hoje é bastante robusta e deverá ser incorporada no business case do AMI. Cada vez mais, a escolha (projeto) da infra-estrutura de telecomunicações, TI e redes está ligada a visão de longo prazo e aplicações mais ambiciosas do que puro AMI, acessando áreas como Supply Automation e Supply Control and Optimization. 5

6 Na UTC (pesquisa 2006) cerca de 80% das utilities estavam implementando ou planejando sistemas AMI. Os reguladores de Texas e Califórnia permitem recuperação do investimento e apóiam investimentos para Smart Grid. MEDIDORES A necessidade é de medidores com características real time, upgradable, programável, two way e expansível. O custo aumenta com o incremento de características técnicas e o custo do medidor é o maior na implementação de Smart Grid. Com a escala o custo diminui, mas ainda está elevado. O medidor deve ser tratado como computador head end da plataforma e o valor real vem das aplicações que o medidor suporta e não, somente, relacionado às funções que ele substitui ou automatiza. NORMAS TÉCNICAS A padronização das Normas Técnicas é entendida como um fator importante de redução de preço. Os fornecedores ainda têm a mentalidade proprietária, embora já existam movimentos no sentido de adotarem soluções abertas. Trabalham com solução própria de meio de comunicação. Alguns são wireless ou powerline, mas dificilmente os dois. O numero de soluções de comunicação tem crescido bastante, incluindo WiFi, Wi-Max, Zigbee, Z- wave, DS2, Homeplug e uma variedade de padrões de celulares. COBEI, ANSI, IEEE e IEC estão trabalhando nas novas Normas para medidores e IED (Intelligent Electronic Devices) INSTALAÇÃO O tempo para instalação de AMI é de vários anos até que o último medidor é instalado ou modificado e a gestão da implantação é um dos maiores riscos para o sucesso do projeto. O supply chain é complexo e de difícil gestão. Inclui fabricantes de medidores, telecomunicações, serviços de TI, instaladores, integradores, comercial, etc. A instalação de AMI/AMM toca diretamente os clientes e, eventualmente, causa confusão inicial e desconforto. 6

7 PROJETOS PILOTOS Recomenda-se que sejam conduzidos projetos pilotos que abranjam as características das regiões brasileiras. Seria conveniente realizar, no mínimo, cinco projetos piloto. Um na Região Sul, outro na Região Norte, terceiro na Região Nordeste, um na Região Centro Oeste e, finalmente um na Região Sudeste. O projeto piloto deve atender a consumidores de todas as classes sociais e de consumo. A verba deverá ser definida pela ANEEL e a coordenação por uma entidade (ou entidades) independente. A coordenação poderá ser feita por um grupo multidisciplinar empresas de P&D, associações, reguladores, etc. De toda forma deve-se encontrar um meio de incluir a participação de profissionais de todas as concessionárias nos projetos pilotos, de forma a disseminar conhecimentos e facilitar implantações futuras. TECNOLOGIA Telecomunicações e TI Fundamental que os medidores já incorporem modulo de comunicação e interface padronizada para os diversos meios de transmissão. Deverá ser previsto um ponto de acesso instalado para ao longo do caminho, onde as informações de vários medidores podem ser concentradas para serem transmitidas em grupo até a informação até a Distribuidora. Sistemas de TI devem ser incorporados ao sistema de medição eletrônica, de forma a permitir o tratamento adequado dos dados recebidos e transmitidos. CAPACITAÇÃO E ASPECTOS OPERACIONAIS As considerações aqui apresentadas e que estão em discussão durante todo este processo de avaliação da medição eletrônica enfocam o medidor e seus recursos, como por exemplo, comunicação. A disseminação dessas funcionalidades implica na necessidade de formação de quadro de pessoal capacitado para essa nova condição, desde o atendimento em campo até o tratamento dos dados de medição. Um aspecto importante é a necessidade do reconhecimento pelo órgão regulador, não apenas da introdução de equipamentos com novas tecnologias, mas também do novo perfil exigido para a equipe técnica envolvida. A simples disponibilidade de informações obtidas de uma quantidade expressiva de medidores pode não trazer os benefícios esperados se, em paralelo, não se formar analistas devidamente capacitados e equipados para o correto tratamento dos dados obtidos da medição. Além da operação de um Centro de Medição, deve-se prever a atividade de desenvolvimento de soluções para atender às demandas que certamente crescerão a exemplo do que ocorreu em processos como medição de fronteira, medição de grandes clientes e medição em subestações de Distribuição de energia. 7

8 RESPOSTAS ÀS PERGUNTAS DA ANEEL. 4.a Quais grandezas elétricas deveriam ser medidas pelo equipamento eletrônico no Brasil? As grandezas a serem medidas devem ser dividas em dois grupos, sendo grandezas para faturamento e grandezas para medição de controle e qualidade do fornecimento. Grandezas para faturamento: Energia Ativa, Energia Reativa, Demanda; Grandezas para medição de controle e qualidade do fornecimento: Potências Instantâneas, Tensão Instantânea, Corrente Instantânea, Freqüência. Quantidade e duração das interrupções: auxilia na verificação de conformidade com a Resolução nº 24 de 27/01/2000 da ANEEL. Para medição exteriorizada, já é definida pela Resolução Normativa n Conjuntos para Medição Exteriorizada, de 4 de dezembro de 2007 da ANEEL há necessidade de display individual para cada cliente. O medidor deverá ser capaz de incorporar medição de outras grandezas mediante atualização dos programas, parâmetros e módulos incorporados ao mesmo Considerando que num futuro não muito distante haverá consumidores gerando energia a partir de fontes alternativas e cujo excedente poderá ser injetado na rede de baixa tensão, deverá ser prevista versão de medidor com capacidade de medir consumo nos quatro quadrantes, possibilitando entrega de energia à rede elétrica pelo consumidor. Para não elevar o custo, esse medidor seria instalado pela concessionária somente quando necessário. 4.b Quais funcionalidades incorporadas ao medidor deveriam ser consideradas minimamente necessárias para a implantação deste novo sistema de medição? As funcionalidades devem permitir uma melhor gestão das perdas técnicas e das perdas comerciais. Um conjunto de funcionalidades mínimas deve ser exigido para todos os medidores, porém, funcionalidades extras como Memória de massa, tarifas diferenciadas, demanda e devem ser aplicadas de acordo com classes de consumo e em segmentos específicos de clientes. As funcionalidades mínimas são seqüência de fases, registro de detecção de inversão do fluxo de corrente; registro de violação do medidor; registro de corrente de Neutro, saída de comunicação com protocolo padronizado e aberto, registro de faltas de tensão, registro para o cálculo de UFER (onde for aplicável o faturamento de energia reativa, possibilitando que este seja realizado por média horária) e página fiscal (folha resumo instantâneo das medidas), para facilitar o trabalho de inspeção. 8

9 O medidor deve permitir a interface de comunicação local (para eventuais diagnósticos, medidas locais e etc.). O Medidor deve ter disponibilidade da informação junto ao consumidor. O medidor deverá ter capacidade de telecomunicações com fio ( wireline ) e sem fio ( wireless ), bem como capacidade de corte e religamento à distância. 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? Consideramos fundamental a comunicação bi-direcional entre medidor e a distribuidora. A segurança da informação deve ser garantida através de sistemas de criptografia de dados. De forma geral, o sistema deve proteger os dados transmitidos e recebidos com o intuito de preservá-los para que seu processamento seja correto. Os medidores devem possuir sistema de autenticação para troca de versão de programa e parâmetros, garantindo que somente a Distribuidora terá acesso a este tipo de alteração. Poderá ser previsto um sistema de redundância (confirmação) para funções criticas como telecomandos. O protocolo de comunicação deve ser padronizado e aberto, para facilitar a diversificação e a concorrência dos fornecedores. 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? As informações devem ficar registradas no BD da concessionária. Em principio, o medidor deve ter uma bateria que preserve a memória de massa por pelo menos o tempo padrão do DMIC da concessionária. Caso haja uma interrupção maior do que padrão do DMIC, o consumidor não poderá ser penalizado pela perda das informações. Para fins de faturamento os medidores atuais já permitem guardar informação por tempo indeterminado. Considerando as necessidades operacionais das concessionárias o tempo que a informação deveria ficar guardada no medidor seria de 7 dias. Este tempo deve ser definido em função dos intervalos entre leituras do concentrador. 9

10 Em última analise o armazenamento na memória do medidor deverá ser mantido até a próxima medição efetiva. 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? As funcionalidades devem permitir uma melhor gestão das perdas técnicas e das perdas comerciais. Um conjunto de funcionalidades mínimas deve ser exigido para todos os medidores, porém, funcionalidades extras como Memória de massa, tarifas diferenciadas, demanda, pré-pagamento, etc., devem ser aplicadas de acordo com classes de consumo e em segmentos específicos de clientes. Os projetos piloto poderão indicar qual o melhor caminho em função dos objetivos da medições/analises decorrentes de cada uma das classes. O consumidor-gerador deve ter um tratamento diferenciado. 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? O protocolo de comunicação entre medidor e o sistema de telecomunicações deve ser padronizado e aberto. O sistema de telecomunicação deve ficar a critério das Distribuidoras, pois existem enormes diferenças regionais em matéria de atendimento a este tipo de serviço. As interfaces do medidor com o concentrador podem utilizar diversas tecnologias PLC, WiMax, GPRS, sem fio proprietário, com fio, etc. Todos são passiveis de utilização a critério da distribuidora e obedecendo a critérios econômicos da aplicação (alta densidade, rural, etc.). Vale ressaltar que os sistemas de telecomunicações utilizados para medição eletrônica (AMI e Smart Grid) são bi-direcionais recebem e transmitem dados ao medidor e são compostos de diferentes camadas; Devem ser analisadas as composições de sistemas de Medidor-Concentrador, Concentrador-SE, SE-MAN (metropolitan área network), MAN-BACKBONE, BACKBONE -Centros de controle. Sugerimos a formação, com apoio da ANEEL, de um grupo temático de telecomunicações para aplicações específicas de empresas de energia elétrica, a ser coordenado pela APTEL (a exemplo da European Commission que delegou a tarefa de 10

11 descrever e propor os sistemas de telecomunicações para aplicações críticas à EUTC - Euro Utilities Telecom Council). É importante salientar que sistemas de TI gerencia de dados também devem ser tratados no conjunto de estudos sobre Medição Eletrônica e Smart Grid. 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? Existem estudos de MTBF realizados pelos fabricantes de medidores e de equipamentos de telecomunicações, que deverão ser confirmados nos testes piloto. Em relação a medidores eletrônicos, o calculo de vida útil deve ser adequado a Norma sobre durabilidade e ensaios dos medidores eletrônicos, ora em desenvolvimento pelo GT12 da ABNT. Recentemente foi publicada norma internacional (IEC ) que estabelece a conduta de ensaios para a analise de expectativa de vida útil. É de fundamental importância que as Distribuidoras junto aos fabricantes realizem ensaios, conforme estabelecido na norma IEC , para definir o exato período de vida útil de medidores eletrônicos. Os ensaios de vida útil podem ser financiados através do programa de pesquisa e desenvolvimento, pois a informação resultante deste trabalho é de interesse das Distribuidoras e da sociedade consumidora de energia elétrica. A partir deste estudo, será possível revisar de forma justa e adequada a Resolução Normativa nº 240, de 5 de dezembro de Taxas anuais de depreciação - ANEEL. Como informação adicional, lembramos que nos EUA a depreciação de medidores e equipamentos de Smart Grid é realizada em dez anos. 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? O descarte de medidores eletromecânicos não causa problemas ambientais e as empresas já tem este problema equacionado. Para os eletrônicos a Eletropaulo já realizou uma analise preliminar para descarte de medidores eletrônicos junto a empresas habilitadas pelos órgãos ambientais e verificou que estas empresas podem reciclar parte dos materiais utilizados. O custo médio avaliado em maio de 2008 para o descarte apropriado de 1 tonelada de medidores eletrônicos é de aproximadamente R$ 500,00. Além disso, a empresa que solicitar este 11

12 descarte necessita manter licenças ambientais que tem custo médio de R$ 1.000,00 por ano. 5.c Quais são as considerações e sugestões sobre os itens apresentados anteriormente para a sistemática de análise dos custos e benefícios? A medição eletrônica abordada na CP 015/2009 não deve ser tratada como apenas relacionada a medidores, e sim a medidores eletrônicos, concentradores, sistemas de telecomunicações e sistemas de TI. Quanto à análise de custo X benefício dos medidores eletrônicos X medidores eletromecânicos, devem ser considerados: Pró Medidor Eletromecânico: Vida útil (avaliar aumento de custos de substituição em campo em virtude de diminuição da vida útil e taxa de depreciação do ativo); Condições de reparo; Receita gerada com a venda de sucata; Pró Medidor Eletrônico: Sensibilidade do registro de correntes baixas (Corrente de partida); Linearidade da classe de exatidão durante a vida útil do equipamento; Consumo próprio do equipamento; Recuperação de receita ou postergação de investimentos através de funcionalidades segmentadas por nichos de clientes. Os projetos pilotos deverão ser organizados de forma a detectar e mensurar os custos X benefícios da aplicação massiva de medidores eletrônicos. Da mesma forma, gerará informações para definição de depreciação, custos de operação, tarifas e redução de perdas, etc.. 6.a Quais poderiam ser a dimensão e área de abrangência dos projetos pilotos? Em quais regiões do país deveriam ser realizados esses projetos? Os projetos piloto devem abranger todos os tipos de clientes em todas as classes sociais. Projetos para cada região do país (Norte, nordeste, centro-oeste, sul e sudeste) com usuários de características semelhantes para avaliar os medidores quanto a aspectos culturais, sociais e climáticos, entre outros. Projetos Piloto para avaliação da medição eletrônica podem ser realizados utilizandose de financiamentos através do programa de Pesquisa & Desenvolvimento e 12

13 Eficiência Energética da ANEEL. Estes projetos podem ser realizados em conjunto através da associação das concessionárias e esta associação pode ser regional. A evolução e os resultados de todo este programa de projetos deve ser acompanhado por um comitê técnico que represente as Distribuidoras, os consumidores, os fabricantes de equipamentos de medição e o regulador. Inicialmente os clientes devem ser divididos por classe de consumo e região típica. Seguem como sugestão: Clientes trifásicos Faturamento de reativo excedente por média horária e média mensal. - Verificar implementações já realizadas e realizar comparativos entre elas. Provavelmente não será necessário um novo Piloto para este segmento, pois existem iniciativas em diversas concessionárias. A partir desta comparação, poderá ser definido o modelo de medidor necessário para execução desta tarifação de forma adequada. Clientes clandestinos Regularização de áreas de clientes clandestinos utilizando as seguintes tecnologias: - Exteriorização de medição com leitura remota e balanço de energia. Para este caso é possível avaliar trabalhos já realizados por todo o Brasil, sem necessidade de implantação de novos pilotos; - Exteriorização da medição com leitura, corte e religamento remotos e balanço de energia. É necessário avaliar os trabalhos já realizados e verificar necessidade de implantação de novos pilotos, pois este caso é o mais completo tecnicamente e possivelmente o mais complexo, principalmente nos aspectos comerciais e operacionais, envolvendo despacho automático de ordens de serviço para que o sistema de medição realize cortes e religamentos remotos. ; - Medição em padrão convencional com leitura, corte e religamento remotos e balanço de energia. Este caso tem as mesmas implicações do piloto informado acima. Clientes com histórico de fraude - Prever no custo de religação a compra de equipamentos para blindagem mecânica da instalação e/ou sua exteriorização e a utilização de telemedição. Existem diversas tecnologias e sistemas empregados atualmente que podem servir de parâmetro, porém nunca foi realizado um comparativo entre elas. É fundamental avaliar se as soluções aplicáveis a uma determinada região do país podem se mostrar vulneráveis em outras regiões mais agressivas. Por este motivo seria necessário validar as principais soluções em todas as regiões onde o índice de fraude justificar essa ação. Pré-pagamento e clientes de baixa renda ou com baixo consumo - Para todos os Pilotos de Medição em núcleos de regularização de clientes clandestinos é necessário viabilizar pilotos com faturamento convencional, com prépagamento, e com tarifas especiais para corte social (visando redução de consumo no horário de pico). 13

14 - Para validar a solução de pré-pagamento em clientes com baixo consumo, que tem um grande potencial de se desenvolver em cidades turísticas, é interessante promover um piloto considerando Medição em padrão convencional com leitura, corte e religamento remotos e balanço de energia. Clientes Regulares Podemos definir este nicho de clientes como os que não possuem histórico de fraude e inadimplência, não estão em áreas de regularização de clandestinos e não possuem características para faturamento de reativo excedente. Para estes casos, a sugestão é realizar um piloto que incorpore tarifas horosazonais, faturamento de demanda e pré-pagamento. Os projetos piloto devem ter a amostra suficiente para avaliar a aplicação (não inferior a 1% dos medidores) nas 5 regiões geográficas e nas 3 áreas de usuários: urbana, suburbana e rural. O prazo dos Projetos Piloto deve ser de 2 a 3 anos, sendo 1 ano para instalação e 1 ou 2 anos de operação e avaliação. 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? Horo-sazonal, ponta e fora de ponta. Similar às tarifas já usadas para clientes do grupo A de forma simplificada para atender consumidores residenciais. Similar aos planos tarifários desenvolvidos pelas empresas de telefonia, com objetivo de ter um melhor espalhamento da demanda. Encaminhamos anexo o artigo da UTILIPOINT de 10/04/2009, onde está descrito o resultado de aplicação de tarifas horo-sazonais no Estado da California: The 2008 report to the 81st Texas Legislature on Advanced Electric Metering required by House Bill 2129 makes its case for smart metering by stating that "AMI enables customers to have more control over their electric bills evidence demonstrates that customers will respond to the appropriate price signal and the right incentive by reducing consumption." The report continues by referring to a California study that revealed real time pricing with AMI could reduce demand during high times buy 27 percent and by 43 percent for customers with advanced automatically controlled electric consumption systems. 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? Os consumidores mudariam seus hábitos com um custo mais alto da tarifa na ponta, porém para evitar um simples deslocamento no horário de pico, seria necessário criar alguma condição de controle do consumo de energia elétrica. Este controle pode ser 14

15 feito através da contratação de demanda máxima em horário de pico ou do prépagamento. O ideal é que as cargas que saírem do horário de ponta sejam utilizadas de forma discreta fora da ponta, mas, este comportamento somente poderá ser avaliado com implementação das tarifas diferenciadas, no projeto piloto. 6.d Quais são os resultados mais significativos obtidos nos projetos já implantados no Brasil? Conforme citado na introdução desta contribuição esperamos responder, com base nos projetos piloto, a todas as expectativas apontadas na pesquisa do DOE, apresentada na pg 5. 6.e Quais as soluções de comunicação e de integração em sistemas deveriam ser testadas nos projetos-pilotos? Devem ser testadas todas as soluções que se apresentarem com objetivos de otimização de custos e atendimento integral das necessidades de projeto. 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? Há sim a necessidade de definição regulatória visando uma coordenação e orientação do processo como um todo, de forma que não onere os consumidores finais e concessionárias de energia elétrica, visando os seguintes objetivos: Trazer reais benefícios à sociedade tendo em vista a otimização e eficientização do sistema elétrico Brasileiro; Melhorar a qualidade do fornecimento de energia; Equalizar e nivelar em termos de qualidade/funcionalidade os equipamentos/sistemas Elaborar uma metodologia de ressarcimento dos investimentos das concessionárias O governo deverá prover linhas de fomento para implantação definitiva de medição eletrônica no país. 15

16 7.b Caso exista a necessidade de determinação de um plano por parte da ANEEL, e considerando-se 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? É fundamental entender quais são os possíveis ganhos provenientes de uma eventual substituição em massa. Se a análise demonstra que os ganhos são baseados em redução de custos operacionais, a substituição necessitaria ser realizada no menor período possível, evitando assim que os processos manuais aplicados atualmente sejam concorrentes aos processos automáticos que se pretende alcançar com esta migração. Desta forma, os impactos com a gestão operacional serão reduzidos e os ganhos maximizados. Por outro lado, se os benefícios estiverem baseados em redução de perdas comerciais, o prazo deverá ser maior, para que a capitalização dos resultados iniciais seja a fonte de financiamento para a continuidade do processo. Neste caso, o prazo a ser definido deverá levar em consideração o índice de perda comercial de cada concessionária. A experiência internacional mostra que o tempo médio de implantação total de medição eletrônica (com gerência centralizada) é de 10 anos. 7.c Todos os consumidores em baixa tensão devem ter seus medidores substituídos, ou apenas aqueles acima de um determinado valor de consumo mensal? Os clientes regulares, ou seja, que não possuem histórico de fraude e inadimplência, não estão em áreas de regularização de clandestinos e não possuem características para faturamento de reativo excedente não necessitam de equipamentos com funcionalidades especiais e somente deverão receber equipamentos diferenciados por motivos de eficiência operacional da Distribuidora. Portanto deveria ser instalado em todos os consumidores de acordo com um cronograma factível. 7.d Como poderia ser a conscientização da sociedade sobre os benefícios da medição eletrônica? Para subsidiar a opinião pública, um projeto de Eficiência Energética com visibilidade e participação nacional deve ser realizado, e coordenado por um comitê formado pelas concessionárias e o regulador. O principal objetivo deste grande projeto será conscientizar a sociedade sobre o valor pago atualmente na tarifa para subsidiar as perdas técnicas e comerciais. Além disso, as questões de eficiência operacional devem ser demonstradas, levando em consideração a postergação de investimentos que pode ser feita através da correção de fator de potência motivada pelo faturamento de reativo 16

17 excedente, ou através da redução do consumo nos horários de ponta, a possibilidade de realizar a gestão do próprio consumo. A questão ambiental também é forte fator de apelo junto à sociedade, já que a Smart Grid eficientiza a operação da rede elétrica e inclui geração verde (renovável). Informar sobre o aumento de segurança dos consumidores com a supressão da visita dos leituristas. CONSIDERAÇÕES FINAIS O aumento da demanda energética global conjugado com o envelhecimento das infraestruturas existentes e com as restrições ambientais crescentes tem elevado o preço da energia e atuado como fatores de pressão sobre o setor elétrico mundial. A busca de alternativas que engaja todos os agentes do setor elétrico, desde as concessionárias aos clientes, passando pelos governos e pelos órgãos reguladores, aponta para uma nova fase de investimentos intensivos em pesquisa na procura de inovações e de tecnologias que permitam expandir a capacidade de suprimento da demanda sob os novos requisitos de preço; qualidade e de neutralidade ambiental impostos pela sociedade. Alguns resultados destas iniciativas já apontam para uma tendência de ampliação das funcionalidades de monitoramento e de controle da rede elétrica em tempo real que permitiriam modificar radicalmente as formas de operação da mesma com impactos significativos tanto na eficiência global do processo de fornecimento quanto na relação final do consumidor com o produto, no caso, a energia. Uma rede elétrica moderna smart usa avançada tecnologia de sensoriamento, de comunicação e controle para gerar, transmitir e distribuir eletricidade de maneira mais eficiente e economicamente segura. A Smart Grid integra novas e inovadoras ferramentas e tecnologias que são aplicadas massivamente em todo sistema elétrico, abrangendo as três dimensões verticalizadas, ou seja, a nível de equipamentos (medidores, chaves, transformadores, geração distribuída, equipamentos dos clientes, etc.,), a nível da infra-estrutura de comunicação e a nível de sistemas computacionais que tornarão possível todo o conjunto se tornar realmente Smart A rede elétrica modernizada executará continuamente o auto diagnóstico para detectar, analisar, localizar e responder em tempo real, as necessidades das condições operativas, restabelecendo os componentes de rede ou áreas afetadas por alguma condição anômala, com um mínimo de intervenção humana. Agindo como um sistema imune, a rede auto recuperável ajudará manter a confiabilidade, a segurança, a qualidade da energia e a eficiência da rede elétrica, efetuando o balanço energético ao nível de micro redes que poderão contemplar simultaneamente consumidores e fontes renováveis distribuídas. Neste contexto, o objeto da Consulta Pública 015/2009, apresenta uma ferramenta crucial para esta migração tecnológica setorial que é a medição eletrônica inteligente. A discussão sobre as diretrizes para a sua implantação no país, por sua vez, não poderá 17

18 prescindir da definição estratégica global relacionada com a adoção do conceito da rede inteligente ou Smart Grid. Por tratar-se de um tema extenso e com desdobramentos que ensejariam a elaboração de políticas públicas associadas à sua implantação, que contemplem as vertentes de pesquisa; desenvolvimento industrial; capacitação e modelos de financiamento, acreditamos que o mesmo mereça a atenção especial da ANEEL ampliando para além desta consulta as oportunidades de manifestação da sociedade sobre o assunto. A Resolução Normativa 316/2008 da ANEEL, atualizou o Manual do Programa de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico do Setor de Energia Elétrica que apresenta a figura do Projeto Estratégico, de conformação condominial e dedicado a um tema indicado pelo órgão regulador que atuará como interveniente na execução do projeto. Para a execução destes projetos, as empresas poderão aportar recursos com a obrigação de assumir respectivas responsabilidades por atividades/etapas do mesmo. Seriam projetos com características de interesse nacional relevante; com elevado grau de complexidade científica e tecnológica; não vocacionados a estratégia empresarial singular; que exijam comunhão de esforços diversificados ou investimentos elevados. Pelas características acima expostas, nos parece adequado propor a criação, pela ANEEL, de um Projeto Estratégico voltado para a implementação do conceito de Rede Inteligente, ou Smart Grid no setor elétrico brasileiro. 18

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