Nota Técnica n° 0182/2012-SRD/ANEEL
Em 10 de dezembro de 2012.
Processo nº: 48500.003435/2012-43
Assunto: Apuração das perdas na distribuição
referentes ao 3º Ciclo de Revisão Tarifária Periódica
da Empresa Energética de Mato Grosso do Sul S. A. ENERSUL.
I. DO OBJETIVO
Apresentar a avaliação e o resultado do cálculo das perdas na distribuição da ENERSUL para
o período base de setembro de 2011 a agosto de 2012, com vista a submetê-lo à Audiência Pública.
II. DOS FATOS
2.
O prazo para envio dos dados necessários ao cálculo de perdas no sistema de distribuição
está regulamentado no Módulo 10.1 dos Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET, o qual define
também a ordem, as condições de realização, os requisitos de informações e as obrigações periódicas
concernentes aos processos de revisão tarifária das distribuidoras.
3.
Em 1º de agosto de 2012, com o objetivo de instruir a distribuidora quanto ao envio dos dados
para o cálculo das perdas na distribuição, foi encaminhado à ENERSUL o Ofício nº 0282/2011-SRD/ANEEL.
4.
Em atenção ao ofício supracitado, a ENERSUL enviou a Carta VPRE/964/2012, protocolada
nesta Agência em 19/10/2011, com os dados referentes ao cálculo de perdas, dentre outras informações.
5.
O Ofício nº 0385/2012-SRD/ANEEL, de 01/11/2012, solicitou esclarecimentos sobre os dados
enviados pela ENERSUL por meio da carta supracitada.
6.
A Carta nº VPRE/1006/2012, protocolada nesta Agência em 14/11/2012, enviada em resposta
ao ofício acima citado retifica dados encaminhados pela Carta VPRE/964/2012 e esclarece os
questionamentos realizados no Ofício nº 0385/2012-SRD/ANEEL.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 2 da Nota Técnica nº 0182/2012–SRD/ANEEL, de 10/12/2012
III. DA ANÁLISE
III.1. Regulamentação das Perdas na Distribuição
7.
Visando atender às disposições constantes dos contratos de concessão e da Lei nº 8987, de
13 de fevereiro de 1995, a ANEEL desenvolveu uma metodologia de cálculo das perdas para o sistema de
distribuição a ser empregada na Revisão Tarifária Periódica das distribuidoras. Essa metodologia foi aplicada
para algumas empresas extraordinariamente no Primeiro Ciclo de Revisão Tarifária Periódica – 1CRTP, por
determinação da Diretoria Colegiada da ANEEL, e passou a ser adotada periodicamente em todas as
distribuidoras a partir do 2CRTP.
8.
A metodologia e os procedimentos para a apuração das perdas no sistema de distribuição de
energia elétrica encontram-se regulamentados no Módulo 7 – Cálculo de Perdas na Distribuição do
PRODIST, aprovado pela Resolução Normativa nº 345/2008.
9.
Com a Revisão 2 do Módulo 7 do PRODIST, foram realizados aprimoramentos na
metodologia de cálculo de perdas técnicas na distribuição a ser aplicada às concessionárias de serviço
público de energia elétrica no 3CRTP.
10.
A descrição das informações a serem utilizadas pela metodologia de cálculo regulamentada
no Módulo 7 do PRODIST, bem como a periodicidade de envio desses dados, constam do Módulo 6 –
Informações Requeridas e Obrigações.
III.2. Procedimentos de Cálculo
11.
Para o cálculo de perdas na distribuição, divide-se o sistema elétrico da distribuidora
basicamente em dois grupos: redes e transformações. Em cada um desses grupos há subdivisões
fundamentadas nos níveis de tensão para os segmentos de rede (AT, MT e BT) e para as relações de
transformação (AT/AT, AT/MT, MT/MT e MT/BT).
12.
Com a segregação do sistema de distribuição, conforme apresentado, as perdas técnicas são
obtidas pela adoção de modelos específicos segundo a classificação: redes do SDAT – Sistema de
Distribuição de Alta Tensão (A1, A2, A3), transformadores de potência (AT/AT e AT/MT), redes do SDMT –
Sistema de Distribuição de Média Tensão (A3a e A4), transformadores de distribuição (MT/MT e MT/BT),
redes do SDBT – Sistema de Distribuição de Baixa Tensão (BT e AS), ramais e medidores.
13.
Com exceção das redes do SDAT, as perdas de energia nos segmentos do sistema de
distribuição são obtidas a partir do cálculo de perda de potência para a demanda média, multiplicando esse
resultado pelo coeficiente de perdas (CP) e pelo período de apuração.
14.
Quando os circuitos do SDMT (A4 e A3a) possuírem características de subtransmissão, por
exemplo, conectando duas subestações, suas perdas deverão ser informadas pela distribuidora de acordo
com procedimento de cálculo utilizado pela mesma, podendo ser preferencialmente por medição ou por
estudos de fluxo de potência.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 3 da Nota Técnica nº 0182/2012–SRD/ANEEL, de 10/12/2012
15.
Os valores de perdas nas Demais Instalações de Transmissão - DIT de uso exclusivo são
fornecidos pela distribuidora juntamente com as perdas apuradas em seu sistema de distribuição.
16.
A seguir são apresentadas as principais observações pertinentes à apuração das perdas
técnicas para os grupos:
a) Redes SDAT

As perdas de energia do SDAT são apuradas pela distribuidora a partir dos dados dos
sistemas de medição, devendo ser discriminadas entre os níveis de tensão dos subgrupos do
SDAT (A1, A2 e A3). Na impossibilidade do uso exclusivo da medição para o cálculo de
perdas de energia das redes do SDAT, a distribuidora deverá segmentá-lo em subsistemas
de forma a maximizar a apuração das perdas de energia por medição.
b) Redes SDMT

A perda de potência para a demanda média (ΔP) nas redes de distribuição do SDMT são
estimadas através do modelo de regressão linear múltipla apresentado na Equação 1, com a
utilização dos seguintes parâmetros: corrente média (I), comprimento do condutor tronco
(CT), resistência do condutor tronco (RT) e comprimento do condutor ramal (CR). Para a
obtenção da perda de energia, multiplica-se a perda de potência para a demanda média,
calculada, conforme Equação 1, pelo coeficiente de perdas e pelo período de apuração das
perdas.
(
(
))
( )
[
(
)
(
)
(1)
]

São considerados estudos de perdas específicos para casos em que as características das
redes diferem dos padrões de rede típicos considerados no desenvolvimento do referido
modelo.

A avaliação das perdas nas redes do SDMT não incorpora o efeito de desequilíbrio de
correntes nas fases.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 4 da Nota Técnica nº 0182/2012–SRD/ANEEL, de 10/12/2012
c) Redes SDBT

Para o cálculo das perdas de potência nos circuitos do SDBT é adotado um modelo científico,
que utiliza informação teórica das leis físicas de condução da eletricidade. Esse modelo
requer que as redes do SDBT sejam classificadas pela distribuidora em 5 tipologias de
acordo com a topologia dos circuitos BT. Com a aplicação desse modelo, são obtidas as
perdas de potência para a demanda média considerando uma distribuição uniforme de carga
ao longo dos condutores.

Na avaliação das perdas nas redes do SDBT são consideradas perdas adicionais de 15%
sobre o montante de perdas técnicas calculadas neste subnível, devido ao desequilíbrio da
carga e o posicionamento assimétrico do transformador em relação às tipologias de rede.
d) Transformadores

As perdas nos transformadores foram calculadas a partir dos valores estabelecidos de perdas
em vazio e perdas no cobre. Para os transformadores de potência (AT/AT, AT/MT e MT/MT)
esses valores são obtidos dos dados de placa dos equipamentos e para os transformadores
de distribuição (MT/BT) são considerados os valores normatizados pela Associação Brasileira
de Normas Técnicas – ABNT, por meio da NBR 5440, aprovada em 30 de julho de 2011.
e) Ramais e Medidores

Foi levada em consideração a diversidade da potência média de cada unidade consumidora
com relação ao valor de potência a montante dos ramais de ligação.

Foi adotada uma perda de 1 W por bobina de tensão dos equipamentos de medição
eletromecânicos e 0,5 W por bobina de tensão dos equipamentos de medição eletrônicos das
unidades consumidoras do grupo B.
f) Coeficiente de Perdas

Os coeficientes de perdas dos alimentadores do SDMT são obtidos através da curva de
carga anual medida na saída de cada circuito. Os demais coeficientes de perdas referentes
aos transformadores, circuitos BT e ramais de ligação das unidades consumidoras são
obtidos das medições realizadas na Campanha de Medição regulamentada no Módulo 2 –
Planejamento da Expansão do Sistema de Distribuição do PRODIST.

Com vista a evitar a utilização de dados inconsistentes de medição ou considerar evento
ocorrido no alimentador (interrupções, faltas) que distorcem o cálculo do coeficiente de
perdas, os dias que apresentarem registros com valores nulos são expurgados do cálculo do
coeficiente.
III.3. Considerações Adotadas
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 5 da Nota Técnica nº 0182/2012–SRD/ANEEL, de 10/12/2012
17.
A Enersul foi questionada em relação aos seguintes pontos:

Transformadores de potência com perdas ferro superior a valores típicos (maior que 0,25%);

Condutores com resistência elevadas (maior que 10 ohms/km);

Existência de transformadores cujas perdas são imputadas aos consumidores;

Inconsistências nas curvas de carga dos circuitos de média tensão;

Valores elevados nas perdas da alta tensão;

Inconsistências no comprimento dos circuitos de média tensão; e

Classificação das tipologias dos circuitos de baixa tensão.
18.
Do universo de cento e trinta transformadores de potência que fazem parte da concessão da
ENESUL, dois apresentaram perda ferro elevada. A ENERSUL ratificou os valores encaminhados e informou
que os valores foram obtidos de ensaios dos transformadores. A Distribuidora também ratificou os condutores
declarados.
19.
Em relação aos transformadores de distribuição, a ENERSUL realizou retificação retirando
duzentos e noventa e nove transformadores cuja perda já era de responsabilidade dos consumidores. Na
Tabela I são informados os valores de transformadores no 2CRTP e 3CRTP. Percebe-se um aumento de
33% no número de transformadores. A ENERSUL deve justificar o aumento significativo no número de
transformadores em relação ao 2CRTP.
20.
Também foi identificado um valor expressivo de transformadores cuja perda total é maior ou
igual a cinquenta por cento que a energia passante (12.045 transformadores). Tais transformadores foram
considerados no cálculo apresentado nesta nota técnica, porém uma justificativa para o uso de
transformadores com baixo fator de utilização deve ser encaminhada pela ENERSUL.
Tabela I – Quantidade de transformadores de distribuição informadas no 2CRTP e 3CRTP.
3CRTP 2CRTP
Transformadores MT/BT 74.653 55.971
21.
Apesar de a ENERSUL ter admitido a existência de inconsistências nas curvas de carga dos
circuitos de média tensão, a Distribuidora não encaminhou novos dados. Mesmo com as inconsistências, as
curvas de carga encaminhadas pela Distribuidora foram consideradas no cálculo apresentado neste
documento. Ressalta-se que caso a ENERSUL não encaminhe novos dados serão considerados coeficientes
de perdas padrão para os alimentados cuja curva de carga apresente inconsistência.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 6 da Nota Técnica nº 0182/2012–SRD/ANEEL, de 10/12/2012
22.
A campanha de medidas foi encaminhada pela Distribuidora, porém não foi possível obter os
coeficientes de perdas regulatórios das unidades consumidoras, dos transformadores de distribuição, dos
transformadores de potência e dos segmentos de transformação. Para tais segmentos, foram adotados os
coeficientes de perdas regulatórios informados na Tabela II.
Tabela II – Coeficientes de Perdas regulatórios.
Subgrupo
Coeficiente de Perdas (pu)
A2
1,000
A3a
1,100
A4
1,100
B
1,500
23.
Em relação às perdas na alta tensão, a ENERSUL encaminhou retificação dos valores já
informados. Porém as perdas percentuais em relação ao nível permanecem elevadas, principalmente na
Rede A2. Na Tabela III consta comparação das perdas na alta tensão das redes da ENERSUL.
Tabela III – Comparação entre as perdas no segmento de alta tensão informadas pela ENERSUL no 2CRTP
e no 3CRTP ciclo.
2CRTP
3CRTP
Energia
Percentual
Energia
Percentual
Passante*
Perdas**
de Perdas
Passante*
Perdas**
de Perdas
MWh
MWh
%
MWh
MWh
%
Rede A2 3.988.246,170 237.654,630
5,959%
5.189.142,090 276.901,784
5,336%
Rede A3 229.724,623
2.427,202
1,057%
290.685,754
2.341,635
0,806%
* A Energia Passante é obtida do cálculo realizado pela ANEEL.
** Valores obtidos descontando-se as perdas calculadas dos transformadores AT/AT e AT/MT.
24.
A ENERSUL apresentou três justificativas para o aumento das perdas de energia em relação
ao 2CRTP. A primeira foi devido ao crescimento de carga. A segunda foi devido a alteração da localização
dos pontos de medição de fronteira, o que acrescentou as perdas das linhas de 138 kV Jupiá-Campo Grande
e Porto Primavera-Dourado das Nações. A última justificativa apresentada foi devido ao intercâmbio de
energia entre as regiões Sudeste/Centro Oeste e Sul.
25.
As perdas percentuais na alta tensão da ENERSUL são elevadas quando comparadas aos
valores de outras distribuidoras. No processo1 do 2CRTP tal fato foi identificado, e houve uma fiscalização
para comprovação dos valores declarados pela Distribuidora. Durante a fiscalização as perdas foram
validadas por meio de medição.
1
Processo n.º: 48500.000886/2007-63
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 7 da Nota Técnica nº 0182/2012–SRD/ANEEL, de 10/12/2012
26.
Em relação às justificativas apresentadas pela ENERSUL, o crescimento de carga pode ser
verificado na coluna Energia Passante informada na Tabela III, onde houve um aumento de 30% da energia
passante no segmento A2. Já a mudança da medição de fronteira ocorreu em outubro de 2006 e como a
referência utilizada no 2CRTP foi de julho de 2006 a junho de 2007, os valores de perdas de duas novas
linhas não foram considerados em quatro meses no 2CRTP. Já a última justificativa, o intercâmbio de energia
entre as regiões Sudeste/Centro Oeste e Sul, é um fator intrínseco ao sistema da ENERSUL e já foi verificado
no 2CRTP.
27.
Diante das justificativas da Distribuidora e do que consta no processo de revisão tarifária do
2CRTP, considera-se que as perdas no segmento de alta tensão da ENERSUL apesar dos valores elevados
estão de acordo com a realidade da Distribuidora. Porém, a ENERSUL será questionada sobre a gestão
adotada para redução das perdas no segmento de alta tensão.
28.
Em sua manifestação a ENERSUL retificou as informações dos circuitos de média tensão.
Após a análise das perdas calculadas foram identificados dois circuitos com perdas acima de 10% da energia
circulante, são eles: AQU01 (perda de 28,513%) e BVI02 (11,265%). A Distribuidora deve relatar as
particularidades dos circuitos listados de forma a justificar valores de perdas tão elevados.
29.
Por fim, a ENERSUL reavaliou as tipologias informadas para os circuitos de baixa tensão. De
acordo com o estabelecido no item 3.1.1 do Módulo 7 do PRODIST a distribuidora pode informar as tipologias
as redes de baixa tensão observando as tipologias listadas no documento. Sendo assim, foi considerada a
classificação adotada pela ENERSUL.
30.
Um ponto não foi questionado no Ofício nº 0385/2012-SRD/ANEEL, mas foi analisado para o
cálculo de perdas apresentado nesta nota técnica. Foram identificados reguladores de tensão com energia
medida ou estimada no secundário maior que a capacidade do regulador. Dessa forma, a energia passante
nos reguladores de tensão foi compatibilizada com as potências nominais dos equipamentos instalados no
SDMT, considerando as características técnicas dos alimentadores que se utilizam desses equipamentos.
III.4. Do Resumo dos Dados da Distribuidora
31.
A seguir é apresentado um resumo dos dados físicos apresentados pela ENERSUL para o
cálculo das perdas técnicas, assim como alguns indicadores obtidos a partir desses dados. Estes parâmetros
mostram em linhas gerais características das redes de distribuição e podem auxiliar na compreensão de
aspectos inerentes ao comportamento das perdas técnicas da distribuidora. Deve-se ressaltar que alguns
dados apresentados aqui podem diferir dos encontrados em outras bases de dados utilizadas na revisão
tarifária da ENERSUL, em razão de existirem redes e equipamentos de terceiros e em virtude do período de
apuração das informações.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 8 da Nota Técnica nº 0182/2012–SRD/ANEEL, de 10/12/2012
Tabela IV: Resumo dos dados referentes aos transformadores da ENERSUL.
Número de transformadores Potência Instalada Total (MVA) Demanda Média Total (MW)*
A2-A3-A3a
2
50,00
12,49
A2-A3-A4
2
60,00
18,48
A2-A3a
6
148,00
49,67
A2-A3a-A4
2
48,00
4,41
A2-A4
39
1068,50
433,74
A3-A3a
4
23,50
9,43
A3-A4
7
63,50
20,97
A3a-A4
47
191,00
90,26
A3a-B
25.575
591,11
32,76
A4-A3
1
10,00
5,39
A4-A3a
19
173,25
59,73
A4-A4
1
7,50
3,15
A4-B
49.073
1682,19
327,84
*obtido pela divisão da energia que passa pelos transformadores pelo tempo (8760 horas).
Tabela V: Resumo dos dados referentes aos reguladores da ENERSUL.
Número de Reguladores Potência Instalada Total (MVA)
Demanda Média Total
(MW)*
A3a
124
26,00
11,65
A4
255
39,59
11,97
*obtido pela divisão da energia que passa pelos transformadores pelo tempo (8760 horas).
Tabela VI: Resumo dos dados referentes aos alimentadores do SDMT da ENERSUL.
Número de Potência
Comprimento
Comprimento
Resistência Média Comprimento
circuitos
Média Total Médio do
Médio do
do Condutor
Total Médio
(MW)
Condutor Tronco Condutor Ramal Tronco (ohms/km) (km)
(km)
(km)
A3a
96
77,56
37,24
235,07
0,67
272,31
A4
224
436,71
7,73
126,84
0,56
134,57
B
Tabela VII: Resumo dos dados referentes aos circuitos do SDBT da ENERSUL.
Número de Potência
Resistência Média do
Resistência Média do Comprimento
circuitos
Média Total
Condutor Tronco
Condutor Ramal
Total Médio (km)
(MW)
(ohms/km)
(ohms/km)
26.186
299,28
0,74
0,94
0,50
III.5. Dos resultados
32.
Apresentamos a seguir as Tabelas VIII, IX e X com os dados da apuração das perdas na
distribuição da ENERSUL para o período base de setembro de 2011 a agosto de 2012.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 9 da Nota Técnica nº 0182/2012–SRD/ANEEL, de 10/12/2012
Tabela VIII - Montante de perdas no sistema de distribuição da ENERSUL.
Descrição
Montantes (MWh/ano)
% da Energia Injetada
Energia Injetada (EI)
5.274.308,851
100,000%
Energia Fornecida (EF)
4.126.872,646
78,245%
Perdas na Distribuição (PD)
1.147.436,205
21,755%
Perdas Técnicas (PT)
646.262,104
12,253%
Perdas Não Técnicas (PNT)
501.174,102
9,502%
Tabela IX - Perdas técnicas da ENERSUL por segmento de rede e transformação.
Perdas Técnicas dos Segmentos
Energia
% da Energia
% da Energia
Passante (EP) Montante (PTS) Passante (IPTS) Total Injetada
MWh
MWh
%
%
Trafos A2-A3
243.816,539
379,897
0,156%
0,007%
Trafos A2-A3a
428.038,194
2.445,096
0,571%
0,046%
Trafos A2-A4 4.016.308,140
21.413,528
0,533%
0,406%
Trafos A3-A3a
85.459,222
658,759
0,771%
0,012%
Trafos A3-A4
189.948,899
1.231,042
0,648%
0,023%
Trafos A3a-A4
533.336,334
4.984,058
0,935%
0,094%
Trafos A3a-B
219.273,153
35.260,157
16,080%
0,669%
Trafos A4-A3
47.550,919
301,808
0,635%
0,006%
Trafos A4-A3a
527.139,803
3.884,133
0,737%
0,074%
Trafos A4-B
2.940.082,840
112.281,088
3,819%
2,129%
Rede A2
5.189.142,090
276.901,784
5,336%
5,250%
Rede A3
290.685,754
2.341,635
0,806%
0,044%
Rede A3a
1.112.254,530
36.361,640
3,269%
0,689%
Rede A4
4.143.835,500
83.179,360
2,007%
1,577%
Rede B
2.631.539,750
49.256,090
1,872%
0,934%
Medidores
2.466.954,410
9.880,046
0,400%
0,187%
Ramais
2.466.954,410
5.501,983
0,223%
0,104%
TOTAL
12,253%
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 10 da Nota Técnica nº 0182/2012–SRD/ANEEL, de 10/12/2012
Tabela X – Perdas técnicas nos transformadores da ENERSUL discriminadas entre ferro e cobre.
Perdas Técnicas
Trafos A2-A3
Trafos A2-A3a
Trafos A2-A4
Trafos A3-A3a
Trafos A3-A4
Trafos A3a-A4
Trafos A3a-B
Trafos A4-A3
Trafos A4-A3a
Trafos A4-B
Energia
Passante (EP)
MWh
Origem
Ferro
243.816,539
Cobre
Ferro
428.038,194
Cobre
Ferro
4.016.308,140
Cobre
Ferro
85.459,222
Cobre
Ferro
189.948,899
Cobre
Ferro
533.336,334
Cobre
Ferro
219.273,153
Cobre
Ferro
47.550,919
Cobre
Ferro
527.139,803
Cobre
Ferro
2.940.082,840
Cobre
TOTAL
Ferro
Cobre
Montante
MWh
193,959
185,937
1.637,113
807,982
9.288,426
12.125,102
355,815
302,943
680,496
550,546
2.263,950
2.720,109
33.217,530
2.042,627
96,579
205,229
1.673,484
2.210,649
68.015,823
44.265,265
117.423,175
65.416,390
% da Energia % da Energia
Passante
Total Injetada
%
%
0,080%
0,004%
0,076%
0,004%
0,382%
0,031%
0,189%
0,015%
0,231%
0,176%
0,302%
0,230%
0,416%
0,007%
0,354%
0,006%
0,358%
0,013%
0,290%
0,010%
0,424%
0,043%
0,510%
0,052%
15,149%
0,630%
0,932%
0,039%
0,203%
0,002%
0,432%
0,004%
0,317%
0,032%
0,419%
0,042%
2,313%
1,290%
1,506%
0,839%
2,226%
1,240%
33.
As Figuras 1 e 2 a seguir mostram os percentuais de perdas, discriminados por segmento do
sistema de distribuição da ENERSUL, em relação à energia passante no próprio segmento e em relação à
energia injetada na rede da distribuidora.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 11 da Nota Técnica nº 0182/2012–SRD/ANEEL, de 10/12/2012
Figura 1- Percentual de perdas técnicas por segmento de rede e transformação em relação à energia
passante no segmento.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 12 da Nota Técnica nº 0182/2012–SRD/ANEEL, de 10/12/2012
Figura 2 - Percentual de perdas técnicas por segmento de rede e transformação em relação à energia
injetada na rede da distribuidora.
34.
Na Figura 3 encontra-se o diagrama unifilar do sistema de distribuição da ENERSUL
ilustrando os valores de perdas de energia calculados e os percentuais por segmento de rede e de
transformação.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 13 da Nota Técnica nº 0182/2012–SRD/ANEEL, de 10/12/2012
Figura 3 – Diagrama unifilar simplificado discriminando as perdas da ENERSUL.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 14 da Nota Técnica nº 0182/2012–SRD/ANEEL, de 10/12/2012
IV. DO FUNDAMENTO LEGAL
35.
Adequado:
A Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, estabelece em seu artigo 6° sobre o Serviço
“Art. 6º Toda concessão ou permissão pressupõe a prestação de serviço adequado ao pleno
atendimento dos usuários, conforme estabelecido nesta Lei, nas normas pertinentes e no
respectivo contrato.
§ 1º Serviço adequado é o que satisfaz as condições de regularidade, continuidade,
eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia na sua prestação e modicidade das
tarifas.”
36.
No art. 2º da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, é disposto que a finalidade da ANEEL é
regular e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, em
conformidade com as políticas e diretrizes do governo federal.
37.
Os contratos de concessão e de permissão de serviço público de energia elétrica dispõem
sobre a obrigatoriedade das distribuidoras garantirem a eficiência na prestação do serviço público. Possuem
ainda disposições específicas sobre a obrigatoriedade do acompanhamento, por parte das distribuidoras, das
perdas elétricas nos sistemas de distribuição.
38.
A Resolução Normativa nº 385, de 8 de dezembro de 2009, aprova as Regras de
Comercialização de Energia Elétrica, versão 2010, de que trata a Convenção de Comercialização de Energia
Elétrica.
39.
A Resolução Normativa ANEEL nº 458, de 8 de novembro de 2011, aprova o Módulo 2 dos
Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET, que define a metodologia e os procedimentos gerais para
realização do Terceiro Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas das Concessionárias de Distribuição de
Energia Elétrica - 3CRTP.
40.
A Revisão 2 do Módulo 7 do PRODIST, aprovada pela Resolução Normativa nº 465, de 22 de
novembro de 2011, estabelece a metodologia e os procedimentos para obtenção dos dados e para a
apuração das perdas dos sistemas de distribuição de energia elétrica.
V. DA CONCLUSÃO
41.
O cálculo de perdas na distribuição apresentado nesta Nota Técnica considerou a
metodologia regulamentada no Módulo 7 do PRODIST e os dados fornecidos pela ENERSUL, possibilitando
a apuração das perdas técnicas, discriminada por segmento do sistema elétrico da distribuidora, e das perdas
não técnicas. Essas últimas foram obtidas pela diferença entre as perdas totais e as perdas técnicas. Tal
resultado pode subsidiar a definição dos limites de perdas, considerando a eficiência energética por nível de
tensão.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 15 da Nota Técnica nº 0182/2012–SRD/ANEEL, de 10/12/2012
VI. DA RECOMENDAÇÃO
42.
Recomenda-se que a SRE, face às informações fornecidas pela distribuidora e de acordo
com os valores obtidos pela aplicação da metodologia da ANEEL, os quais foram apresentados nesta Nota
Técnica, adote o valor da perda técnica nos cálculos da revisão tarifária da ENERSUL que serão submetidos
à Audiência Pública.
DJANE MARIA SAORES FONTAN MELO
LEONARDO MENDONÇA OLIVEIRA DE QUEIROZ
Especialista em Regulação – SRD
Especialista em Regulação – SRD
De acordo:
CARLOS ALBERTO CALIXTO MATTAR
Superintendente de Regulação dos Serviços de Distribuição
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.