Condições gerais para ter o smart grid sonhado

nov, 2013

Edição 93 – Outubro de 2013
Por Luiz Fernando Arruda 

Comentei, na edição passada, que já era hora do setor legislativo ou qualquer outro órgão de abrangência nacional determinar certas ações que podem alavancar o uso de mais inteligência na gestão da distribuição de energia elétrica no Brasil.

Depois disto recebi comentários que me encorajaram a arriscar algumas sugestões concretas sobre o assunto como se eu fosse um legislador. Na verdade, a ideia é provocar a discussão do assunto e receber mais sugestões, pois só assim chega-se a um ponto comum e com grandes chances de acerto. Assim, inicialmente vou alinhavar seis pontos:

  • Primeiro ponto: dar prazo de até 15 anos para que todas as unidades consumidoras (UC) urbanas de baixa tensão (prioritariamente as áreas urbanas mais densamente povoadas) sejam atendidas por medidores eletrônicos e que estes sejam integrados por sistema de comunicação e de gestão de forma a serem parte de um sistema de medição que abranja pelo menos as seguintes funcionalidades remotas:
    • Leitura;
    • Acerto de relógio interno;
    • Alteração de horários da tarifa branca (para quatro postos tarifários);
    • Corte e religação;
    • Gestão de geração distribuída (mini e micro de acordo com RN 482);
    • Memória de DIC e FIC;
    • Compatibilidade com dispositivos internos das UC de forma a permitir automação de cargas internas para postos tarifários mais adequados;
    • Compatibilidade automação de funções de operação da Distribuição de energia elétrica;
    • Limitador de corrente;
    • Pré-pagamento (em conjunto com sistema de gestão da medição).
  • Segundo ponto: a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) deve reconhecer como investimentos prudentes os projetos assim formatados e protocolados na Agência com antecedência de seis meses. A aprovação da Aneel deve contemplar prazo máximo adequado para amortização dos investimentos e admitir perenização de ganhos da concessionária da ordem de 25% dos ganhos totais devendo o restante dos ganhos, após retorno dos investimentos, serem incorporados a bem da modicidade tarifária.

Estes projetos poderão contemplar áreas geográficas concentradas de forma a viabilizar econômica e tecnicamente o estabelecimento de qualquer tipo de comunicação entre medidores, concentradores (se necessário) e escritório central (centro de gestão de medição). As ferramentas e sistemas do centro de gestão de medição devem, minimamente, permitir:

  • Balanço energético em cada circuito secundário nas áreas com perdas não técnicas superiores a 5%;
  • Acesso à leitura do medidor pela Internet pelo cliente mediante senha;
  • O acesso via internet substitui a necessidade de display remoto para casos de medidores instalados fora das unidades consumidoras sendo que, para clientes que assim se manifestarem, os dados de medição poderão ser enviados pela concessionária via mensagem SMS – também em substituição ao display remoto – podendo ser solicitadas informações, no máximo, quatro vezes ao mês.
  • Terceiro ponto: as unidades consumidoras (UC) de média tensão deverão ser plenamente integradas ao centro de gestão da medição em 2(dois) anos independentemente de sua localização geográfica
  • Quarto ponto: para as unidades consumidoras rurais poderá ser instalado um sistema integrado de medição avançada mesmo que, com menos funcionalidades que aquelas designadas para consumidores de áreas urbanas.
  • Quinto ponto: assim, a tarifa horossazonal de UC de baixa tensão, denominada tarifa branca, deverá ser oferecida aos clientes das áreas de implementação dos projetos de infraestrutura avançada de medição, sendo a isonomia entre UC atingida paulatinamente.
  • Sexto ponto: a Aneel deve, em um ano, regulamentar a compra de excedente de energia de micro e minigeração pelas distribuidoras sem prejuízo do que está estabelecido pela resolução normativa da Aneel nº 482/2012.
    • Após regulamentação, as distribuidoras terão prazo de seis meses para operacionalizar esta compra de excedentes;
    • As unidades consumidoras pagarão impostos apenas sobre o valor líquido comercializado com as distribuidoras (não se pagam impostos sobre energia produzida e consumida e/ou compensada pela própria UC).

 

As sugestões se justificam, pois:

implementando projetos por áreas, de forma completa, será obtida a racionalização de consumo;

haverá diminuição da ponta do sistema com reflexos positivos na perda técnica e na postergação de novos investimentos;

será incrementada a detecção de perdas não técnicas por viabilizar ações mais efetivas de combate a fraude, roubo e substituição de medidores com defeito;

serão obtidos outros ganhos para o sistema elétrico (menor tempo de restabelecimento de faltas), para os clientes (menor tarifa a médio e longo prazos e melhor qualidade de energia) e para as concessionárias (incorporação de parte dos ganhos obtidos na automação e redução de custos operacionais como viagens indevidas).

 

Aguardo as suas contribuições.

Comentários podem ser enviados diretamente para o autor, pelo site (www.osetoreletrico.com.br) ou por e-mail (redacao@atitudeeditorial.com.br).

Comentários

Deixe uma mensagem