Mais incertezas…

out, 2013

Edição 92 – Setembro de 2013
Por Luiz Fernando Arruda 

Estamos vivendo um período que poderia ser bastante produtivo pela ruptura com meios, processos e tecnologias já bem defasados que vemos em plena ação no setor elétrico.

Como já comentei anteriormente, a RN 482/2012, da Aneel, foi um bom direcionamento – apesar da conturbação causada pelo apetite insaciável por impostos dos leões (triste esta profissão que consiste apenas em tomar de quem produz). A despeito dos poucos casos oficias de conexão de mini e microgeração até o momento, sabemos que estes agentes (de geração distribuída) vão demandar mais cuidados e inteligência na gestão das redes de eletricidade.

Agora temos um encaminhamento pela implementação da famosa tarifa branca, mas quem é do ramo sabe que:

  • Apenas leitura remota não paga implementação de infraestrutura avançada de medição (AMI);
  • Projetos de AMI demandam que se possa implementar automação de forma concentrada em áreas bem definidas e não dá para usar GPRS como se faz para unidades de MT;
  • Nenhuma empresa investe sem que haja segurança regulatória que garanta retorno de investimentos (ainda mais num setor no qual o retorno se dá medido em vários anos);
  • Nenhuma empresa poderá lidar com medições complexas (três postos tarifários, informações de qualidade de energia e respectivas memórias de massa e outras funcionalidades – destaco apenas o corte e religamento remotos) sem um sistema de medição de aquisição remota de dados (no mínimo) que demanda aquisição de softwares dedicados, servidores e integração com sistemas já existentes (como o de faturamento), gerando operações complexas e com risco tecnológico considerado elevado em alguns casos.

Outra questão que se coloca é a decisão tomada pelo Inmetro que baixou nova portaria para aprovação de medidores eletrônicos multitarefa. Sem qualquer julgamento do mérito desta decisão, cabe apenas comentar que, pelo que conhecemos do setor, teremos que aguardar mais que um ano para termos medidores aprovados e que poderão então ser produzidos e comercializados, até porque se espera que muitas opções sejam disponibilizadas para que haja a necessária competição e capacidade de atender a troca de milhões de medidores.

Pelo lado de quem é cliente, esta operação com novos produtos demanda meses desde o estabelecimento de um processo de compra até que se tenham medidores em estoque para serem levados a campo.

Cabe também perguntar:

1 – O que será feito dos quase 300 mil medidores que hoje fazem a função de multitarifa para unidades consumidoras de média tensão: terão que ser trocados ou pelo menos reavaliados à luz das novas regras?

2 – E aqueles medidores que também se prestam a fazer a tarifa noturna (em MT e BT) para unidades consumidoras rurais?

3 – E aquelas empresas que já instalaram centenas de milhares de medidores com esta funcionalidade em projetos de AMI, pilotos ou já massificados?

4 – Medidores que serão instalados como partes de sistemas de medição com aquisição remota de dados e comunicação bidirecional tem que possuir clocks de primeira linha (paga-se caro por isto!) a despeito de poderem ter seus relógios atualizados todos os dias?

Poderíamos relacionar muitas outras incertezas, mas estas já são suficientes para avaliar que já é necessária uma medida legislativa que conecte os vários agentes envolvidos na distribuição e produção de energia de forma a ser criado um ambiente de negócios seguro e propício a implementação de redes inteligentes.

Ou se faz isto ou continuaremos com incertezas na vida real e redes inteligentes apenas no marketing de algumas empresas e nas apresentações dos seminários da indústria da eletricidade.

 

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