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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