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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

Nota Técnica n° 0174/2012-SRD/ANEEL

Em 5 de dezembro de 2012.

Processo nº: 48500.003421/2012-20

Assunto: Análise das contribuições da Audiência Pública nº 079/2012 relativas à avaliação das perdas no sistema de distribuição, referentes ao 3º Ciclo de Revisão Tarifária Periódica, da Companhia Luz e Força Santa Cruz – CPFL SANTA CRUZ.

I. DO OBJETIVO

Avaliar as contribuições apresentadas na Audiência Pública nº 079/2012, referentes à avaliação das perdas no sistema de distribuição da Companhia Luz e Força Santa Cruz – CPFL SANTA CRUZ, e definir o valor regulatório dessas perdas a ser considerado no 3º Ciclo de Revisão Tarifária Periódica – 3CRTP. II. DOS FATOS 2. O prazo para envio dos dados necessários ao cálculo de perdas no sistema de distribuição está regulamentado no Módulo 10.1 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, o qual define também a ordem, as condições de realização, os requisitos de informações e as obrigações periódicas concernentes aos processos de revisão tarifária das distribuidoras. 3. Em 31 de maio de 2012, com o objetivo de instruir a distribuidora quanto ao envio dos dados para o cálculo das perdas na distribuição, foi encaminhado à CPFL SANTA CRUZ o Ofício nº 0214/2012-SRD/ANEEL. 4. Em atenção ao ofício supracitado, a CPFL SANTA CRUZ enviou a CARTA nº 070/OR/CPFL SANTA CRUZ/2012, de 16 de agosto de 2012, com os dados referentes ao cálculo de perdas, dentre outras informações. 5. Após a análise dos dados, a SRD encaminhou à CPFL SANTA CRUZ o Ofício nº 0316/2012-SRD/ANEEL, de 05 de setembro de 2012, apontando inconsistências nos dados enviados.

Fl. 2 da Nota Técnica nº 0174/2012–SRD/ANEEL, de 05/12/2012.


6. Em resposta ao Ofício citado, a CPFL SANTA CRUZ enviou a CARTA nº 080/OR/CPFL SANTA CRUZ/2012, de 12 de setembro de 2012, com os dados corrigidos. 7. As perdas de energia foram avaliadas por meio da Nota Técnica nº 0150/2012-SRD/ANEEL e submetidas à análise e contribuição da sociedade na Audiência Pública nº 079/2012, realizada no período de 04 de outubro a 12 de novembro de 2012. III. DA ANÁLISE 8. O objetivo desta nota técnica é analisar as contribuições colocadas na Audiência Pública nº 079/2012 e definir os valores de perdas para o sistema de distribuição da CPFL SANTA CRUZ, para o período base de julho de 2010 a junho de 2011. A metodologia utilizada para a avaliação das perdas foi descrita na Nota Técnica nº 0150/2012-SRD/ANEEL. 9. Na Audiência Pública nº 079/2012 foi apresentada apenas a contribuição da CPFL SANTA CRUZ com relação ao procedimento de avaliação das perdas no sistema da distribuição. III.1. Análise das contribuições apresentadas pela CPFL SANTA CRUZ 10. A CPFL SANTA CRUZ apresentou a sua contribuição discordando dos padrões adotados de perdas dos transformadores de distribuição. A Distribuidora discordou da aplicação da norma da ABNT NBR 5440:2011, entendendo que deveriam ser aplicados os padrões da ABNT NBR 5440:1999, argumentando que:

a) a metodologia que definiu o procedimento de cálculo das perdas na distribuição foi discutida na AP 025/2011, tendo como resultado a REN Nº 465, de 22 de novembro de 2011, publicado no DOU de 01/12/2011;

b) a ANEEL deveria utilizar os padrões de perdas estabelecidos na norma ABNT 5440/1999,

uma vez que a data base dos dados solicitados para a revisão tarifária da CPFL SANTA CRUZ, embora essa tenha sido postergada pela ANEEL, é 30 de junho de 2011;

c) além disso, a fabricação de transformadores em atendimento a esta nova versão da NBR

5440/2011 tem uma carência para início da fabricação de unidades com estes novos valores de perdas térmicas e magnéticas. A validade da norma é a partir de 30/12/2011;

d) deve ser preservado o princípio da tempestividade em que os mesmos são fabricados,

adquiridos e colocados em operação a serviço da concessão. No caso presente, a Agência adota para equipamentos já instalados normas editadas para fabricação de futuros transformadores de distribuição;

e) para efeito de comparação entre os valores destas duas versões da norma ABNT que

especifica as perdas, a CPFL SANTA CRUZ apresentou a tabela abaixo:



Tabela: Perdas de Energia apresentados na AP nº 079/2012

f) como pode ser observado, entre as duas normas existe uma significativa diferença, para menor que, se aplicada a um parque de transformadores instalados da ordem de 8 mil unidades, provoca uma redução no percentual de perdas que não corresponde a realidade dos equipamentos em operação na empresa, e que foram adquiridos com especificação sob a égide de perdas da NBR 5440/1999. As razões para a aplicação da versão vigente à época de aquisição destes ativos podem ser resumidas como:

a substituição do parque de transformadores da empresa, para atender a

especificação da versão da NBR 5440/2011, que passou a ser utilizada pela ANEEL, resultaria em um valor de reposição elevado, somente na aquisição de novas unidades e que ainda não estão disponíveis no mercado. Neste custo não estão incluídos os componentes menores (COM) nem os custos adicionais (CA). A distribuidora entende que tal imposição por redução de perdas técnicas relativas aos transformadores de distribuição acabaria onerando, desnecessariamente, os consumidores, uma vez que o seu parque está bem conservado e com vida útil abaixo da determinada pela REN 474/2012, que é de 25 anos. Reforça-se o fato de que com os transformadores em uso não se consegue tal padrão de perdas a menos de sua substituição. Não há qualquer outra possibilidade operacional que leve a este patamar imposto. Portanto não se trata de incentivo a eficiência.

é importante ressaltar que a validade da NBR 5440/2011 é posterior a data da RTP da

CPFL SANTA CRUZ, e que também, conforme, Submódulo 10.1 do PRORET, o Laudo de Avaliação dos Ativos deve ser entregue 120 dias antes da RTP, com data de corte para consideração dos ativos na BRR do 3CRTP em 31/08/2011, antes da validade da nova versão da NBR e que não seria possível a aquisição destes transformadores com as perdas que ainda estariam por ser implementadas pelo parque nacional de fabricantes.



no site da ABNT, verifica-se que a NBR 5400/2011 é válida a partir de 30/12/2011. Como a data de corte para consideração dos ativos adquiridos no período incremental é 31/08/2011, esta distribuidora entende que a referida norma não se aplicaria à CPFL SANTA CRUZ, e sim para as aquisições futuras.

considerando os valores especificados da NBR 5440/99 as perdas na transformação

A4-BT) passam para 1,735%, conforme simulação da empresa.

g) Não se trata de discutir a validade quanto ao uso da referência da ABNT para o cálculo das perdas e sim da tempestividade da sua aplicação. Os percentuais de perdas adotados para efeito de cálculo devem ser aqueles vigentes à época de aquisição destes bens e que a correta tempestiva na aplicação da norma ABNT não contraria o que está prescrito no PRODIST, aliás, só reforça o que está descrito na regulamentação.

11. Quanto ao questionamento da CPFL SANTA CRUZ, podem-se resumir os argumentos apresentados pela Distribuidora em dois. O primeiro, de natureza jurídica, é com relação à impossibilidade de aplicação de uma norma que possui vigência posterior à data em que deveria ter sido realizada a RTP da distribuidora. O segundo argumento é que mesmo que a aplicação da norma seja possível, isso não seria tecnicamente aceitável, pois os transformadores já foram adquiridos e não é factível a troca dos mesmos para adequar-se aos limites impostos. 12. Ressalta-se que as normas publicadas pela ABNT se encaixam no conceito de Norma Técnica. Normas Técnicas são documentos que não possuem observância obrigatória, conforme previsto no sítio eletrônico da própria ABNT. Reproduz-se a seguir, para melhor fundamentação, as definições de Norma Técnica e Regulamento Técnico constantes do sítio eletrônico do INMETRO1:

Regulamento Técnico: Documento aprovado por órgãos governamentais em que se estabelecem as características de um produto ou dos processos e métodos de produção com eles relacionados, com inclusão das disposições administrativas aplicáveis e cuja observância é obrigatória. Também pode incluir prescrições em matéria de terminologia, símbolos, embalagem, marcação ou etiquetagem aplicáveis a um produto, processo ou método de produção, ou tratar exclusivamente delas.

Norma Técnica: Documento aprovado por uma instituição reconhecida, que prevê, para um uso comum e repetitivo, regras, diretrizes ou características para os produtos ou processos e métodos de produção conexos, e cuja observância não é obrigatória. Também pode incluir prescrições em matéria de terminologia, símbolos, embalagem, marcação ou etiquetagem aplicáveis a um produto, processo ou método de produção, ou tratar exclusivamente delas.

Tanto normas quanto regulamentos técnicos referem-se às características dos produtos, tais como: tamanho, forma, função, desempenho, etiquetagem e embalagem, ou seja, a grande diferença entre eles reside na obrigatoriedade de sua aplicação.

1 www.inmetro.gov.br. Acesso em 5/9/2012.

http://www.inmetro.gov.br/



13. Destaca-se ainda que, conforme consta do item 4.6 da ABNT NBR 5440, os valores de perdas constantes de seu anexo são valores máximos de referência para “transformadores aplicáveis a redes aéreas de distribuição, nas tensões primárias até 36,2 kV e nas tensões secundárias usuais dos transformadores monofásicos e trifásicos, com enrolamento de cobre ou alumínio, imersos em óleos isolantes com resfriamento natural”. Ou seja, os valores constantes da referida norma são valores máximos – se espera, portanto, que as perdas desses equipamentos sejam menores, mesmo sabendo-se que a norma não possui observância obrigatória. 14. Além disso, a norma não é aplicável a todos transformadores de distribuição do país, mas apenas àqueles que atendem às características técnicas descritas no parágrafo anterior. Apesar de esses equipamentos representarem a grande maioria do mercado, sabe-se da existência de outros equipamentos, como os transformadores produzidos com núcleo com metal amorfo, que apresentam perdas em vazio até 75% inferiores aos demais equipamentos. 15. Traçado o cenário anterior, a ANEEL, buscando cumprir sua função de incentivar a eficiência na prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica, procura definir valores de perdas que estimulem a eficiência do planejamento da distribuidora, que, em teoria, deve considerar o custo das perdas de energia na expansão e melhoria dos sistemas de distribuição. 16. Assim sendo, é sabido que as distribuidoras que capitalizam as perdas dos transformadores de distribuição deveriam adquirir esses equipamentos com perdas menores do que as constantes da ABNT NBR 5440. Há situações inclusive onde a solução mais econômica é a aquisição do transformador com núcleo amorfo – afinal, mesmo possuindo um custo de aquisição mais elevado, o custo da energia perdida no horizonte de operação compensaria essa opção. 17. As perdas técnicas das distribuidoras no 2CRTP foram definidas com base na ABNT NBR 5440:1999 – que também apresenta perdas máximas, para um cenário do ano de 1999. No decorrer do ciclo tarifário, espera-se que as distribuidoras tenham adquirido transformadores ainda mais eficientes. No momento da definição das regras para o 3CRTP, procurava-se, portanto, uma nova referência para a definição de perdas mais baixas para os transformadores de distribuição. Sabia-se que a nova ABNT NBR 5440 estava próxima a ser publicada, uma vez que a mesma havia passado por Consulta Nacional de 12/11/2010 a 11/01/2011. Antes da aprovação do regulamento do 3CRTP, a revisão 2011 da referida norma foi publicada. Decidiu-se, portanto, aplicar os valores constantes da ABNT NBR 5440:2011. 18. Por fim, ressalta-se que é importante a adoção dos mesmos valores de perdas dos transformadores para todas as concessionárias no 3CRTP. Caso a nova NBR 5440 não tivesse sido publicada até a finalização das regras para o 3CRTP, a proposta da ANEEL seria a adoção dos mesmos valores de perdas constantes nessa norma. A diferença seria apenas de forma: ao invés de citar a norma, as tabelas com os referenciais de perdas constariam do Módulo 7 do PRODIST. Dessa forma, entende-se que não há qualquer óbice, seja jurídico ou técnico, à utilização da ABNT NBR 5440:2011 no processo tarifário da CPFL SANTA CRUZ. Desse modo, decide-se pela manutenção dos valores de perdas submetidos à Audiência Pública nº 079/2012, os quais foram apresentados na Nota Técnica nº 0150/2012-SRD/ANEEL.



III.2. Do Resumo dos Dados da Distribuidora 19. A seguir é apresentado um resumo dos dados físicos apresentados pela CPFL SANTA CRUZ 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 CPFL SANTA CRUZ, em razão de existirem redes e equipamentos de terceiros e em virtude do período de apuração das informações.

Tabela I – Resumo dos dados referentes aos transformadores da CPFL SANTA CRUZ.

Número de transformadores

Potência Instalada Total (MVA) Demanda Média Total (MW)*

A1-A2 2 150 11,30

A2-A3 1 41,66 3,49

A2-A3-A4 1 41,66 3,49

A2-A3a 2 55 4,08

A2-A3a-A4 8 221 19,74

A2-A4 3 71,875 58,14

A3-A3a 1 20 5,07

A3-A4 19 175,87 47,70

A3a-A4 6 35,97 10,37

A4-B 8800 332,381 60,51

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

Tabela II – Resumo dos dados referentes aos reguladores da CPFL SANTA CRUZ.

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

A4 67 22,25 4,78

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

Tabela III – Resumo dos dados referentes aos alimentadores do SDMT da CPFL SANTA CRUZ.

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 4 9,59 22,91 2,55 0,41 25,46

A4 120 104,44 6,74 48,79 0,54 55,52



Tabela IV – Resumo dos dados referentes aos circuitos do SDBT da CPFL SANTA CRUZ.

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 4385 56,95 0,44 0,72 0,49

III.3. Dos resultados 20. Apresenta-se a seguir as Tabelas V, VI e VII com os dados da apuração das perdas na distribuição da CPFL SANTA CRUZ para o período base de julho de 2010 a junho de 2011, após a Audiência Pública nº 079/2012.

Tabela V – Montante de perdas no sistema de distribuição da CPFL SANTA CRUZ.

Descrição Montantes (MWh/ano) % da Energia Injetada

Energia Injetada (EI) 1.060.287,845 100,000%

Energia Fornecida (EF) 951.414,645 89,732%

Perdas na Distribuição (PD) 108.873,200 10,268%

Perdas Técnicas (PT) 84.120,330 7,934%

Perdas Não Técnicas (PNT) 24.752,870 2,335%

Tabela VI – Perdas técnicas da CPFL SANTA CRUZ 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 A1-A2 100.522,560 2.237,907 2,226% 0,211%

Trafos A2-A3 229.806,908 744,060 0,324% 0,070%

Trafos A2-A3a 59.173,513 642,419 1,086% 0,061%

Trafos A2-A4 511.376,383 3.969,469 0,776% 0,374%

Trafos A3-A3a 34.129,978 232,995 0,683% 0,022%

Trafos A3-A4 345.563,780 2.824,071 0,817% 0,266%

Trafos A3a-A4 79.275,585 673,681 0,850% 0,064%

Trafos A4-B 530.103,471 16.707,890 3,152% 1,576%

Rede A1 100.522,560 0,000 0,000% 0,000%

Rede A2 800.747,783 390,980 0,049% 0,037%

Rede A3 474.691,808 27.337,990 5,759% 2,578%

Rede A3a 98.841,110 1.086,004 1,099% 0,102%

Rede A4 934.008,689 19.629,244 2,102% 1,851%



Rede B 498.921,330 4.604,392 0,923% 0,434%

Medidores 480.999,090 2.510,001 0,522% 0,237%

Ramais 480.999,090 529,226 0,110% 0,050%

TOTAL 7,934%

Tabela VII – Perdas técnicas nos transformadores da CPFL SANTA CRUZ discriminadas entre ferro e cobre.

Energia Passante (EP)

Perdas Técnicas

Origem Montante

% da Energia Passante

% da Energia Total Injetada

MWh MWh % %

Trafos A1-A2 100.522,560 Ferro 2.207,520 2,196% 0,208%

Cobre 30,387 0,030% 0,003%

Trafos A2-A3 229.806,908 Ferro 351,399 0,153% 0,033%

Cobre 392,661 0,171% 0,037%

Trafos A2-A3a 59.173,513 Ferro 628,403 1,062% 0,059%

Cobre 14,015 0,024% 0,001%

Trafos A2-A4 511.376,383 Ferro 2.309,509 0,452% 0,218%

Cobre 1.659,960 0,325% 0,157%

Trafos A3-A3a 34.129,978 Ferro 202,356 0,593% 0,019%

Cobre 30,639 0,090% 0,003%

Trafos A3-A4 345.563,780 Ferro 2.324,500 0,673% 0,219%

Cobre 499,571 0,145% 0,047%

Trafos A3a-A4 79.275,585 Ferro 517,185 0,652% 0,049%

Cobre 156,496 0,197% 0,015%

Trafos A4-B 530.103,471 Ferro 12.866,474 2,427% 1,213%

Cobre 3.841,417 0,725% 0,362%

TOTAL Ferro 21.407,346

2,019%

Cobre 6.625,146 0,625%

21. As Figuras 1 e 2 a seguir mostram os percentuais de perdas, discriminados por segmento do sistema de distribuição da CPFL SANTA CRUZ, em relação à energia passante no próprio segmento e em relação à energia injetada na rede da distribuidora. 22. Na Figura 3 encontra-se o diagrama unifilar do sistema de distribuição da CPFL SANTA CRUZ 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.



Figura 3 – Diagrama unifilar simplificado discriminando as perdas da CPFL SANTA CRUZ.



IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 23. 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.”

24. 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. 25. 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. 26. A Resolução Normativa n. 385, de 8 de dezembro de 2009, aprova as Regras de Comercialização de Energia Elétrica, versão 2010, de que trata a Convenção de Comercialização de Energia Elétrica. 27. 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. 28. 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 29. O cálculo de perdas na distribuição apresentado nesta nota técnica considerou a metodologia regulamentada no Módulo 7 do PRODIST e os dados fornecidos pela CPFL SANTA CRUZ , 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 30. 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 CPFL SANTA CRUZ , conforme Tabela V.

RENATO EDUARDO FARIAS DE SOUSA 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

nota técnica n° 0174/2012-srd/aneel processo nº: 48500 ... · sob a égide de perdas da nbr...

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