Este tema já foi abordado em outra edição, mas com a proximidade da audiência pública da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), não há como abordar outro tema.
Nós precisamos mudar o patamar tecnológico do sistema de distribuição no tocante à medição, à automação de processos, à comunicação e à utilização de recursos computacionais no sentido do uso mais racional de energia, da melhor qualidade do fornecimento de energia (aí incluso a questão do nível de tensão, das interrupções no fornecimento e outros aspectos) e de menores custos operacionais.
Determinadas pela Aneel as características desejáveis para estarem presentes na próxima geração de medidores a serem implantados no Brasil, alguns pontos chamam a nossa atenção e nos deixam em alerta. O primeiro deles diz respeito ao preço a ser pago por um medidor e vamos tomar como referência o medidor de kWh monofásico, eletrônico e com registrador eletromecânico que trouxe boas novidades ao setor elétrico.
Há alguns anos se pagava quase R$ 90 por um medidor de kWh monofásico eletromecânico; atualmente, pelo eletrônico, paga-se – em média – cerca de R$ 25. É um exercício difícil, mas vou arriscar, estimando o preço de um medidor monofásico com todas as facilidades previstas na sugestão que está em análise; estimo que ficará na casa dos R$ 350.
Ainda em um regime de depreciação antigo e inadequado – 25 anos para um equipamento eletrônico que na maioria dos casos conduz a corrente de carga – temo que isto vá impactar tremendamente a vida das distribuidoras e de seus clientes, considerando que este ativo vai fazer parte da base regulatória.
Algumas características técnicas devem ser vistas à parte e uma delas é a memória de interrupções. Somente um dos pontos já nos traz dúvidas grandes, pois em muitas distribuidoras, no padrão de entrada de milhões de unidades consumidoras (UC) tem-se o disjuntor geral eletricamente instalado antes da medição. Dessa maneira, quando o consumidor desligar o disjuntor geral (muitas vezes isto é feito por questões de segurança, ao se ausentar da UC por um tempo maior ou para se prevenir de danos em caso de tempestades) estará sinalizando ao medidor uma falta de energia.
Outro problema que vemos são os custos de reforma de padrões de entrada – principalmente de troca de caixas de medição – em UC com caixas antigas e onde o novo medidor não possa ser acomodado. Quem arcará com a gestão e custos das alterações? Pensem agora em UC individuais situadas em uma edificação de uso coletivo e com as medições nos andares. Imaginem a complexidade destas alterações!
Outra questão que salta aos olhos é a imposição de instalar os novos medidores nas ligações novas e troca de medidores a partir de uma data determinada. Como fazer a integração destes medidores? É bom lembrar que o que se discute, na verdade, é um “sistema de medição”. Isto leva a outros pontos igualmente cruciais que são a (baixa) confiabilidade do sistema de comunicação no Brasil e a questão de softwares dedicados à gestão da medição e do hardware associado.
Consideradas as diferenças do ambiente regulatório brasileiro em relação ao de outros países, teremos, certamente, que avaliar a necessidade de “tropicalizar” produtos disponíveis no exterior.
A estes temas, é importante também acrescentar a complexidade de integração do sistema que faz a coleta das medições remotamente aos sistemas de faturamento hoje existentes em algumas distribuidoras.
Além do custo associado a estas funções temos que considerar o risco tecnológico envolvido e também a rapidez de obsolescência dos dispositivos em questão. Isto maximiza o problema dos custos que, ao final, serão arcados pelos clientes.
Voltaremos ao tema pelo potencial que ele tem para nos proporcionar uma guinada histórica na forma como distribuidoras de energia elétrica e seus clientes se relacionam e pelas possibilidades, muito concretas, de otimizar o uso e a operação dos sistemas de distribuição implantados, com reflexos positivos na demanda sobre a geração de energia. Autor: Luiz Fernando Arruda (Revista o Setor Elétrico)
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