Estimação das Perdas Não Técnicas da COOPERLUZ

Com base nos resultados obtidos através do cálculo de perdas técnicas do sistema de distribuição da COOPERLUZ, pode-se associar com o histórico de perdas levantado no Capítulo 4, de forma a estimar o percentual de perdas não técnicas da distribuidora.

Sendo assim, para o ano de 2018, o balanço de energia da COOPERLUZ é apresentado na Tabela 46, em que estão apresentados os montantes de Energia Injetada, ou adquirida pela distribuidora, a Energia Fornecida para os consumidores e as perdas globais na distribuição.

Tabela 46 - Balanço de energia da COOPERLUZ (2018).

Descrição Sigla Montante [MWh] Percentual sobre EI [%] Energia Injetada EI 69.325,150 100,00% Energia Fornecida EF 60.406,269 87,13% Perdas na Distribuição PD 8.918,88 12,87% Perdas Técnicas PT ? ?

Perdas Não Técnicas PNT ? ?

Fonte: Autoria própria.

Tendo em vista que, através do cálculo de perdas técnicas, obteve-se o percentual de 11,19% sobre a energia injetada. Para estimar o valor de perdas não técnicas, deve-se calcular o quanto o valor calculado de perdas técnicas representa da energia fornecida, para assim, obter estimar de forma mais aproximada os montantes de perdas técnicas e não técnicas.

Sendo assim, o percentual que as perdas técnicas calculadas representam da energia fornecida, obteve-se o resultado de 12,60%. Ao aplicar este percentual, sobre a energia fornecida do balanço de energia real da cooperativa, obtém-se o montante de perdas técnicas de 8.918,88 MWh por ano. Ao subtrair este montante do total de perdas, tem-se o montante de perdas não técnicas igual a 1.306,04 MWh.

Sendo assim, pode-se completar o balanço de energia apresentado anteriormente na Tabela 46, com os respectivos montantes de perdas técnicas e perdas não técnicas, conforme a Tabela 47.

Tabela 47 - Balanço de energia da COOPERLUZ (2018) – considerando estimação de perdas técnicas e perdas não técnicas.

Descrição Sigla Montante [MWh] Percentual sobre EI [%] Energia Injetada EI 69.325,150 100,00% Energia Fornecida EF 60.406,269 87,13% Perdas na Distribuição PD 8.918,880 12,87% Perdas Técnicas PT 7.612,842 10,88%

Perdas Não Técnicas PNT 1.306,040 1,88%

Fonte: Autoria própria.

Com base nos dados da Tabela 47, percebe-se que após a estimação das perdas não técnicas, o percentual de perdas técnicas sobre a energia injetada é reduzido. Sendo assim, obtém-se o resultado de que cerca de 2,00% do total de energia injetada no sistema de distribuição da COOPERLUZ não é faturado para os consumidores em virtude de perdas comerciais (erro de leitura, furto ou fraude).

7 CONSIDERAÇÕES FINAIS

Este trabalho se deteve em uma análise das perdas de energia elétrica no sistema de distribuição de energia elétrica de uma permissionária do estado do Rio Grande do Sul. Sendo que no decorrer do trabalho foram avaliados aspectos de âmbito técnico e regulatório.

A abordagem inicial do assunto se deteve em um levantamento histórico do comportamento das perdas de energia no sistema elétrico da cooperativa, desde o ano de 2011, um ano após a regulamentação da distribuidora como permissionária até o ano de 2018.

Nesta avaliação inicial, observou-se um comportamento decrescente das perdas de energia globais da cooperativa, indicando que a mesma adota políticas e diretrizes de operação visando a redução das mesmas. Apesar de no ano de 2017, ocorrer uma elevação considerável no percentual de perdas de energia da distribuidora, é justificado em função da entrada de operação da subestação de distribuição da empresa.

Sendo que a nova subestação consta com dois transformadores de força de 10 MVA cada, e de cerca de 80 km de redes de média tensão. Sendo que posteriormente no cálculo de perdas técnicas, identificou-se que somente a linha de distribuição de 69 kV e os transformadores de potência da subestação são responsáveis por cerca de 3% do total de perdas da cooperativa.

Contudo, no ano seguinte a entrada de operação da SE COOPERLUZ 69 kV, nova redução das perdas de energia é observada. Ao longo do período analisado, comparou-se o comportamento das perdas com parâmetros técnicos e topológicos do sistema de distribuição da cooperativa. Assim, identificaram-se alguns fatores que contribuíram para a redução das perdas ao longo do período analisado, tais como, a maior concentração de UCs por comprimento de rede, maior média de potência instalada por transformador.

Apesar de apresentar um histórico de redução de perdas, em nenhum dos anos analisados as perdas de energia verificadas pela distribuidora encontraram-se

abaixo da meta regulatória estabelecida pela ANEEL. Quanto a isso, levanta-se alguns questionamentos relativos as perdas regulatórias estabelecidas pela agência. Primeiramente, nas duas revisões tarifárias passadas pela distribuidora o órgão regulador elevou o percentual de perdas regulatórias reconhecidas para a cooperativa. Indicando que a meta anterior estava subdimensionada tendo em vista que as perdas reais se encontravam acima da regulatória mesmo após apresentar consideráveis reduções nas perdas.

Neste sentido, o resultado das perdas técnicas calculadas neste trabalho apresentou o valor percentual de 11,19%, sendo que este percentual de perdas já considera a operação do sistema de distribuição em condições otimizadas de operação. Tendo em vista que a metodologia de cálculo de perdas do Módulo 7 do PRODIST é baseada em algumas premissas de forma a obter valores eficientes de perdas, com base nas características do sistema da distribuidora.

Com base nisso, somente o índice de perdas técnicas calculadas é superior ao limite regulatório estabelecido pela ANEEL para a COOPERLUZ (11,08%), ou seja, as perdas regulatórias reconhecidas para a cooperativa não cobrem nem as perdas técnicas para uma condição ótima de operação da rede. Este fato estimula a distribuidora para desenvolver planos de obras e medidas, visando assim, reduzir ainda mais as perdas de energia do seu sistema.

Este é o embasamento da política de regulação por incentivos utilizada pela ANEEL, uma vez que, para evitar os prejuízos em decorrência das perdas reais do sistema de distribuição ser superiores aos limites regulatórios, cabe ao agente de distribuição tomar iniciativas para praticar perdas dentro das metas do órgão regulador.

Porém, o cálculo de perdas técnicas desenvolvido neste trabalho não pode ser utilizado no âmbito regulatório. Uma vez que não atende as prerrogativas exigidas, servindo de parâmetro para estudos acadêmicos.

Visto isso, os resultados de perdas técnicas apresentados neste trabalho, servem de embasamento para que a distribuidora tenha ciência dos alimentadores e segmentos que concentram as maiores perdas, dos alimentadores menos eficientes,

para assim, otimizar o planejamento do sistema de distribuição quanto a gestão das perdas e implementar uma política de redução de perdas.

Sendo assim, com base nos resultados obtidos no Capítulo 5, ressalta-se que a distribuidora deve concentrar os estudos de planejamento e redução de perdas principalmente nos segmentos de rede primária (MT) e nos transformadores de distribuição. Uma vez que estes segmentos juntos representam mais de 75% do total de perdas técnicas da cooperativa.

Quanto aos alimentadores com maiores índices de perdas, conclui-se que a distribuidora deve avaliar não somente o montante de perdas do alimentador para definir a necessidade de melhoria. Uma vez que, tomando como exemplo o alimentador AL04, apesar de apresentar segundo maior montante de perdas da distribuidora (130,471 MWh) é também o segundo mais eficiente em comparação aos demais alimentadores da distribuidora, com percentual de perdas de 9,58%.

Com exceção do alimentador Bela União, que apresenta um montante de perdas irrisório, e durante o período de análise deste trabalho, encontrou-se em um período atípico de operação. Sugere-se que a distribuidora mantenha o foco para redução das perdas técnicas nos alimentadores com maiores perdas percentuais, ou seja, os menos eficientes, sendo eles: AL05, Revolta e Doze de Maio.

Os três alimentadores menos eficientes da distribuidora, com exceção do alimentador Bela União, apresentam perdas técnicas acima de 10%, segure-se uma avaliação detalhada dos mesmos. Tendo em vista, que estes níveis de perdas podem ser decorrentes das características do mercado.

Além disso, não se podem descartar outras soluções no âmbito de redução de perdas, uma vez que a distribuidora deve buscar a operação de seu sistema da forma mais eficiente possível.