* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
48554.002484/2014-00 Em 4 de dezembro de 2014.
Processos: 48500.002869/2014-98
Assunto: Análise das contribuições recebidas no âmbito da Audiência Pública nº 26/2014, que tratou do aprimoramento do método de cálculo de perdas na distribuição regulamentado no Módulo 7 – Cálculo de Perdas na Distribuição do PRODIST.
I. DO OBJETIVO
1. Análise das contribuições recebidas no âmbito da Audiência Pública nº 26/2014, que visou obter subsídios para a proposta de aprimoramento do método de cálculo de perdas na distribuição, aplicáveis às distribuidoras de serviço público de energia elétrica no processo de Revisão Tarifária Periódica – RTP. II. DOS FATOS
2. A Consulta Pública nº 11/2013, de 18 de outubro de 2013, foi aberta com vistas a obter subsídios para os aprimoramentos das metodologias de revisão tarifária que ocorrerão a partir de 2015, tratando entre os temas da metodologia de cálculo de perdas na distribuição.
3. A Nota Técnica n° 57/2014-SRD/ANEEL, de 11 de junho de 2014, apresentou proposta de aprimoramento para os métodos de cálculo de perdas, regulamentado no Módulo 7 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional –PRODIST, aplicáveis a cada segmento do sistema de distribuição.
4. Tal proposta foi disponibilizada no âmbito da Audiência Pública nº 26/2014, que foi realizada no período de 14 de agosto a 12 de setembro de 2014, na modalidade intercâmbio documental, com vistas ao recebimento de contribuições dos agentes do setor e da sociedade em geral.
5. A Nota Técnica n° 0104/2014-SRD/ANEEL, de 4 dezembro de 2014, apresentou proposta de aprimoramento dos procedimentos e da metodologia de cálculo de perdas na distribuição regulamentado no Módulo 7 do PRODIST, aplicável às distribuidoras de serviço público de energia elétrica no processo de Revisão Tarifária Periódica – RTP.
III. DA ANÁLISE
6. Na Audiência Pública supracitada foi proposto o método de cálculo de perdas através de estudos de fluxo de potência para a obtenção das perdas nos segmentos de média, baixa e ramais de ligação. Tendo em vistas as contribuições recebidas, avaliadas a seguir nesta Nota Técnica, depreende-se que esse método é adequado para o cálculo de perdas, dada sua maior precisão na obtenção dos montantes de perdas no sistema de distribuição em comparação com modelos estatísticos. A análise das contribuições se encontra divididas nas seções a seguir.
III.1 Identificação de inconsistência no envio de informações
7. Em relação à ocorrência de inconsistências na base de dados das distribuidoras foi proposto na Nota Técnica n° 0057/2014-SRD/ANEEL que não haveria previsão para o envio de novo conjunto de dados no processo de apuração das perdas e que a ANEEL faria os ajustes que fossem necessários à execução do cálculo. Assim, as bases de dados seriam avaliadas pela ANEEL e no pior caso, onde não fosse possível o aproveitamento total ou parcial dos dados, as perdas seriam definidas como o menor percentual já calculado pela ANEEL anteriormente em relação à energia injetada.
8. Sobre o tema, a ABRACE sugeriu que a ANEEL adote um procedimento de verificação dos dados relativos à rede de baixa tensão de forma a validar a viabilidade de sua utilização no estudo de fluxo de potência, citando a possibilidade de se realizar uma verificação amostral em campo.
9. A Daimon ponderou que a Base de Dados Geográfica da Distribuidora – BDGD encaminhada pelas distribuidoras contém informações detalhadas, e como toda base desse porte, está sujeita a erros de cadastro, sendo sempre necessária uma manutenção constante para se garantir a qualidade das informações ali inseridas. Em decorrência da necessidade de ajustar eventuais inconsistências nessas informações utilizadas para o cálculo das perdas, a Daimon sugeriu que a ANEEL crie uma rotina ou cronograma de pré-avaliação da BDGD das empresas, possibilitando que as distribuidoras possam corrigir eventuais problemas de cadastro que venham a prejudicar seu cálculo de perdas técnicas.
10. A Elektro também se mostrou preocupada com a grande quantidade de informações que pode levar a inconsistências passíveis de comprometer o cálculo e propôs que na impossibilidade de aplicação da metodologia de cálculo sejam mantidos os valores de perdas obtidos no 3CRTP, sendo revisto o cálculo apenas em momentos que houver mudanças significativas no mercado ou no sistema elétrico.
11. Sobre o assunto, o Grupo AES Brasil, a Elektro e o Grupo Neoenergia propuseram também que a ANEEL disponibilize para prévia análise das concessionárias um programa que verifique todos os parâmetros necessários para o cálculo das perdas técnicas antes do envio das informações definitivas à ANEEL. Além do processo de verificação das inconsistências, o Grupo AES Brasil sugeriu que as primeiras distribuidoras a passarem por revisão, por possuírem um tempo menor para se adequarem às metodologias, sejam contempladas com um tratamento diferenciado, a ser avaliado por essa Agência.
12. O Grupo Equatorial demonstrou preocupação em relação ao volume de informações a serem fornecidas pelas empresas e sugeriu que em todo o processo de envio e validação das informações para o
cálculo de perdas seja proporcionado tempo suficiente para que as distribuidoras possam corrigir as informações e encaminhá-las à ANEEL.
13. O Grupo Endesa ponderou que alteração dos dados pela própria ANEEL sem tentativa de consultar a distribuidora pode trazer uma representação incorreta da rede e comprometer o cálculo, e sugeriu que a ANEEL faça uma primeira avaliação da BDGD e solicite que a distribuidora faça correções que julgar necessárias.
14. O Grupo Endesa também se manifestou contrário à definição das perdas como o menor percentual calculado pela ANEEL anteriormente, quando da inviabilidade do aproveitamento dos dados. Como alternativa, o Grupo propôs que, caso a concessionária não consiga fazer essas correções, seja aplicada a metodologia de cálculo adotada no 3CRTP com os eventuais ajustes.
15. Por fim, a Light ponderou que a BDGD possui grande quantidade de informações e que em sua concepção original não tinha por finalidade ser utilizada como insumo para o cálculo pelo método de fluxo de potência, que na avaliação da Distribuidora é extremamente exigente quanto à qualidade da conectividade elétrica dos ativos, associação de consumidores com as respectivas fases e montante de energia regular cadastrada. Diante dessa colocação, a Light sugeriu que a ANEEL defina critérios para a formação da base de dados e que se dê tempo às concessionárias para que façam as necessárias adequações e ajustes em seus sistemas georeferenciados.
16. O Grupo CPFL Energia sugeriu uma série de adaptações na BDGD sob o argumento de que a base se encontra estruturada de uma forma que não possibilita sua utilização para fins do cálculo de perdas por meio de estudos de fluxo de potência. Sugeriu também que seja previsto no processo de cálculo das perdas técnicas, os prazos necessários para adequações e correções da base que viabilizem a execução do estudo de fluxo de potência.
17. O envio de qualquer informação por parte das distribuidoras deve necessariamente passar por verificações rigorosas, pois há um grande prejuízo quando as mesmas não estão consistentes. Assim, entende-se que as distribuidoras devem ter rotinas de verificação preparadas previamente ao envio de sua BDGD à ANEEL. Importante ressaltar que a proposta de cálculo das perdas por métodos de fluxo de carga é justamente das distribuidoras, que alegaram ter todas as informações disponíveis para isso1.
18. Para possibilitar a execução do fluxo de potência pela ANEEL, é necessária a elaboração de um programa de validação dos dados e de correção de eventuais inconsistências nas informações prestadas. As contribuições que indicaram esse software foram aceitas. Assim, ainda que as próprias distribuidoras tenham a obrigação de garantir a qualidade dos dados, a ANEEL disponibilizará um programa com rotinas de testes e validações..
19. Esse programa visa realizar a verificação prévia dessas informações com o objetivo de identificar erros e assim dar celeridade ao processo de cálculo, reduzindo as interações entre as distribuidoras e a ANEEL. Desta forma, se não forem detectados erros, ou no caso das inconsistências apontadas pelo validador serem corrigidas, a ANEEL procederá ao cálculo de perdas utilizando o método de
fluxo de potência para o SDMT e SDBT. Se ainda assim os problemas persistirem, e caso sejam identificados, a distribuidora terá oportunidade de corrigi-los, contanto que observe os prazos determinados pela Agência.
20. Entretanto, não se faz necessário prever no regulamento prazos para eventuais correções. Conforme comentado, as distribuidoras terão oportunidade para encaminhar eventuais correções desde que não comprometa o processo de revisão.
21. Devido à necessidade de transparência e reprodutibilidade, pretende-se também disponibilizar o programa de cálculo das perdas às empresas. Esse programa realiza a geração dos códigos de comando na linguagem utilizada pelo OpenDSS a partir das informações preenchidas pelas distribuidoras em arquivos fornecidos pela ANEEL.
22. Haja vista a necessidade de algumas adequações na estrutura da BDGD para possibilitar a extração das informações necessárias ao cálculo de perdas por estudo fluxo de potência, ressalta-se que essa base não será utilizada nos cálculos realizados para as primeiras distribuidoras que passarem pelo processo de Revisão Tarifária. Esse será o procedimento adotado até que as adequações na BDGD sejam aprovadas, as quais estão em discussão na Audiência Pública nº 069/2014. Portanto, as distribuidoras deverão encaminhar à ANEEL as informações para o cálculo em formato especificado quando solicitadas. Ademais, as contribuições do Grupo CPFL Energia sobre as adequações necessárias na BDGD serão avaliadas no âmbito da referida audiência pública.
23. Quanto à solicitação da ABRACE para que seja realizada uma verificação em campo das informações prestadas pelas distribuidoras, entende-se que esse processo deve ser realizado no âmbito de ações da fiscalização que trata da validação da base de ativos das empresas ou da própria BDGD.
24. Sobre a contribuição da Elektro para manter os valores de perdas calculados no 3CRTP na impossibilidade de realização do cálculo, entende-se que a proposta não está em consonância com o encaminhamento dado após as contribuições recebidas no âmbito da Consulta Pública nº 11/2013. Com a adoção de uma metodologia mais detalhada não cabe permitir que as distribuidoras, de certa forma, tenham a prerrogativa de optarem pela realização do cálculo.
25. Pelo mesmo motivo também não é acatada a contribuição do Grupo Endesa quanto à adoção da metodologia aplicada no 3CRTP para o cálculo das perdas quando da impossibilidade da utilização da metodologia proposta nesta Nota Técnica.
III.2 Parâmetros regulatórios
26. Na referida Nota Técnica foi destacado que a ANEEL iria propor nesta Audiência Pública parâmetros regulatórios com vistas a proporcionar um sinal de eficiência para estimular as empresas a atuarem no controle das perdas técnicas, ao mesmo tempo avançando na proposta de reconhecimento apenas das perdas consideradas adequadas.
27. Sobre o assunto, a Daimon argumentou que as perdas técnicas são inerentes à distribuição de energia, e seus valores ideais devem levar em consideração investimentos prudentes necessários para se alcançar valores ótimos de perdas.
28. A Daimon, a Elektro e o Grupo Endesa entendem que os parâmetros regulatórios a serem apresentados pela ANEEL devem estar associados ao estímulo à redução das perdas, e não representar um sinal contrário de penalização para empresas que tenham índices de perdas técnicas mais elevadas em função de características específicas de sua área de concessão e de seu sistema de distribuição.
29. O Grupo AES Brasil argumentou que o sinal de eficiência já está presente indiretamente quando a ANEEL: (i) determinar a trajetória de perdas não técnicas, pois uma redução nestas perdas também diminuem as perdas técnicas; e (ii) atribuir limitadores para as perdas, citando como exemplo aos transformadores de distribuição e medidores.
30. O Grupo CPFL Energia sugeriu um novo parâmetro regulatório que é o estabelecimento de limites mínimos de percentuais de perdas técnicas para as distribuidoras que já apresentam perdas técnicas baixas. A justificativa do Grupo foi a existência de limitações tecnológicas na construção e operação do sistema e a relação dos benefícios obtidos frente aos custos necessários para a redução do nível de perdas técnicas, tendo em vista a prudência nos investimentos e a modicidade tarifária.
31. O argumento de que as perdas são intrínsecas ao sistema elétrico e que não é prudente, do ponto de vista econômico, atingir a perda mínima independente dos investimentos necessários é válido e foi destacado pela ANEEL na Nota Técnica nº 453/2013-SRE/SRD/ANEEL, de 14 de outubro de 2013, que dentre outros assuntos, discutiu conceitualmente propostas para o aprimoramento do método de cálculo de perdas na distribuição. Nesse contexto, entende-se que os parâmetros regulatórios apresentados na Seção III.2 da Nota Técnica n° 0104/2014-SRD/ANEEL vão ao encontro do objetivo de promover um incentivo às distribuidoras para reduzirem suas perdas técnicas sem que essa redução leve a investimentos considerados imprudentes.
32. Em que pese uma gestão por parte da distribuidora com foco em reduzir as perdas não técnicas também acarreta a diminuição das perdas técnicas, uma vez que há diminuição da energia que circula na rede devido ao consumo perdulário, entende-se que outros mecanismos de incentivo, como os parâmetros regulatórios, também poderão ser adotados no cálculo de perdas.
33. Sobre o pleito do Grupo CPFL Energia, ressalta-se que a definição de um percentual mínimo de perdas, tendo em vista a justificativa apresentada pela Empresa, está relacionado ao estabelecimento de um patamar de perdas eficientes. Ressalta-se que uma metodologia que tinha como propósito alcançar esse objetivo foi proposta na Consulta Pública nº 11/2013, sendo revista em decorrência das contribuições recebidas. Entretanto, o método de fluxo de potência, mesmos com a utilização desses parâmetros regulatórios, não tem como finalidade de obter perdas na distribuição otimizadas. Desta forma, entende-se que essa contribuição não deve ser acatada.
III.3 Mecanismos de incentivo à redução das perdas técnicas
34. A ABRACE sugeriu em sua contribuição haver espaço para ampliar os incentivos para que as concessionárias de distribuição aumentem seus esforços para reduzir o nível de perdas técnicas, especialmente a partir de medidas que não dependem de grandes investimentos em capital, citando como exemplo, alterações de critérios de operação das redes, o que resultaria em benefícios tanto para a concessionária quanto para os consumidores, na forma de tarifas menores e uma melhor qualidade do fornecimento.
35. Nesse sentido, a ABRACE propôs inicialmente que seja criado algum tipo de trajetória de redução de perdas técnicas, a exemplo da metodologia de perdas não técnicas, considerando que o patamar de perdas técnicas se encontra estagnado nos últimos anos e que existem soluções para que elas sejam constantemente reduzidas até seu nível ótimo, ou seja, nível no qual a relação custo benefício compense as medidas tomadas para redução das perdas técnicas.
36. A Pxyon também se manifestou sugerindo a adoção de uma trajetória de redução de perdas técnicas sob o argumento de que estão disponíveis no mercado metodologias que permitem calcular o valor otimizado das perdas técnicas para cada conjunto de alimentadores de média tensão.
37. A CEMIG afirmou que o nível de perdas técnicas varia em função do investimento e da operação eficiente das redes e quanto mais investimento que implique em redução do carregamento do sistema, menores serão as perdas. No entanto, a Empresa ponderou que existe um ponto ótimo de operação do sistema, no qual o investimento adicional não compensa o esforço empreendido para a redução das perdas e a respectiva economia com a compra de energia, sendo que os investimentos a partir desse ponto aumentam desnecessariamente as tarifas. Nesse contexto, a CEMIG concluiu que é necessária a realização de estudos bem aprofundados e consistentes, com a participação ativa das distribuidoras para que as mesmas não venham a ser prejudicadas injustamente.
38. Por fim, a ABRACE propôs à ANEEL a atualização das regras relativas à utilização dos recursos de P&D para o estabelecido de critério de aplicação mínima em projetos voltados à melhoria das redes de distribuição com o objetivo de redução efetiva das perdas técnicas e de trazer inovação ao segmento de distribuição, principalmente para aquelas concessionárias que apresentam os piores níveis. 39. Ainda sobre o tema, a ABRACE pleiteou que os projetos de P&D que tratam de perdas técnicas estejam diretamente vinculados a uma redução efetiva de mesmas, pois, de acordo com a Associação, algum mecanismo que contemple essa ideia certamente estimularia as empresas a buscarem reduzir suas perdas sem que novos investimentos sejam necessários.
40. Sobre o estabelecimento de uma trajetória para as perdas técnicas, entende-se que, embora seja importante a criação de mecanismos que incentivem as distribuidoras a adotarem medidas voltadas à diminuição das perdas e que levem em conta a relação custo/benefício em reduzi-las, o estabelecimento de uma trajetória, com foco em atingir o nível ótimo para essa grandeza, requer estudos mais detalhados de modo a não promover um sinal equivocado, que, em última análise, poderá resultar no estabelecimento de uma trajetória de redução que sinalizasse para a realização de investimentos não prudentes. Contudo, a mudança na metodologia de cálculo de perdas que está sendo proposta certamente contribuirá com
informações importantes para que estudos futuros possam ser realizados com vistas a apontar para uma gestão ineficiente dos índices de perdas, e assim permitir a definição de uma trajetória de redução das perdas técnicas futuramente.
41. Ainda sobre o assunto, ressalta-se que a ANEEL tem promovido um sinal de incentivo à redução e controle das perdas técnicas por meio do estabelecimento de parâmetros regulatórios, os quais se encontram descritos na Seção III.2 da Nota Técnica n° 0104/2014-SRD/ANEEL. Um exemplo é da sinalização para que distribuidoras passem a adquirir transformadores mais eficientes.
42. Outra sugestão da ABRACE e da Pxyon seria a criação, pela Aneel, de um mecanismo de acompanhamento dos investimentos que são realizados pela distribuidora para controle e redução do nível de perdas técnicas. Em relação a esse pleito, destaca-se que ANEEL realiza o acompanhamento dos investimentos realizados e previstos pelas distribuidoras por meio do Plano de Desenvolvimento da Distribuição – PDD em um horizonte de dez anos. Entretanto, diante da relevância do tema e dos avanços advindos da proposta de aprimoramento da metodologia de cálculo de perdas, vislumbra-se que futuramente essa contribuição possa ser acatada, haja vista as informações que se encontraram disponíveis das redes das distribuidoras. Entretanto, por se entender que a Agência não possui recursos para realizar o acompanhamento nesse nível de detalhe, essa contribuição não é acatada nesse momento.
43. Com relação à sugestão de destinar recursos mínimos de P&D para redução das perdas técnicas, ressalta-se que se por um lado a proposta faz sentido do ponto de vista da concepção do programa de P&D, por outro lado é mais interessante que o combate às perdas técnicas seja incentivado através, por exemplo, do estabelecimento de parâmetros regulatórios, e isso fomente naturalmente os projetos de P&D nessa área.
III.4 Consideração da sazonalidade para a realização do cálculo
44. A Abradee, a Copel, a Daimon, a Elektro, o Grupo AES Brasil, o Grupo CPFL Energia, o Grupo Equatorial, o Grupo Endesa e o Grupo Neoenergia solicitaram que fosse definida pela ANEEL a base de tempo que se pretende realizar o cálculo das perdas, manifestando-se no sentido de que seria fundamental que a Agência realize o cálculo para cada mês do ano civil, pois deste modo as variações da carga seriam contempladas ao longo do ano. Em relação à topologia do sistema, a Abradee, a Daimon, a Elektro, o Grupo Equatorial e o Grupo Endesa consideraram razoável a manutenção de uma única topologia para o cálculo das perdas mensais.
45. A CEMIG argumentou que as curvas obtidas da campanha de medição representam apenas o comportamento dos clientes e redes no mês de carga máxima e que a simplificação proposta pela ANEEL equivaleria a considerar os 251 dias úteis do ano iguais, com o mesmo formato e mesmo consumo, o mesmo se aplicando aos sábados e domingos/feriados.
46. De acordo com a Empresa, ao se adotar esse procedimento a demanda máxima extrapolada não equivaleria à demanda máxima anual, mas sim à média das demandas máximas mensais. Nesse sentido, a CEMIG ponderou que para o cálculo das perdas de energia é necessário considerar a sazonalidade da carga, uma vez que o aumento das perdas dos meses de maior carga não é compensado
pela redução das perdas nos meses de menor carga. Como sugestão, a Empresa sugeriu calcular perdas de energia simulando mensalmente o fluxo de potência.
47. No que diz respeito à realização do cálculo em base mensal, entende-se que as contribuições apresentadas pelos agentes devem ser acatadas, tendo em vista que a solução apresentada proporcionará a apuração das perdas de forma mais precisa, levando em conta assim a variação mensal das cargas, além do que essa é uma prática já adotada por algumas distribuidoras nos estudos de fluxo de carga para o acompanhamento do nível de perdas em nos sistema de distribuição.
48. A proposta da Abradee, da Daimon, do Grupo Equatorial e do Grupo Endesa quanto à manutenção da mesma topologia para o cálculo das perdas mensais é acatada. Nesse sentido, a configuração das redes de distribuição seria aquela obtida no dia 31 de dezembro do ano anterior à realização do cálculo, em consonância com o envio feito pelas Empresas para fins da composição da BDGD. O recebimento dessas informações em base mensal implicaria em um volume muito grande de dados. Embora as redes de distribuição em média tensão terem muitas reconfigurações ao longo do ano, essas mudanças na maioria das vezes ocorrem de forma temporária, como no caso de transferência de carga entre alimentadores por conta da ocorrência de falta.
49. Ressalta-se aqui a necessidade de informações mais precisas ainda por parte das distribuidoras. Uma vez que o fluxo de carga será iterativo, com correção das cargas com base na energia medida em cada alimentador, deve-se atentar que a execução anual teria a vantagem de anular eventuais alterações das cargas dos alimentadores, provenientes de reconfigurações. Com o fluxo de carga mensal, a energia medida nos alimentadores deverá ter uma precisão mensal razoável.
50. Por fim, em que pese a sugestão da CEMIG represente um maior nível de detalhamento, o que a princípio é desejável do ponto de vista da precisão do resultado, entende-se que a mesma não deve ser acatada. Isso porque a proposta levaria a utilização direta das medições individuais de cada unidade consumidora medida na campanha de medição. A utilização de curvas de medição foi um problema enfrentado nos cálculos realizados no 3CRTP para os alimentadores de média tensão, pois foram detectadas muitas inconsistências nos dados encaminhados pelas empresas, o que resultou na necessidade de realização de diversas considerações a fim de se obter o Coeficiente de Perdas – CP dessas curvas.
III.5 Curvas de carga
51. Na Nota Técnica n° 0057/2014-SRD/ANEEL foi proposto que as curvas de carga a serem atribuídas a cada ponto de consumo de baixa e média tensão sejam obtidas das curvas de carga (consumidores-tipo) informadas pelas distribuidoras, sendo que existindo mais de uma curva de consumidor-tipo essas seriam sorteadas na proporção do mercado que representam.
52. A Abradee, a Daimon, o Grupo AES Brasil e o Grupo Equatorial demonstraram preocupação acerca do método de sorteio no sentido de garantir que os resultados do cálculo sejam mantidos em caso de execuções consecutivas do estudo de fluxo de potência.
53. Como alternativa, esses agentes propuseram, em caso de não poder ser assegurada a manutenção dos resultados, a obtenção de uma tipologia média a partir da média das tipologias existentes
ponderada por suas respectivas participações no mercado. Já o Grupo AES Brasil sugeriu que o sorteio fosse flexibilizado mediante os casos em que a distribuidora especifique qual é a tipologia de um determinado cliente ou região.
54. Ainda sobre o tema, o Grupo AES Brasil argumentou que além da diferenciação dos três dias típicos (dia útil, sábado e domingo), deveria haver também uma diferenciação das curvas ao longo do ano, desde que a concessionária tenha feito campanha de medição em dois períodos.
55. Em que pese considerar adequada a utilização da curva de carga proveniente da campanha de medição para o processamento do fluxo de potência para o SDMT, o Grupo EDP propõe que haja previsão de processamentos mensais nos casos nos quais existam variações substanciais do perfil de consumo ao longo do ano.
56. A CEMIG propôs não utilizar as curvas de carga típicas no cálculo da perda de energia, mas executar o fluxo de potência com a demanda média e calcular a perda de energia considerando o Coeficiente de Variação (CV), conforme metodologia utilizada no 3CRTP. Segundo a Distribuidora, esse procedimento traria as vantagens ao procedimento de cálculo, como precisão, simplificação, transparência e assimetria. 57. Outro aspecto abordado pela CEMIG foi em relação à utilização das curvas de carga específicas dos clientes de média tensão, quando disponíveis, de forma a aprimorar a estimação do fluxo de potência nos trechos dos alimentadores e a apuração mais precisa das perdas técnicas.
58. O Grupo EDP também contribuiu nesse sentido para o cálculo das perdas no cobre dos transformadores de distribuição, propondo que tais montantes de perdas fossem apurados a partir das curvas de carga medidas que formam a tipologia, aplicando-se o Coeficiente de Perdas conforme procedimento adotado no 3CRTP. No entendimento do Grupo EDP, a utilização da curva típica dos consumidores em baixa tensão agregada à transformação por meio do processamento do fluxo de potência não é adequada para caracterizar a real variabilidade da corrente dos enrolamentos.
59. Outra proposta do Grupo EDP é para que seja utilizado o Coeficiente de Perdas ponderado a montante (transformações) e a jusante (unidades consumidoras em baixa tensão), e obtido a partir das medições originais que formaram a tipologia, uma vez que, de acordo com o Grupo, a utilização da curva típica irá traduzir em erros expressivos de estimação.
60. Não obstante a pertinência da proposta da Abradee, Daimon e Grupo Equatorial, a contribuição do Grupo AES Brasil é parcialmente aceita. Desta forma, propõe-se que as distribuidoras atribuam uma curva de carga (consumidor-tipo) para cada ponto de consumo, devendo observar a proporção do mercado de cada classe e faixa de consumo para os consumidores BT e a proporção do mercado de cada faixa de potência no caso dos consumidores MT.
61. Sobre a contribuição do Grupo AES Brasil em relação à campanha de medição, entende-se que a realização da campanha em dois períodos com o intuito de capturar a variação no perfil de consumo das cargas não se justificaria, pois além de acarretar custo adicional, também traria mais complexidade ao procedimento de cálculo, que já requer uma grande quantidade de informações.
62. A proposta, já adotada no 3CRTP, de se utilizarem os dados das campanhas de medição para a caracterização da carga e definição da estrutura tarifária é embasada na vantagem de vinculação de dois processos, utilizando-se informações já disponíveis (portanto sem custo adicional). A vinculação dos processos diminui a possibilidade de erros ou mau uso por parte de alguns agentes.
63. O mesmo argumento pode ser colocado em resposta à contribuição do Grupo EDP sobre variações do perfil de consumo ao longo do ano, pois a consideração de curvas de carga diferentes para cada mês de apuração aumentaria sobremaneira o complexidade do procedimento de cálculo, além de desvincular os processos já mencionados.
64. Quanto à consideração das perdas devido à variação, a proposta da CEMIG apresenta dois pontos de atenção. O primeiro diz respeito ao cálculo dos CV dos circuitos de baixa tensão, que no 3CRTP eram obtidos pela média aritmética entre os CV dos transformadores de distribuição e os CV dos consumidores de baixa tensão. Embora a CEMIG tenha reconhecido isso em sua contribuição, esse procedimento implica em certa imprecisão na obtenção desse coeficiente.
65. O segundo está relacionado aos CV dos alimentadores de distribuição. Considerando a metodologia proposta nesta Nota Técnica (estudo de fluxo de potência), uma alternativa no sentido de incorporar a proposta da CEMIG seria obter esses coeficientes pela média entre o CV da curva de carga da saída do alimentador, se disponível, e o CV das curvas dos transformadores de distribuição. No entanto, pelos mesmos motivos apresentados para os circuitos de baixa tensão esse procedimento também apresenta imprecisão, pois os trechos mais próximos à subestação, onde o carregamento é mais elevado, possuem um fator de carga maior do que os trechos periféricos do alimentador, o que resulta em uma superestimação do CV do circuito. Cabe ressaltar que esse problema não ocorria no 3CRTP, pois a forma construção do modelo de regressão utilizado para o cálculo das perdas já considerava um ajuste para correção dessa superestimação das perdas. Assim, o argumento da CEMIG não é aceito.
66. Ao contrário do que a CEMIG colocou, a proposta trazida pela Distribuidora de executar o fluxo de potência para a demanda média implicaria em um aumento da complexidade para o cálculo, principalmente em termos de programação, devido à necessidade de se implementar o processo iterativo de cálculo com vista à considerar as perdas técnicas devido às perdas não técnicas.
67. Em relação à afirmação da CEMIG de que sua proposta resultaria em mais transparência, reduzindo assim a assimetria de informação, ressalta-se que as informações necessárias para a realização do cálculo seriam basicamente as mesmas, diferindo apenas quanto à execução do fluxo de potência que passaria de 24 para apenas um patamar. Portanto, entende-se que não deve ser acatada a proposta da CEMIG para que se adote o mesmo método de cálculo empregado pela a ANEEL no 3CRTP quanto às perdas devido à variação da carga.
68. Embora a proposta da CEMIG de considerar curvas de carga específicas para os consumidores de média tensão estar em consonância com o objetivo de obter resultados mais precisos, por outro lado, a incorporação da proposta irá adicionar mais complexidade ao procedimento de cálculo que já requer uma grande quantidade de informação. Ademais, a vantagem em se considerar a tipologia para os consumidores de média tensão é quanto à consistência das informações, uma vez que as medições individuais das unidades consumidores podem apresentar erros.
69. Em relação ao pleito do Grupo EDP sobre as perdas no cobre, cabe ressaltar que o procedimento de cálculo de perdas a partir dos consumidores de baixa tensão que agrega ponto a ponto as curvas de carga dos consumidores BT à jusante até chegar ao transformador é a prática utilizada na maioria dos estudos de fluxo de potência realizados pelas empresas. Por outro lado, não ficou demonstrado que o procedimento sugerido pelo Grupo EDP resulta em valores de perdas mais precisos. Portanto, essa contribuição não é aceita.
70. A proposta do Grupo EDP de caracterização da carga para os consumidores do SDBT não é aceito pelos mesmos motivos já colocados para negar o pleito da CEMIG para esse segmento.
III.6 Modelo de representação da carga
71. A Abradee, a Daimon, o Grupo Equatorial e o Grupo Neoenergia afirmaram que o modelo da carga a ser estabelecido para estudo é um item muito importante na definição dos parâmetros de cálculo para o estudo fluxo de potência e, consequentemente, no cálculo das perdas técnicas. Para ilustrar as variações no resultado do cálculo das perdas técnicas devido aos parâmetros utilizados na modelagem da carga, a Daimon realizou simulações variando os modelos de carga. As simulações mostraram uma diferença de até 21,64% nos resultados do cálculo das perdas técnicas.
72. Em relação aos parâmetros do modelo a serem utilizados para sistemas de distribuição, a Abradee, a Daimon e o Grupo Equatorial entendem que o modelo mais utilizado para a representação da carga é o modelo denominado ZIP (modelo proposto na NT 57/2014), no qual a carga pode ser representada por uma combinação percentual de parcelas de impedância (Z), corrente (I) e potência (P), constantes. 73. No entanto, o que a Abradee, a Daimon, o Grupo Equatorial, o Grupo Neoenergia e a Light discutem sobre o tema são as proporções propostas na Audiência Pública nº 26/2014 para a composição do modelo de carga, onde a parcela reativa foi representada como 100% impedância constante, e a parcela ativa como 50% potência constante e 50% impedância constante. Segundo esses agentes, não foi apresentada nenhuma análise ou justificativa que embasasse essa proposição.
74. A alternativa proposta pela Abradee, pela Daimon, pela Celesc, pelo Grupo Equatorial e pelo Grupo Neoenergia é que a ANEEL adote um modelo de carga para cada classe de consumo (residencial, industrial e comercial), o que significaria um modelo para cada alimentador em função das cargas atendidas. O Grupo Neoenergia sugere ainda que seja realizado estudo específico para definição dos modelos de carga (podendo-se para isto usar as curvas obtidas nas campanhas de medição e no relatório da Pesquisa de Posse de Equipamentos e Hábitos de Uso) e que os resultados sejam testados e comparados com medições realizadas em campo.
75. Por fim, a Abradee, a Daimon e o Grupo Equatorial ponderaram a exiguidade de tempo da 1ª fase Audiência Pública nº 26/2014. Nesse contexto, a Daimon afirmou que realizará pesquisa e análise para a proposição de percentuais mais adequados para a 2ª fase referida Audiência Pública sobre o cálculo de perdas na distribuição.
76. O Grupo AES Brasil e o Grupo CPFL Energia sugeriram que o modelo de carga seja analisado individualmente para cada alimentador. De acordo com Grupo AES Brasil, a modelagem de carga
apresentada na proposta da ANEEL implica em uma redução de perdas em relação às cargas de potência constante. Já o Grupo CPFL Energia ponderou que cada região de uma determinada concessionária pode apresentar um comportamento de carga diferenciada.
77. A proposta da ABRACE foi de utilizar o modelo de carga ZIP baseado nas curvas de tipologia informadas pelas distribuidoras, seguindo a mesma estratificação adotada para o segmento BT. Segundo a Associação, isso resultaria numa melhor descrição de cada cliente individualmente, quando comparado ao modelo de carga fixo proposto pela ANEEL. Como justificativa, a ABRACE argumentou que cada classe da tipologia poderia ter um modelo de carga fixo, exemplificando que unidades consumidoras residenciais poderiam ter maior contribuição de impedância constante e as industriais maior contribuição de potência constante.
78. Por sua vez, o Grupo EDP argumentou que a proposta da ANEEL fica prejudicada, pois não consta motivação pela opção de compor a carga segundo o modelo denominado ZIP com 50% de potência constante e 50% de impedância constante. De acordo o Grupo, com base na observação operacional, em geral, as cargas apresentam majoritariamente um comportamento de 100% de corrente constante. No entendimento do Grupo o estabelecimento do modelo de carga adequado deveria ser atribuído por tipo de consumidor (residencial, industrial e comercial) e atrelado à tensão na barra da subestação, com exceção do modelo 100% corrente constante.
79. Ao contrário do que colocaram os demais agentes, a Elektro discordou que o modelo ZIP seja o mais adequado para representação da carga, pois de acordo com a Distribuidora os consumidores de média tensão possuem cargas com potência constante, ao passo que para as cargas BT é necessário levar em consideração uma maior difusão de lâmpadas fluorescentes, que são cargas de corrente constante, em substituição às incandescentes, que são de impedância constante. Como proposta, a Elektro sugeriu que a modelagem da carga seja indicada pelas distribuidoras em seus processos de cálculo das perdas técnicas, e para maior assertividade, podendo ser informado por circuito de média tensão, por exemplo, em função dos tipos de consumidores (residencial, comercial e industrial).
80. Já a Pxyon contribuiu no sentido de que a proporção de cada modelo seja ajustada para melhor representar cada tipo de unidade consumidora, citando que consumidores industriais, que normalmente possuem mais motores, poderiam ser representados por um percentual maior de P (potência constante), com relação a Z (impedância constante).
81. Os percentuais propostos na referida Nota Técnica foram retirados do item 8.2.10 do Submódulo 23.3 dos Procedimentos de Rede, que define os percentuais a serem utilizados para estudos em sistemas CA quando não há informações para representação da carga em função da tensão, que é o caso. Tendo em vista que não se dispõe de um levantamento confiável das características das cargas no sistema de distribuição, entende-se que a proposta ora apresentada deve ser mantida.
82. Também não se entende adequado que as distribuidoras tenham a prerrogativa de propor o modelo de carga a ser utilizado nos estudos de fluxo de potência. Essa sugestão resultaria em aumento na assimetria de informação devido à subjetividade na proposição dos coeficientes do modelo ZIP. Outra consequência indesejável é a falta de uniformidade, que prejudicaria a análise comparativa para a definição das perdas não técnicas regulatórias.
83. Sobre a sugestão do Grupo Neoenergia, para que se realize estudo específico sobre os percentuais a serem adotados no modelo de carga, embora seja uma colocação pertinente, entende-se que não é factível no momento a realização de tal estudo com a finalidade de aplicação imediata nos cálculos a serem realizados nos próximos processos de revisão.
84. Em relação ao impacto alegado pela Daimon, ressalta-se que a diferença percentual mencionada, de 21,64%, foi obtida comparando-se a situação na qual todas as cargas foram modeladas como potência constante, pior caso em termos de perdas, com o cenário onde as mesmas foram caracterizadas como impedância constante, situação que resulta em perdas menores dentre todos os modelos de carga mencionados. Embora a análise seja válida para ilustrar a importância da definição do modelo de carga, cabe frisar que a comparação de casos extremos, conforme apresentado na simulação pela Daimon, não reflete a proposta constante da Audiência Pública nº 26/2014.
85. Também é importante ressaltar que tal resultado apresenta variações significantes a depender das características específicas de cada alimentador considerado na simulação. Isso pode ser observado a partir da realização de estudos de fluxo de potência em um alimentador real, utilizando-se para isso o programa OpenDSS. A partir dessa análise, chegou-se a valores distintos dos apresentados pela Daimon, conforme ilustra a tabela a seguir.
Tabela I: Comparação do cálculo de perdas entre modelos de carga.
Modelo da carga Perda Técnica MWh/ano Diferença em relação ao Modelo 1
Modelo 1 – P cte 30.161 0%
Modelo 2 – I cte 29.226 3,10 %
Modelo 3 – Z cte 28.476 5,59 %
86. Depreende-se da tabela anterior que a maior diferença observada foi de 5,59% quando se compara as perdas do modelo com 100% de carga caracterizada como potência constante com o modelo com 100% de impedância constante. No entanto, essa diferença é menor ainda quando se compara o modelo de carga ZIP proposto na Nota Técnica nº 57/2014-SRD/ANEEL.
87. Em que pese à contribuição da Pxyon seja coerente quanto aos argumentos colocados, o estabelecimento de percentuais arbitrários não traria grande vantagem em relação ao que está sendo proposto. Portanto, a sugestão não é aceita.
III.7 Impedância dos cabos
88. A Abradee, a Daimon, a Elektro, o Grupo Equatorial, o Grupo Endesa e o Grupo Neoenergia questionaram a utilização pela ANEEL da resistência e da reatância de sequência positiva. Na visão desses agentes, dever-se-ia considerar a matriz de impedância de cada segmento de rede obtida a partir dos dados de resistência, raio médio geométrico (RMG) dos condutores e da geometria da rede. De acordo com os agentes, o fato de não adotar esse procedimento poderia implicar em perdas menores, dependendo do modelo de carga utilizado, uma vez esse tipo de cálculo resulta em tensões mais equilibradas.
89. A Celesc também sugeriu que a ANEEL adotasse a matriz de impedância, justificando que os resultados nos níveis de tensão podem se alterar de forma significativa se for utilizado o modelo de impedâncias simétricas.
90. O Grupo AES Brasil ponderou que os valores de resistência e reatância de sequência positiva, propostos para composição da impedância dos condutores, não são adequados porque seu cálculo é feito por meio de redes trifásicas equilibradas, não refletindo a realidade das redes de distribuição em operação. No entanto, o Grupo não apresentou proposta para o tema.
91. A Pxyon sugeriu que a correção da resistência dos condutores seja realizada considerando a temperatura média ambiente da região, durante o período considerado no cálculo.
92. Inicialmente cabe destacar que o cálculo de perdas a partir da impedância de sequência positiva é uma prática adotada por algumas distribuidoras visitadas por técnicos desta Agência com o objetivo de conhecer a metodologia de cálculo empregada pelas Empresas. Ademais, em que pese ter sido comentada a possibilidade desse fato contribuir para subestimação das perdas quando da utilização de alguns modelos de carga, não foram apresentados estudos que mostrem a magnitude dessa redução de modo a sinalizar a necessidade de se adicionar uma maior complexidade ao cálculo de perdas, especialmente tendo em vista o nível de consistência da BDGD encaminhada por algumas distribuidoras. Outro aspecto seria a dificuldade de auditar essa informação por meio de comparação com dados prestados pelas distribuidoras à ANEEL para outros processos, ou mesmo por ações de fiscalização.
93. Quanto à contribuição da Pxyon, entende-se que a proposta apresentada pela Empresa adicionaria uma complexidade considerável ao cálculo de perdas, que já requer um grau elevado de detalhamento e estudos não disponíveis. Assim, essa contribuição não é aceita, sendo mantida, conforme metodologia vigente, a temperatura de operação dos condutores elétricos igual a 55 °C.
94. Outro ponto que – de acordo com a Abradee, a Daimon, a Celesc, a Elektro e o Grupo Equatorial – corrobora a adoção da matriz de impedância é o fato da ANEEL ter sinalizado que pretende utilizar os resultados do cálculo de perdas para apurar os índices DRP e DRC futuramente. Segundo esses agentes, os resultados da apuração do nível de tensão em regime permanente podem se alterar de forma significativa em caso de se adotar somente a impedância de sequência positiva.
95. O Grupo AES Brasil contribuiu sobre o assunto ponderando que o acompanhamento índices de nível de tensão em todas as unidades consumidoras por meio do estudo de fluxo de potência é adequado para mapear as possíveis áreas críticas da rede e dificilmente poderá predizer os níveis de tensão efetivos em uma instalação. A razão para essa limitação, na avaliação do Grupo, seria porque o modelo não conta com a variação da tensão proporcionada pelo regulador de tensão dos transformadores nas subestações e também pelo fato do estudo de fluxo de potência contemplar apenas o estado de operação da rede em regime permanente, não capturando o comportamento dinâmico do sinal elétrico.
96. Em relação à substituição da medição amostral para fins de apuração de DRP e DRC, ressalta-se que, na forma como foi colocado na Nota Técnica n° 0057/2014-SRD/ANEEL, trata-se de uma possibilidade a ser avaliada futuramente. Por outro lado, caso se decida pela adoção dessa prática, a metodologia detalhada para sua implementação será objeto de estudo, assim como eventuais limitações
serão discutidas oportunamente em audiência pública específica. No entanto, apesar das limitações mencionadas, o nível de tensão obtido através do estudo de fluxo de potência é um bom indicativo do estado operativo da rede e pode balizar ações das distribuidoras para melhoria do atendimento às unidades consumidoras, além de ações de fiscalização por parte da ANEEL.
III.8 Tratamento da geração distribuída (GD) e cogeração
97. A Abradee, a Daimon, a Elektro, o Grupo Equatorial, o Grupo Endesa e o Grupo Neoenergia argumentaram que não foi possível identificar se no Método Normal a Geração Distribuída é tratada como uma carga PQ negativa. Segundo os agentes, essa é uma situação válida para os casos em que o volume injetado pela GD no alimentador é pequeno se comparado à carga total do alimentador em que a mesma se encontra conectada, ao passo que quando a injeção de potência se torna significativa frente à carga total do circuito, o mais adequado é tratar a GD como uma barra PV, utilizando métodos de cálculo baseados em análise nodal. Diante desses argumentos, os agentes solicitaram a ANEEL esclarecimentos sobre como a geração deve ser modelada para efeito de cálculo de fluxo de potência, bem como disponibilizar a metodologia de cálculo conhecida como “Normal”.
98. A AES Brasil sugeriu que para os barramentos que possuem geração distribuída as barras sejam classificadas como PV, enquanto que para aqueles que contemplam cogeradores, deve-se observar se a predominância no sistema é da carga (injeção de energia) ou da geração (exportação de energia). Quando a predominância for de carga, a AES Brasil propôs que o barramento seja classificado como PQ e quando for de geração, a classificação das barras passe a ser PV.
99. A Daimon e o Grupo Neoenergia se manifestaram quanto à forma que devem ser modeladas as unidades de cogeração que podem operar, como carga ou geração, dependendo se estão absorvendo ou fornecendo potência para a rede de distribuição. De acordo com a Daimon, é necessário levar em conta essa alteração entre períodos de carga e geração, tendo em vista que tal variação pode ocorrer não somente em períodos mensais, mas também ao longo do dia.
100. Ainda sobre o tema, o Grupo CPFL Energia também externou sua preocupação em relação aos circuitos que possuem geradores conectados, e propôs a identificação desses circuitos de média e baixa tensão com geradores ou que tenham característica de subtransmissão para análise específica por estudo de fluxo de potência.
101. Elementos não-lineares, como cargas e geradores, são tratados pelo Modelo Normal como equivalente de Norton, onde a matriz de impedância (Yprim) é constante e uma corrente de "compensação" ou injeção (corrente adicionada no vetor de injeção de corrente nos sistema de equações de solução do problema) compensa a parte não-linear. Isto funciona bem para a maioria das cargas e geradores conectados ao sistema de distribuição e permite a utilização de uma grande gama de modelos de variação da carga com a tensão, bem como converge satisfatoriamente para maioria das condições típicas na distribuição. A matriz Yprim é geralmente constante para fins de eficiência computacional, embora não seja uma exigência do programa.
102. Para solucionar o sistema de equações, obtém-se uma estimativa inicial para as tensões por meio da realização de um fluxo de potência com todas as cargas desconectadas, ou seja, apenas
considerando os elementos séries. O próximo passo é iniciar o processo iterativo, calculando-se as correntes de injeção para todos os elementos de conversão de energia do sistema, que serão acrescentadas ao vetor de injeção de corrente, e assim resolver o sistema obtendo-se uma nova estimativa para as tensões. Esse processo se repete até que os valores de tensão apresentem um erro de 0,0001 pu. A matriz (Yprim) não é geralmente reconstruída durante o processo de iteração de modo que a solução seja mais rápida.
103. O procedimento de solução descrito conhecido como Método Normal tem a característica de ser um processo iterativo simples de convergir para a maioria dos sistemas de distribuição que têm capacidade suficiente para atender a carga. O outro algoritmo iterativo de solução disponível no OpenDSS é o de Newton, este por sua vez mais utilizado no caso de sistemas mais difíceis de serem solucionados, não devendo ser confundido com o método de Newton-Raphson, típico para estudos fluxo de potência em sistemas de transmissão.
104. Apresentadas as considerações acerca do Método Normal, ressalta-se que o mesmo considera o gerador no cálculo como uma injeção de potência nos dois casos: modelado por meio do objeto “Load”, atribuindo valor negativo à carga, ou por meio do objeto “Generator”. As duas formas são adequadas para representar o gerador, sendo mais usualmente adotada aquela que considera o gerador por meio do objeto “Generator”. Nessa forma de modelar, quando se utiliza o modelo de carga 3 (potência constante), o gerador se aproxima de uma barra PV assim como em um estudo de fluxo de carga tradicional. Desta forma, depreende-se que o Método Normal é adequado para o tratamento dos casos em que há GD conectada aos alimentadores de distribuição, mesmo para os casos em que a potência injetada se torna significativa frente à carga total do circuito.
105. Não obstante a proposta da Daimon e do Grupo Neoenergia ser no sentido de apurar as perdas em base mensal, o fato colocado pelos agentes, onde ocorrem situações em que o fluxo de energia se inverte longo do dia, traz dificuldades adicionais para o cálculo como, por exemplo, a necessidade de solicitar informações mais detalhadas em relação às curvas de carga desses agentes de geração. Com vistas a contornar o problema, que ainda não se verifica com relativa frequência em sistemas de distribuição em média tensão, contemplando assim também a contribuição do Grupo CPFL Energia, propõe-se que nessas situações as perdas sejam aquelas informadas pelas distribuidoras, ficando a cargo da ANEEL a avaliação da consistência das informações. No entanto, ressalta-se que esse caso só se aplica a geradores que representem injeção relevante de potência na rede de distribuição de média tensão.
III.9 Tratamento de reguladores de tensão e capacitores
106. Por considerarem uma questão significativa em seus sistemas de distribuição devido a grande extensão de suas áreas rurais, a Copel e o Grupo CPFL solicitaram que os bancos reguladores de tensão sejam considerados de acordo com os ajustes para cada equipamento, evitando-se assim erros significativos nos níveis de perdas e tensão dos alimentadores.
107. A Abradee, a Daimon e o Grupo Equatorial se manifestaram no sentido de que a consideração de reguladores de tensão e bancos de capacitores é fundamental para a correta apuração das perdas técnicas, ponderando que a modelagem desses equipamentos ainda carece de detalhes. Sobre o tema, os agentes mencionaram que para que a tensão no regulador seja regulada em 105% no exemplo apresentado na Nota Técnica nº 57/2014-SRD/ANEEL, o parâmetro “Taxa de conversão do TP”, definido pela
fórmula (ptratio=(13.8 3 sqrt / 100 / ), deve ser corrigido, multiplicando-se por mil. Nesse sentido, os agentes solicitam que esse ponto seja melhor esclarecido, especialmente em quanto a forma de se calcular o parâmetro “Taxa de conversão do TP”.
108. A respeito dos bancos de capacitores automáticos, o Grupo CPFL Energia considerou necessário o estabelecimento de um critério para identificar se esses equipamentos serão considerados ligados ou desligados na execução do método de fluxo de carga, se o estudo for executado para 24 valores de carga para dia útil, sábado e domingo.
109. A fim de esclarecer melhor sobre “Taxa de conversão do TP”, ressalta-se que esse um parâmetro da modelagem utilizado pelo OpenDSS, do objeto “Reg control”, que multiplicado pela “Taxa de conversão do TC” resulta na tensão, em Volts, a ser regulada pelo equipamento. Nas informações a serem encaminhadas à ANEEL, as distribuidoras não deverão fornecer esses dois parâmetros, apenas o valor da tensão, em pu, que o regulador se propõe a atingir. Tais parâmetros serão definidos quando da geração dos códigos na linguagem de programação utilização pelo OpenDSS.
110. Sobre a contribuição do Grupo CPFL Energia, cabe ressaltar que os capacitores conectados às redes de distribuição para fins de controle do nível de tensão fornecem energia reativa ao sistema, corrigindo assim o fator de potência. No entanto, tendo em vista que o fator de potência das cargas é um parâmetro regulatório (definido em 0,92), contemplar esses bancos nos estudos de fluxo de potência pode levar à inconsistência no resultado das simulações. Assim, não serão considerados os capacitores na execução do fluxo de carga pela ANEEL.
111. Conforme observado pela Abradee, Daimon e Grupo Equatorial, a fórmula mencionada anteriormente deve ser multiplicada por mil, uma vez que o OpenDSS considera a unidade de tensão a ser regulada em Volts.
112. A Contribuição da Copel a respeito do regulador de tensão é acatada. Como pode se verificar no exemplo apresentado na III.4.2.5 da Nota Técnica n° 0057/2014-SRD/ANEEL, a distribuidora deve informar a tensão em pu que será monitorada no secundário do equipamento.
III.10 Apuração das perdas nas Demais Instalações de Distribuição – DIT
113. De acordo com o Grupo EDP a variação histórica das perdas nas redes de alta tensão é fortemente influenciada pelas seguintes razões:
política de despacho das instalações de geração;
interferências nas instalações da Rede Básica;
entrada em operação de novos acessantes no SDAT;
variação da carga da distribuidora; e
obras nas instalações em alta tensão da distribuidora.
114. Pelos motivos anteriormente elencados, o Grupo EDP considera necessário que as perdas nas DIT, tanto exclusivas quanto compartilhadas, sejam definidas anualmente em todos os processos
tarifários (reajuste e revisão). Caso essa contribuição não seja aceita, o Grupo solicitou que ao menos se estabeleça o índice médio do período tarifário anterior.
115. Cumpre esclarecer inicialmente que a apuração de perdas nas DIT compartilhadas e exclusivas é realizada de forma distinta. Nas primeiras, a contabilização das perdas é realizada pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE com a utilização do Sistema de Medição de Faturamento – SMF. As perdas nessas instalações têm características de serem apuradas com maior precisão e com periodicidade mensal, de acordo com as regras definidas nos Procedimentos de Comercialização, sendo discriminada a parte de responsabilidade de cada agente.
116. Por outro lado, a apuração das perdas nas DIT exclusivas se assemelha à realizada no SDAT, e apesar do comando para obtê-las por meio de sistema de medição, não há a obrigatoriedade de apuração de modo individualizado por instalação, como ocorre nas DIT compartilhadas. Na maioria dos casos as perdas nas DIT exclusivas são apuradas em conjunto com as perdas do SDAT.
117. Desta forma, o motivo pelo qual a regulamentação dá o mesmo tratamento às DIT exclusivas daquele empregado às redes do SDAT, deve-se à diferença na forma como as perdas nas DIT são apuradas. 118. Sobre o pleito do Grupo EDP para que seja considerado um índice médio de perdas com base no período tarifário anterior, entende-se que o mais adequado é a manutenção do procedimento adotado atualmente, ou seja, que as perdas nas DIT compartilhadas sejam definidas a cada reajuste ou revisão, ao passo que as perdas nas DIT exclusivas e no SDAT sejam definidas na revisão, com base no período de apuração anual.
119. Em que pesem às variações no índice de perdas durante o período tarifário nas redes de alta tensão, ressalta-se que tais oscilações ocorrem tanto para mais quanto para menos, portanto não configurando um comportamento que prejudica sistematicamente a distribuidora, situação que caberia adoção de alguma medida para mitigar o problema.
120. Por outro lado, a adoção dos últimos 12 meses como base para a apuração das perdas permite que sejam contempladas as perdas na configuração mais atual do sistema, o que é relevante para os casos onde houve obras significativas.
121. Assim, entende-se que o procedimento proposto tem maiores benefícios do que o proposto pela Distribuidora. Ademais, há instrumentos que a distribuidora pode adotar, previsto no contrato de concessão, em caso desse fato provocar um desequilíbrio econômico-financeiro na empresa.
III.11 Apuração das perdas no Sistema de Distribuição de Alta Tensão – SDAT
122. Na Nota Técnica nº 57/2014-SRD/ANEEL foi proposto que o montante de perdas no SDAT passe a ser encaminhado à ANEEL anualmente, com referência ao ano civil, e discriminado mês a mês, ao invés de somente quando do cálculo de perdas na RTP.
123. Sobre o assunto, o Grupo AES Brasil alegou que para discriminar as perdas obtidas por medição entre os níveis de tensão que compõem o SDAT é necessário determinar a perda nos
transformadores de potência, o que implicaria em refazer todo o cálculo de perdas técnicas para os demais segmentos da rede, gerando assim, na visão do Grupo, uma carga de trabalho desnecessária. Nesse contexto, o Grupo sugeriu que a ANEEL permita às distribuidoras utilizarem o fluxo de potência na alta tensão para fins de segregar as perdas entre os níveis, uma vez que o percentual calculado para os transformadores de potência não impactaria no percentual de perdas técnicas apurados por medição.
124. O Grupo AES Brasil ainda propôs que o método de fluxo de potência seja estendido para o SDAT em casos excepcionais, como aqueles oriundos de falta ou problemas de medição, após avaliação da ANEEL.
125. Sobre esse tema, o Grupo EDP ponderou que o dispositivo constante do item 1 da Seção 7.5 do Módulo 7 do PRODIST, transcrito a seguir, deve ser mantido.
“
1 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. Nos demais subsistemas das perdas poderão ser apuradas por estudos de fluxo de carga.
“
126. No entendimento da Elektro o dispositivo mencionado no parágrafo anterior também deve permanecer, uma vez que, na avaliação da Empresa, a simples consideração de medições para reconhecimento das perdas nestas redes pode impactar negativamente sua correta valoração. Ademais, a Elektro colocou que já há rotinas de validação das medições de fronteira e em subestações de distribuição de modo a evitar que problemas na medição interfiram na correta apuração do fluxo passante nas redes do SDAT, sendo que em casos excepcionais se faz mais prudente o uso do método de fluxo de potência devido a eventuais problemas na medição.
127. O Grupo CPFL Energia argumentou no sentido de que com a possibilidade do uso exclusivo da medição para o cálculo de perdas de energia das redes do SDAT, não há necessidade de segmentação das perdas dos transformadores de potência, uma vez que a apuração das perdas no SDAT por medição já inclui também as perdas ocorridas nesses equipamentos.
128. A CEB-DIS solicitou que as perdas no SDAT, apuradas por medição, não sejam informadas à ANEEL por nível de tensão e sim pelo montante total. A justificativa apresentada pela Distribuidora é que a existência de anéis no SDAT dificultaria a apuração das perdas por nível de tensão.
129. No entendimento da CEB-DIS, as redes de 34,5 kV utilizadas para fins de sub-transmissão, por apresentar características semelhantes às redes de 138kV e 69kV, poderiam ter suas perdas obtidas do sistema de medição.
130. A contribuição do Grupo AES Brasil a respeito da periodicidade de apuração das perdas no SDAT é parcialmente aceita. Propõe-se que não sejam mais enviadas as perdas anualmente, apenas no momento da Revisão Tarifária. No entanto permanece a obrigatoriedade do envio das mesmas discriminadas mês a mês.
131. Entretanto, as contribuições da CEB-DIS e do Grupo CPFL Energia para que as perdas no SDAT não sejam segmentadas entre os níveis de tensão não são aceitas. Ressalta-se que apesar de não ser possível algumas vezes apurar as perdas para cada nível de tensão do SDAT através de medição, por não se dispor de medidores em todos os pontos de conexão desse sistema, as distribuidoras poderão alternativamente realizar estudos de fluxo de carga, obtendo assim os percentuais de perdas em cada nível de tensão e nos transformadores de potência, e posteriormente segregar essas perdas entre os níveis de tensão aplicando esses percentuais às perdas obtidas pelo sistema de medição. Ademais, é essencial que as perdas dos transformadores de potência sejam discriminadas daquelas ocorridas nas redes do SDAT, pois o resultado do cálculo é insumo para a definição das tarifas de referência de perdas no âmbito da Estrutura Tarifária.
132. Em relação ao pleito do Grupo AES Brasil, do Grupo EDP e da Elektro solicitando a previsão da utilização de estudos de fluxo de potência em casos excepcionais, inicialmente faz-se necessário frisar o contexto que levou a ANEEL a inserir esse dispositivo no regulamento. À época da aprovação do Módulo 7 do PRODIST estabeleceu-se um prazo para que as distribuidoras adequassem seu sistema de medição de modo que todas as SED estivessem aptas para obterem a energia passante nessas instalações, o que permitiria a totalização das perdas no SDAT através do sistema de medição. Nesse contexto, o referido comando foi acrescentado com o intuito de estabelecer que as distribuidoras que tivessem condições de apurar as perdas por medição na maior parcela do SDAT assim o fizessem, sendo ainda permitida a apuração das perdas por estudos de fluxo de potência onde as distribuidoras não pudessem apurar as perdas por meio de medição. No entanto, como o prazo para a adequação já se esgotou, esse dispositivo não se faz necessário.
133. Em última análise, entende-se que as perdas no SDAT devem ser apuradas por medição, haja vista que não foram identificados problemas dessa natureza durante os cálculos efetuados no 3CRTP, além do que, tal proposta adicionaria certo grau de subjetividade na identificação dos casos excepcionais citados pelas distribuidoras, o que não é desejável e deve ser evitado. Obviamente, se for identificado qualquer erro ou problema que inviabilize a apuração dessas perdas por medição, deve-se buscar adotar outro procedimento de forma excepcional – no entanto, essa excepcionalidade não precisa de previsão expressa no regulamento.
134. Para os circuitos de média tensão com finalidade de interligar subestações, propõe-se que as perdas não sejam calculadas pela ANEEL por meio de estudos de fluxo de potência, como acontece para os demais circuitos desse segmento. As perdas a serem consideradas nesse caso serão aquelas informadas pelas distribuidoras, sendo obtida pelo método de cálculo de perdas utilizado pela Empresa, como por exemplo, informações provenientes do sistema de medição ou mesmo estudos de fluxo de carga. Cabe ressaltar que a distribuidora deverá identificar esses circuitos quando do preenchimento das planilhas com as informações necessárias para o cálculo de perdas. Dessa forma a contribuição da CEB-DIS é aceita.
III.12 Apuração das perdas nos transformadores de potência
135. O Grupo EDP concordou com a manutenção do procedimento já adotado no 3CRTP, contudo solicitou que seja prevista a possibilidade de avaliação discricionária de casos excepcionais, onde a distribuidora deverá comprovar um método alternativo mais preciso.
136. Como o método de cálculo das perdas dos transformadores de potência é apenas para fins de segregação das perdas nestes equipamentos daquelas ocorridas nas redes de alta tensão, sem influenciar, portanto, as perdas totais, que são obtidas por meio do sistema de medição, entende-se que não há necessidade de considerar a adoção de um método alternativo mais preciso nesse caso. Assim, essa contribuição do Grupo não é aceita.
III.13 Apuração das perdas no Sistema de Distribuição de Média Tensão – SDMT
137. No que diz respeito à tensão a ser utilizada como referência para o estudo de fluxo de potência no barramento de saída da subestação, o Grupo AES Brasil argumentou que o uso fixo de 1 pu deveria ser flexibilizado, uma vez que, de acordo com a Empresa, a operação dos equipamentos de distribuição obedece a uma curva de tensão versus carga determinada para cada subestação. Sobre o assunto, o Grupo EDP sugeriu a adoção da tensão de barramento de 1,05 pu, que em sua avaliação levaria em consideração as melhores práticas operativas.
138. O Grupo CPFL Energia, por sua vez, entendeu que devem ser considerados pela ANEEL na execução do estudo de fluxo de potência os valores de ajustes de tensões nos barramentos de saída de cada alimentador.
139. Na avaliação da CEB-DIS, as redes de 34,5 kV utilizadas para fins de sub-transmissão, por apresentar características semelhantes às redes de 138kV e 69kV, poderiam ter suas perdas obtidas do sistema de medição.
140. O Grupo CPFL Energia também sugeriu que o sistema 34,5 kV, principalmente para os casos onde estas redes operam como sistema de subtransmissão, interligando subestações de distribuição, ou em alguns casos, onde além da interligarem subestações de distribuição também atendem à consumidores em média tensão.
141. O Grupo EDP propôs que as perdas técnicas dos circuitos do SDMT e dos transformadores de distribuição que possuam medição à montante e à jusante sejam apuradas por meio de medição, pelos mesmos motivos que os circuitos do SDAT e transformadores de potência.
142. A contribuição da CEB-DIS, do Grupo AES Brasil e do Grupo CPFL Energia são aceitas, sendo adicionado na planilha que solicita as informações do cálculo de perdas o campo “Tensão de Operação”, no qual as distribuidoras deverão informar a tensão, em pu, que o circuito opera a maior parte do período de apuração das perdas. Essa informação também deverá constar das BDGD.
143. Para os circuitos de média tensão com finalidade de interligar subestações, propõe-se que as perdas não sejam calculadas pela ANEEL por meio de estudos de fluxo de potência, como acontece para os demais circuitos desse segmento. As perdas nesse caso devem ser informadas pelas distribuidoras e obtidas preferencialmente a partir de informações provenientes do sistema de medição ou, alternativamente, por estudos de fluxo de potência. Cabe ressaltar que a distribuidora deverá identificar esses circuitos quando do preenchimento das planilhas com as informações necessárias para o cálculo de perdas.
