AUDIÊNCIA PÚBLICA AP 069/2014 Contribuição do Grupo

AUDIÊNCIA PÚBLICA AP 069/2014
Contribuição do Grupo Energias do Brasil – EDP
Assunto: obter subsídios com vistas a alterar a regulamentação relativa ao
Sistema de Informação Geográfica Regulatório - SIG-R e a criar o Módulo
10 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema
Elétrico Nacional - PRODIST.
Processo no 48500.004287/2014-46
1.
OBJETIVO
Este documento apresenta as contribuições das distribuidoras EDP
Bandeirante e EDP Escelsa, do Grupo EDP, à AP 069/2014, referente à
proposta de aprimoramento da especificação do Sistema de Informação
Geográfica Regulatório – SIG-R e da Base de Dados Geográfica da
Distribuidora – BDGD, constante atualmente no Módulo 2 do PRODIST, que
passaria a compor o novo Módulo 10.
As contribuições foram baseadas no conteúdo da Nota Técnica no
0100/2014-SRD/ANEEL, de 13 de novembro de 2014, e da minuta do
Módulo 10 do PRODIST.
2.
ANÁLISE DE IMPACTO REGULATÓRIO
Proposta da ANEEL
A ANEEL apresentou, no item III.5 da Nota Técnica no 0100/2014-SRD/ANEEL,
uma estimação dos custos para adequação dos sistemas pelas
distribuidoras no valor total de R$9.653.073,76.
Contribuição da EDP
Nesta contribuição, serão apresentados valores estimados pela EDP,
conforme avaliação do conteúdo da proposta da ANEEL no âmbito desta
AP, contudo, os valores são preliminares uma vez que a avaliação
detalhada vai depender, inclusive, de uma etapa de especificação do
sistema.
A adequação dos sistemas para formação da nova BDGD envolve as
seguinte etapas:
•
Planejamento: metodologia; organização do projeto, planejamento
do projeto, divisão das tarefas e complexidade (1 semana);
•
Blueprint: entendimento dos quesitos regulatórios, análise dos
processos existentes, coordenação do mapeamento dos processos e
validação técnica dos processos mapeados (4 semanas);
•
Realização: inclusão dos campos adicionais; modificação dos
programas já desenvolvidos; transformação dos sistemas periféricos,
validação técnicas das alterações e verificação de consistência (6
semanas);
•
Testes e Homologação: homologação dos processos pelo cliente;
simulação da extração da BDGD e comparativo com a BDGD atual
(7 semanas);
•
Go-Live e Pós Go-Live: implantação do ambiente produtivo e suporte
pós go-live (4 semanas).
Observar que a implementação completa do novo modelo somam 22
semanas, sem contar as etapas de desenvolvimento da proposta,
aprovação
do
investimento,
especificação
para
contratação,
contratação, infra-estrutura do projeto e alocação dos recursos.
A título de ilustração, apresentamos na figura a seguir um mapa de todos
os processos que precisam ser especificados, programados, validados e
testados, o que demonstra a complexidade da operação:
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Nesta avaliação preliminar e estimada, prevemos a alocação da mais de
10 técnicos para a sua realização, com profunda experiência nos
processos objeto das extrações, que irão certamente prejudicar o
andamento de suas tarefas e atribuições quotidianas.
São previstas mais de 9.000 horas de trabalho, ao longo de um período de
pelo menos 5 meses, a um custo aproximado de ~R$ 1,4 milhões, ou seja,
mais de 3,5 vezes superior aos R$ 395 mil previstos pela ANEEL para as duas
distribuidoras desta EDP. Desta maneira, fica evidente que a estimativa de
custo apresentada pela ANEEL esteja muito aquém do necessário.
Cabe observar que as adequações avaliadas não contabilizam os
eventuais investimentos para melhoria de desempenho dos sistemas, em
decorrência do aumento de informações necessárias para formação da
referida base no novo modelo.
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Também não foram computados os custos das interrupções dos serviços
providos por todos os sistemas corporativos, necessárias para a realização
de testes e entrada em produção.
Finalmente, cabe atentar que existe uma série de fatores de risco que tem
o potencial de prejudicar o prazo e custos ora estimados:
3.
•
Falta de Consultores no Mercado, em virtude de várias empresas
estarem efetuando alterações nos sistemas ao mesmo tempo;
•
Custo elevado da taxa média dos consultores por excesso de
demanda;
•
Falta de recursos internos para dedicação ao projeto, pois a
operação da empresa não pode parar;
•
Impacto na alteração de processos atuais que estão em fase de
estabilização;
•
Alta complexidade em manter vários ambientes de desenvolvimento
juntamente com o ambiente de produção e com sincronização das
alterações de negócio e regulatórias no mesmo objeto.
BDGD COMO INSUMO PARA OUTROS PROCESSOS
Proposta da ANEEL
A ANEEL apresenta os processos ordinários para os quais a BDGD deve
servir como insumo de dados, incluindo seus respectivos custos na análise
do impacto regulatório.
Os processos apontados foram: cálculo das perdas técnicas no processo
revisional, acompanhamento dos atributos físico-elétricos dos conjuntos de
unidades consumidoras e outros processos/publicidade.
Contribuição da EDP
Com relação aos processos apresentados pela ANEEL, cabem os seguinte
comentários:
Perdas Técnicas Regulatórias:
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As informações necessárias para o processamento das perdas é muito
menor do que aquelas especificadas na BDGD. Cita-se, por exemplo, a
desnecessária apuração por inspeção do particionamento da rede a
cada ponto notável e até o próprio georreferenciamento.
Basta observar que a ANEEL vem realizando ultimamente o cálculo das
perdas técnicas por meio de um aplicativo aberto de fluxo de potência
(OpenDSS) a partir de informações alfanuméricas, a partir das quais se
representam as redes, sendo totalmente desnecessário o seu
georreferenciamento.
Adicionalmente, a premissa de que a sistematização da BDGD irá trazer o
benefício de evitar custos por extração de dados para o cálculo das
perdas não se traduz com a realidade operacional da distribuidora, uma
vez que os sistemas são dinâmicos e requerem alterações frequentes,
sejam por demandas regulatórias, ajustes, melhorias, integração, novas
aplicações ou novos processos. Para cada alteração se faz necessário
novas adequações nos sistemas corporativos que são potencialmente mais
custosos e complexos do que uma simples extração de dados
alfanuméricos.
Acompanhamento dos Atributos Físico Elétricos dos Conjuntos de Unidades
Consumidoras:
O subsídio de informações para o cálculo das metas de continuidade são
comumente levantados a partir de extratores ou relatórios que quantificam
as informações necessárias (quantidade de consumidores, por exemplo).
Neste sentido, em semelhança ao item anterior, não é necessário que tais
informações sejam georreferenciadas, a partir da qual a extração ocorre
de maneira muito mais complexa e demorada. Adicionalmente, se
observa que a ANEEL apresenta diversas informações em redundância que
poderiam ser levantadas por inspeção das informações das tabelas da
BDGD (por exemplo, código da subestação da unidade transformadora
de distribuição) ou a partir das informações espaciais (por exemplo, código
do município para cada segmento de rede).
Novamente, a extração das informações mínimas que compõem os
atributos dos conjuntos elétricos não se compara com a extensão e
complexidade da extração das informações georreferenciadas, atribuindo
dados de natureza comercial e de controle patrimonial.
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Outros Processos e Publicidade:
Conforme demonstrado anteriormente, o custo para readequação não se
justifica para suprir informações de processos ainda não definidos. Ou seja,
o investimento deve ser suportado pelo seu respectivo benefício, inclusive
para que o agente possa contribuir sobre a mais adequada formatação
das informações necessárias para cada processo.
Por exemplo, se a ANEEL vier a utilizar a BDGD para proceder à conciliação
de ativos, comparando-se a base física com a base contábil constante do
Relatório de Controle Patrimonial – RCP, é necessário reespecificar os ativos
nela contidos, uma vez que nem todos os ativos estão adequadamente
representados no SIG-R.
4.
CONTRIBUIÇÕES ESPECÍFICAS
Proposta da ANEEL
A ANEEL mantém uma caracterização técnica dos ativos divergente da
patrimonial.
Contribuição da EDP
Não há racionalidade técnica e nem econômica a coexistência de dois
cadastros regulatórios, com procedimentos também divergentes para o
seu controle e registro.
Cita-se, por exemplo, a falta de regulamento que estabeleça a
necessidade de identificação da data de conexão de um bem de massa
no cadastro georreferenciado. Esta informação deveria, ao menos, deixar
de ser obrigatória.
Proposta da ANEEL
A ANEEL mantém a necessidade de vínculo entre ponto notável e
início/fim do segmento de rede, ao mesmo tempo que inclui o ponto
notável elétrico.
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Contribuição da EDP
Como já comentado anteriormente, não há nenhum benefício no
parcelamento dos segmentos de rede, uma vez que a informação
georreferenciada já garante a coerência locacional dos ativos. Por outro
lado, para estudos elétricos, tais como perdas técnicas, é necessário tão
somente a informação de derivação ou conexão de um agente na rede.
Proposta da ANEEL
A ANEEL mantém e cria uma série de informações redundantes, seja por
inspeção na rede ou a partir das informações georreferenciadas.
Contribuição da EDP
Não há necessidade e não há lógica técnica ou econômica, a
manutenção de informações redundantes na BDGD. Por exemplo, o
código de referência da área ou município de uma unidade
transformadora de distribuição poderia ser obtida simplesmente pelo
cruzamento das áreas determinadas pelo poder público, não sendo
necessário também declará-las nas tabelas suporte.
Outras informações também podem ser obtidas por inspeção, não sendo
necessário prever um campo específico. Cita-se o caso da identificação
que está conectada um certo segmento de rede.
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