Nota Técnica n° 0171/2013-SRD/ANEEL Processo nº ... · SRD/ANEEL foi negado o pleito da ESCELSA...

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Nota Técnica n° 0171/2013-SRD/ANEEL

Em 15 de julho de 2013.

Processo nº: 48500006373/2012-21 Assunto: Análise das contribuições da Audiência Pública nº 041/2013 relativas à avaliação das perdas no sistema de distribuição, referentes à 6ª Revisão Tarifária Periódica da Espírito Santo Centrais Elétricas SA – ESCELSA.

I. DO OBJETIVO 1. Avaliar as contribuições apresentadas na Audiência Pública nº 041/2013, referentes à avaliação das perdas no sistema de distribuição da Espírito Santo Centrais Elétricas SA – ESCELSA, e definir o valor regulatório dessas perdas a ser considerado no Ciclo de Revisão Tarifária Periódica da Distribuidora.

II. DOS FATOS 2. Em 3 de dezembro de 2012, com o objetivo de instruir a distribuidora quanto ao envio dos dados para o cálculo das perdas na distribuição, foi encaminhado o Ofício nº 0413/2012-SRD/ANEEL. 3. Em atenção ao ofício supracitado, a ESCELSA enviou a Carta CT-PRD 12/13, protocolada nesta Agência em 18/2/2013, com os dados referentes ao cálculo de perdas, dentre outras informações. 4. O Ofício nº 0124/2013-SRD/ANEEL, de 13/3/2013, solicitou esclarecimentos sobre os dados enviados pela ESCELSA por meio da carta supracitada. 5. A Carta CT-PRD 22/13, protocolada nesta Agência em 25/3/2013 e enviada em resposta ao ofício acima citado, retificou os dados já encaminhados pela ESCELSA.

6. Adicionalmente, a ESCELSA encaminhou informações complementares por meio da Carta CT-PRD- 29/13, protocolada nesta Agência em 9/4/2013.

Fl. 2 da Nota Técnica nº 0171/2013–SRD/ANEEL, de 15/07/2013.


7. As perdas de energia foram avaliadas por meio da Nota Técnica nº 095/2013-SRD/ANEEL e submetidas à análise e contribuição da sociedade na Audiência Pública nº 041/2013, realizada no período de 8 de maio a 12 de junho de 2013. III. DA ANÁLISE 8. O objetivo desta nota técnica é analisar as contribuições colocadas na Audiência Pública nº 041/2013 e definir os valores de perdas para o sistema de distribuição da ESCELSA, para o período base de janeiro a dezembro de 2012. A metodologia utilizada para a avaliação das perdas foi descrita na Nota Técnica nº 095/2013-SRD/ANEEL. 9. Na Audiência Pública nº 041/2013 foi apresentada apenas a contribuição da ESCELSA com relação ao procedimento de avaliação das perdas no sistema da distribuição. III.1. Análise das Contribuições Apresentadas pela ESCELSA 10. A ESCELSA abordou em sua manifestação quatro pontos relativos ao cálculo apresentado na Nota Técnica nº 095/2013-SRD/ANEEL. 11. O primeiro ponto abordado foi relativo à energia fornecida no período de referência. A ESCELSA informou alteração, juntamente com as justificativas, dos dados do mercado cativo A4 e B e da energia fornecida sem rede associada no subgrupo B. Devido às mudanças, a ESCELSA encaminhou os valores1 necessários para o cálculo de perdas que será apresentado na seção III.2.

12. O segundo ponto foi relativo às perdas no nível A2. Na Nota Técnica nº 095/2013-SRD/ANEEL foi negado o pleito da ESCELSA de considerar o nível médio de perdas do período de 2010 a 2012 nas redes do nível A2. A ESCELSA em sua manifestação apresentou argumentos para as justificativas constantes na Nota Técnica nº 095/2013-SRD/ANEEL.

13. A Escelsa informou que não há incerteza no histórico de perdas no nível A2, uma vez que a medição está localizada nos pontos de suprimento e que seu pleito tem efeito nulo, já que foi baseado na exata apuração do período. Como as perdas no nível A2 foram ocasionadas por atuações que fogem da gestão da Distribuidora, a Escelsa considera que não há previsão no Contrato de Concessão de transferência de risco por conta da parcela não gerenciável de perdas.

14. A causa da variação das perdas no nível A2 é devida ao despacho decidido pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico de usinas térmicas do norte fluminense. A Escelsa informou que a decisão de despacho depende da condição hidrológica dos reservatórios e das condições operacionais disponíveis no Sistema Interligado Nacional e que as intervenções são de curto prazo, sem possibilidade de previsão por parte do Concessionário.

1 Foram reencaminhadas as Tabelas 2.2a “Balanço de energia por nível de tensão” e 2.2b “Detalhamento da Energia Fornecida (TOTAL)”.



15. O pleito da Escelsa para o nível A2, analisado na Nota Técnica nº 095/2013-SRD/ANEEL, foi de considerar a média das perdas percentuais verificadas no período de 2010 a 2012. 16. Segundo o submódulo 2.6 do PRORET:

A ANEEL procederá ao cálculo das perdas técnicas conforme metodologia definida no Módulo 7 dos Procedimentos de Distribuição. A partir da avaliação realizada, será definido o percentual que representa a melhor estimativa de perdas técnicas no momento da revisão, bem como os valores regulatórios que serão utilizados ao longo do ciclo tarifário. (Grifo nosso).

17. Já na Seção 7.1 do Módulo 7 do PRODIST consta o item 3.2.7: “O período de apuração das perdas será preferencialmente anual.” Essa disposição consta desde a primeira versão do Módulo 7, e é a base para todos os cálculos de perdas realizados. 18. Portanto, para estabelecer a melhor estimativa das perdas da Escelsa foi definido o período de análise de janeiro a dezembro de 2012, por ser o período mais próximo do momento da revisão da Distribuidora e possibilitar um prazo factível para as etapas previstas para a revisão tarifária da Escelsa.

19. A Escelsa alega que se fosse considerado para o nível A2 o período de 2010 a 2012 as perdas percentuais para esse nível seriam maiores devido ao elevado valor de perdas verificado em 2010. Como já descrito Nota Técnica nº 095/2013-SRD/ANEEL, as alterações do sistema elétrico que ocorrem no período entre revisões tarifárias podem alterar as perdas da distribuidora, para mais ou para menos, sem que isso resulte em alteração no período base de apuração das perdas.

20. Tal fato pode ser verificado no nível A2 da própria Distribuidora. As perdas técnicas da Escelsa em sua quinta revisão tarifária periódica foram avaliadas considerando o período base de janeiro a dezembro de 2009. Conforme consta na Nota Técnica n° 0031/20102, o valor percentual estabelecido para o ciclo tarifário (2010 a 2012) no nível A2 foi de 2,73% em relação à energia circulante no nível. Na Tabela I constam as perdas no período do ciclo informadas pela Escelsa.

Tabela I – Energia circulante e perdida no nível A2 informada pela ESCELSA para os anos de 2010 a 2012.

Ano Energia Circulante

no A2 Perda nas Redes

em A2+A2/AX Valor

Percentual

2010 9.996.498,00 329.906,00 3,30%

2011 10.238.631,00 155.634,00 1,52%

2012 10.798.212,00 170.804,00 1,58%

2 Processo nº 48500.001094/2010-18



21. Apenas para o ano de 2010 o valor da perda percentual foi superior ao estabelecido para o ciclo. Tal verificação é normal, já que foi estabelecida a melhor estimativa de perdas no momento da revisão tarifária. No caso do nível A2 da Escelsa, a variação das perdas é decorrente de intervenções do ONS de curto prazo e que são dependentes de condições hidrológicas dos reservatórios, ou seja, não há como prever como serão as perdas ao longo do ciclo tarifário. Assim há um risco para a concessionária nos casos onde ocorre aumento da perda técnica no sistema de distribuição inerente à operação do sistema elétrico, no caso da Escelsa houve um prejuízo no ano de 2010, porém nos dois anos restantes do ciclo houve um ganho em relação à perda estabelecida para o ciclo. 22. Considerando que o montante de perdas estabelecido para o ciclo é um valor regulatório e que é normal uma variação em relação às perdas verificas no ciclo, o pleito da Escelsa não será acatado, sendo mantido o valor de perdas no nível A2 apresentado na Nota Técnica nº 095/2013-SRD/ANEEL.

23. A Distribuidora informou correção nos dados3 relativos aos circuitos de média tensão. Tal correção foi devida ao ajuste no algoritmo que define o comprimento tronco e ramal dos alimentadores, que passou a considerar a operação de banco de capacitores instalados nas redes. Essa correção será acatada.

24. Um ponto analisado na Nota Técnica nº 095/2013-SRD/ANEEL foi a classificação de circuitos de média tensão como atípicos. Nesses casos, não se aplica o modelo de cálculo definido no Módulo 7, sendo possível, por exemplo, a adoção de valores calculados pela Distribuidora. O critério adotado para a classificação de circuitos atípicos foi:

a) possuir mais que 95% da rede de condutor tronco; b) possuir menos de 10 transformadores de distribuição; ou c) possuir geração distribuída.

25. Além das redes A4, a Escelsa em sua manifestação solicitou que dois dos circuitos do segmento A3a também fossem classificados como atípicos, apesar de não atenderem ao critério adotado na Nota Técnica nº 095/2013-SRD/ANEEL. A Distribuidora afirma que os circuitos possuem característica de subtransmissão e que possuem menos de 95% da rede de condutor tronco porque atendem a clientes especiais próximos à subestação. 26. Dos 411 circuitos da Escelsa, apenas 36 deles atenderam ao critério descrito. Cabe ressaltar que alguns não foram classificados como atípicos pela Escelsa e atenderam ao critério, nesses casos permaneceram como atípicos. O contrário também pode ocorrer, apesar de não atender ao critério, a Escelsa classifica como atípico e por questão de coerência o pleito da Escelsa não foi acatado. 27. A última contribuição apresentada pela Distribuidora em relação aos circuitos de média tensão foi referente à metodologia adotada no cálculo da variável “comprimento total do circuito de média tensão”, utilizada no modelo de estimação de perda técnica nesse segmento. Como o modelo de regressão adotado pela ANEEL foi desenvolvido para circuitos trifásicos, adequa-se os comprimentos dos ramais bifásicos e monofásicos na obtenção da referida variável.

3 Tabela 2.11a: Circuitos MT e Tabela 2.13: Dados dos condutores dos dados utilizados para o cálculo de perdas.



28. A Escelsa argumenta que a consideração reduz a perda técnica do segmento de média tensão, principalmente em razão da elevada quantidade de circuitos de média tensão com grande proporção de trechos monofásicos. A Distribuidora solicita que sejam considerados atípicos os circuitos de média tensão com comprimento monofásico superior a 50% (131 circuitos) na proporção do comprimento total, sob o argumento de que modelo regulatório não trata devidamente tais casos, agravada pela grande representatividade destas redes no sistema de distribuição da Escelsa (total de 411 circuitos de média tensão). Sendo considerados atípicos, a perda seria definida, por exemplo, de acordo com o apurado pela própria Distribuidora, ao invés do modelo da ANEEL. 29. Sobre este ponto salienta-se que a definição da modelagem de perdas técnicas visa estimar o montante anual de energia para todo o segmento de média tensão. Como se trata de uma metodologia estatística a sua eficácia plena é atingida apenas se avaliada no contexto da apuração global. 30. Além disso, a simulação teórica apresentada pela Distribuidora demonstra que perda técnica obtida pela metodologia da ANEEL para esses trechos seria inferior ao por ela declarado. Foi realizada uma comparação entre as perdas Declaradas de Escelsa e as Calculadas por meio da regressão, a frequência da diferença dos valores é apresentada na Tabela II.

Tabela II – Frequência da diferença entre os valores de perdas declaradas pela Escelsa e as calculadas utilizando a regressão.

Diferença entre o Valor Declarado e o Calculado

em MWh Quantidade de

Circuitos Porcentagem

Menor que -1.000 1 1%

-1.000 a -500 4 3%

-500 a 0 28 21%

0 a 500 69 53%

1.000 a 1.500 15 11%

1.500 a 2.000 8 6%

2.000 a 2.500 2 2%

2.000 a 2.500 3 2%

2.500 a 3.000 0 0%

3.000 a 3.500 0 0%

Maior que 3.500 1 1%

31. Pode-se verificar que em 25% dos circuitos a perda declarada é inferior à calculada e que em 74% dos circuitos a variação foi inferior a 500 MWh/ano para mais ou para menos em relação ao valor calculado. Portanto, não fica demonstrado qual o efeito dessa simplificação sobre o resultado final da estimação realizada pela ANEEL.



32. Dos circuitos restantes cuja perda declarada foi significativamente maior (29 circuitos) foram identificados 4 circuitos com perda percentual declarada pela Escelsa superior a 20% com relação à energia que transita no circuito. Os circuitos identificados são informados na Tabela III.

Tabela III – Circuitos classificados pela Escelsa como atípicos e com elevadas perdas percentuais.

Circuito Perda

Declarada MWh Energia Medida nos Consumidores MWh

Perda Percentual

% Rede Monofásica

Perda Calculada MWh

ITR05 3.544,913 17.193,169 20,62% 58% 2.135,554

NVE02 11.589,854 39.743,897 29,16% 59% 7.400,237

SFR06 3.729,725 16.888,440 22,08% 66% 1.456,478

STR04 3.196,591 14.016,179 22,81% 71% 1.207,692

33. Tais valores são extremamente elevados e sugerem uma possível inconsistência no cálculo da Distribuidora. Ainda que não se trate de inconsistência, entende-se que tais valores não são aceitáveis do ponto de vista regulatório, pois denotam uma ineficiência no transporte de energia e certamente têm consequência no controle de tensão fornecido aos consumidores. 34. Sabe-se que as redes reais são mistas, e que a maior carga (e consequentemente a maior perda em energia) se concentra na parte inicial dos circuitos, normalmente trifásicas. Ou seja, não se espera o mesmo impacto apontado pela avaliação teórica nas redes reais, o que foi confirmado com os circuitos da Escelsa. Contudo, percebe-se, de fato, uma relevante quantidade de circuitos de média tensão com extensões monofásicas. Além disso, na análise feita para circuitos de média tensão pleiteados pela Distribuidora, verificou-se que as perdas apuradas pelo agente se encontram em patamares aderentes. Desta forma, a contribuição será acatada parcialmente, com exceção para os circuitos listados na Tabela III. 35. O último ponto abordado pela Escelsa foi relativo ao cálculo do coeficiente de perdas dos ramais de ligação de acordo com a média ponderada para cada faixa de consumo dos consumidores de baixa tensão.

36. Na Nota Técnica nº 095/2013-SRD/ANEEL foi descrito o procedimento de cálculo do CP dos consumidores de baixa tensão, transcrito a seguir: “O CP dos consumidores de baixa tensão foi obtido ponderando-se os CPs das classes de consumo por seus respectivos mercados”. Assim, o procedimento sugerido pela ESCELSA já foi adotado no cálculo de perdas. Na Tabela IV constam os CPs considerados para a ponderação, tais valores foram obtidos das medições realizadas na Campanha de Medição encaminhada pela Escelsa.

Tabela IV – Coeficiente de perdas considerados no cálculo do CP dos consumidores de baixa tensão.

Classe CP

Comercial 1,5414

Industrial 1,6762

Residencial 1,4589

Rural 1,6269



III.2. Do Resumo dos Dados da Distribuidora 37. A seguir é apresentado um resumo dos dados físicos apresentados pela ESCELSA 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 ESCELSA, em razão de existirem redes e equipamentos de terceiros e em virtude do período de apuração das informações.

Tabela V – Resumo dos dados referentes aos transformadores da ESCELSA.

Número de transformadores Potência Instalada Total (MVA) Demanda Média Total (MW)*

A2-A3 10 418,750 135,505

A2-A3-A3a 1 20,000 6,695

A2-A3-A4 5 116,000 41,428

A2-A3a 13 401,300 148,334

A2-A3a-A4 6 285,000 116,665

A2-A4 19 707,000 284,568

A3-A3a 3 35,000 7,413

A3-A4 45 520,006 197,586

A3a-A4 50 660,839 340,148

A3a-B 156 7,290 0,600

A4-A3a 2 5,000 0,994

A4-B 116.251 3.482,047 489,249

*obtido pela divisão da energia que passa pelos transformadores pelo tempo (8760 horas).

Tabela VI – Resumo dos dados referentes aos reguladores da ESCELSA.

Número de Reguladores Potência Instalada Total (MVA) Demanda Média Total (MW)*

A4 1.123 3318,111 431,295

*obtido pela divisão da energia que passa pelos transformadores pelo tempo (8760 horas).

Tabela VII – Resumo dos dados referentes aos alimentadores do SDMT da ESCELSA.

Número de

circuitos

Potência Média Total

(MW)

Comprimento Médio do

Condutor Tronco (km)

Comprimento Médio do

Condutor Ramal (km)

Resistência Média do Condutor

Tronco (ohms/km)

Comprimento Total Médio

(km)

A3a 34 219,146 7,408 9,081 0,333 16,489

A4 377 753,719 8,168 67,416 0,346 75,584



Tabela VIII – Resumo dos dados referentes aos circuitos do SDBT da ESCELSA.

Número de

circuitos

Potência Média Total

(MW)

Resistência Média do Condutor Tronco

(ohms/km)

Resistência Média do Condutor Ramal

(ohms/km)

Comprimento Total Médio (km)

B 26.682 384,472 0,537 0,836 0,343

III.3. Dos resultados 38. Apresenta-se a seguir as Tabelas IX, X e XI com os dados da apuração das perdas na distribuição da ESCELSA para o período base de janeiro a dezembro de 2012, após a Audiência Pública 041/2013.

Tabela IX – Montante de perdas no sistema de distribuição da ESCELSA.

Descrição Montantes (MWh/ano) % da Energia Injetada

Energia Injetada (EI) 11.735.123,754 100,000%

Energia Fornecida (EF) 10.107.239,502 86,128%

Perdas na Distribuição (PD) 1.627.884,252 13,872%

Perdas Técnicas (PT) 775.620,343 6,609%

Perdas Não Técnicas (PNT) 852.263,915 7,263%



Tabela X – Perdas técnicas da ESCELSA por segmento de rede e transformação.

Energia Passante (EP)

Perdas Técnicas dos Segmentos

Montante (PTS) % da Energia

Passante (IPTS) % da Energia Total Injetada

MWh MWh % %

Trafos A2-A3 1.385.316,730 6.751,272 0,487% 0,058%

Trafos A2-A3a 1.822.969,010 8.689,889 0,477% 0,074%

Trafos A2-A4 3.150.554,530 16.414,796 0,521% 0,140%

Trafos A3-A3a 72.383,269 683,543 0,944% 0,006%

Trafos A3-A4 1.872.497,290 12.715,156 0,679% 0,108%

Trafos A3a-A4 1.737.901,750 10.715,765 0,617% 0,091%

Trafos A3a-B 5.426,813 329,037 6,063% 0,003%

Trafos A4-A3a 8.785,627 79,886 0,909% 0,001%

Trafos A4-B 4.683.772,110 161.627,236 3,451% 1,377%

Rede A2 10.798.212,300 138.948,044 1,287% 1,184%

Rede A3 2.099.098,140 88.895,299 4,235% 0,758%

Rede A3a 2.069.650,320 56.242,915 2,718% 0,479%

Rede A4 6.753.735,330 204.972,551 3,035% 1,747%

Rede B 3.657.700,580 41.695,416 1,140% 0,355%

Medidores 3.768.353,920 15.796,930 0,419% 0,135%

Ramais 3.768.353,920 11.062,608 0,294% 0,094%

TOTAL 6,609%



Tabela XI – Perdas técnicas nos transformadores da ESCELSA discriminadas entre ferro e cobre.

Energia Passante (EP)

Perdas Técnicas

Origem

Montante % da Energia

Passante % da Energia Total Injetada

MWh MWh % %

Trafos A2-A3 1.385.316,730 Ferro 3.485,373 0,252% 0,030%

Cobre 3.265,899 0,236% 0,028%

Trafos A2-A3a 1.822.969,010 Ferro 4.042,609 0,222% 0,034%

Cobre 4.647,279 0,255% 0,040%

Trafos A2-A4 3.150.554,530 Ferro 6.080,631 0,193% 0,052%

Cobre 10.334,165 0,328% 0,088%

Trafos A3-A3a 72.383,269 Ferro 458,980 0,634% 0,004%

Cobre 224,563 0,310% 0,002%

Trafos A3-A4 1.872.497,290 Ferro 4.930,759 0,263% 0,042%

Cobre 7.784,397 0,416% 0,066%

Trafos A3a-A4 1.737.901,750 Ferro 5.540,471 0,319% 0,047%

Cobre 5.175,294 0,298% 0,044%

Trafos A3a-B 5.426,813 Ferro 292,312 5,386% 0,002%

Cobre 36,724 0,677% 0,000%

Trafos A4-A3a 8.785,627 Ferro 53,774 0,612% 0,000%

Cobre 26,112 0,297% 0,000%

Trafos A4-B 4.683.772,110 Ferro 129.148,334 2,757% 1,101%

Cobre 32.478,902 0,693% 0,277%

TOTAL Ferro 154.033,244

1,313%

Cobre 63.973,335 0,545%

39. As Figuras 1 e 2 a seguir mostram os percentuais de perdas, discriminados por segmento do sistema de distribuição da ESCELSA, em relação à energia passante no próprio segmento e em relação à energia injetada na rede da distribuidora. 40. Na Figura 3 encontra-se o diagrama unifilar do sistema de distribuição da ESCELSA ilustrando os valores de perdas de energia calculados e os percentuais por segmento de rede e de transformação.



Figura 1- Percentual de perdas técnicas por segmento de rede e transformação em relação à energia

passante no segmento.

Figura 2 - Percentual de perdas técnicas por segmento de rede e transformação em relação à energia

injetada na rede da distribuidora.



1,29%

1,18%

138.948,04 MWh

A2 A2

10.798.212,25 MWh 4.300.423,94 MWh

SRA

0,00 MWh 1.385.316,73 MWh

3.150.554,53 MWh 1.822.969,01 MWh

A2/A3

0,49% 6.751,27 MWh

0,06%

A2/A4 A2/A3a 4,23%

1.378.565,45 MWh 0,52% 16.414,80 MWh 0,48% 8.689,89 MWh 0,76% Legenda:

0,14% 0,07% 88.895,30 MWh PNT: Perdas Não Técnicas

A3 A3 SRA: Energia sem Rede Associada

720.532,69 MWh 65.322,28 MWh

SRA Percentuais de Perdas:

0,00 MWh 72.383,27 MWh

1.872.497,29 MWh

A3/A3a

0,94% 683,54 MWh 1.814.279,12 MWh

0,01%

A3/A4 2,72%

71.699,73 MWh 0,68% 12.715,16 MWh 0,48%

0,11% 56.242,91 MWh

A3a A3a

174.965,73 MWh 270.078,83 MWh

SRA

0,00 MWh 1.737.901,75 MWh 8.705,74 MWh

5.426,81 MWh

A3a/A4 A4/A3a

0,62% 10.715,77 MWh 1.859.782,14 MWh 3.134.139,74 MWh 0,91% 79,89 MWh

0,09% 0,00%

3,03% A3a/B 2,40%

1.727.185,99 MWh 1,75% 8.785,63 MWh 6,06% 329,04 MWh 1,38%

204.972,55 MWh 0,00% 161.930,14 MWh

A4 A4

41.413,09 MWh 1.703.060,52 MWh

SRA

0,00 MWh 4.683.772,11 MWh

A4/B

3,45% 161.627,24 MWh 5.097,78 MWh

1,38%

1,14% 0,29% 0,42% 18,87%

4.522.144,87 MWh 0,36% 0,09% 0,13% 5,88%

41.695,42 MWh 11.062,61 MWh 15.796,93 MWh 690.333,77 MWh

B B

0,00 MWh 2.898.811,86 MWh

SRA

869.542,07 MWh

PNT

A4A4

B Ram MedPNT

B

PERDAS NA DISTRIBUIÇÃO - ESCELSA

Acima: Percentual de Perdas sobre a Energia

Passante no Segmento

Perdas na Distribuição

775.620,34 MWh

6,609%

852.263,92 MWh

7,263%

1.627.884,26 MWh

13,872%

Abaixo: Percentual de Perdas sobre o Total de

Energia Injetada na Distribuidora

Perdas Técnicas

Perdas Não Técnicas

A2

A3

A3a

Figura 3 – Diagrama unifilar simplificado discriminando as perdas da ESCELSA.



IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 41. A Lei n. 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, estabelece em seu artigo 6° sobre o Serviço Adequado:

“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.”

42. No art. 2º da Lei n. 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. 43. 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. 44. A Resolução Normativa ANEEL n. 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. 45. A Revisão 2 do Módulo 7 do PRODIST, aprovada pela Resolução Normativa n. 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 46. O cálculo de perdas na distribuição apresentado nesta nota técnica considerou a metodologia regulamentada no Módulo 7 do PRODIST e os dados fornecidos pela ESCELSA, 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.



VI. DA RECOMENDAÇÃO 47. 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 ESCELSA, conforme Tabela IX.

DJANE MARIA SOARES FONTAN MELO Especialista em Regulação – SRD

LEONARDO MENDONÇA OLIVEIRA DE QUEIROZ Especialista em Regulação – SRD

De acordo:

CARLOS ALBERTO CALIXTO MATTAR Superintendente de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD

Nota Técnica n° 0171/2013-SRD/ANEEL Processo nº ... · SRD/ANEEL foi negado o pleito da ESCELSA...

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