Por que ter redes inteligentes?

fev, 2016

Edição 120 – Janeiro de 2016
Por Luiz Fernando Arruda

Nos nossos últimos contatos, temos abordado o tema “redes inteligentes”, tentando identificar pontos positivos e respectivos ganhos que justifiquem o que será gasto. Em um momento em que a tarifa para o cliente cativo está na casa dos 1.000,00 R$/MWh (incluindo bandeiras e todos os impostos, pois é assim que o consumidor vê o preço da energia), não se pode sacrificar as já sufocadas distribuidoras com aventuras como a de instalar medidores caríssimos que não trarão aumento de receita (pelo que vimos anteriormente, será exatamente o contrário).

Até porque, no médio prazo, os grandes clientes da distribuição tendem a se tornar livres, o que trará ainda mais problemas ao mercado cativo.

Também não são poucos os motivos pelos quais se tem algum receio de que a equação não se feche e o retorno do capital investido não venha a ocorrer nunca.

Uma constatação que nos permite ser mais críticos é que, tanto no Canadá, como na Inglaterra, autoridades públicas, após estudos do que foi implementado, declararam que os alegados ganhos não ocorreram na intensidade projetada e que os custos, ao contrário, foram sempre subestimados de tal forma que, ao final, se jogou dinheiro pela janela!

Aqui no Brasil, numa primeira avaliação de resultados da experiência de Smart Grid / Smart City de uma conceituada distribuidora mostrou também que os ganhos do projeto nunca teriam retorno considerados os custos de capital no país (culpa do preço elevadíssimo pago por uma especificação técnica inadequada?).

Assim, qualquer política pública que venha a ser implementada de forma a viabilizar projetos de AMI (infraestrutura avançada de medição) deve obrigar que estes sejam acompanhados por uma gestão bem eficiente, de maneira que se garanta apuração correta dos resultados, mesmo que estes não sejam positivos.

Talvez uma das formas seja “convidar” os fornecedores a serem parceiros nesta jornada e propor que somente o projeto implementado pague os medidores, as instalações, os softwares e os demais custos associados com os resultados efetivamente alcançados.

Isto impediria decisões inadequadas como, por exemplo, implementar AMI sem a função de corte e religação remotos, uma das ferramentas mais eficazes para minimizar perdas não técnicas (PNT) e erradicar a inadimplência.

A quem interessaria manter em alta estes dois flagelos, perdas não técnicas e inadimplência? Os empreiteiros que alugam mão de obra para serviços em campo? Não deveria prevalecer o interesse maior de resultados reais que contribuam para uma tarifa mais baixa, beneficiando todos os clientes adimplentes?

Assim, é que, além de políticas públicas que de fato incentivem o investimento em tecnologia, serão necessários cuidados ao adquirir sistemas e engenharia para garantir resultados positivos.

Claro que alguns fatores vão, aos poucos, exigindo mais e mais inteligência e automação na gestão de uma distribuidora de energia elétrica. Um destes fatores é, sem dúvida, a geração distribuída, seja qual for a fonte considerada renovável, já que a leitura e a operação se tornam mais complexas justificando uma instalação pontual de medição remota e que permita também adquirir dados para uma operação do sistema mais rápida e segura.

Com a tarifa de energia nas alturas, não há como segurar isto e, aos poucos, os projetos vão se avolumando apesar do maior custo do material importado.

Mas hoje, mais que em tempos passados, nenhuma aventura que possa ser em sentido contrário ao da modicidade tarifária pode ser feita, pois os clientes cativos já estão esmagados pelos custos elevados da nossa energia.

Os investidores, que colocam seu capital e esforço de gestão nas distribuidoras, precisam de lucros para seguir adiante. Não garantir isto significa que um novo patamar tecnológico nas distribuidoras está longe de ser real por estas bandas.

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