contribuições de perdas técnicas - aneel · 6 3.7 fator de potência padrão de 0,92 proposta...
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Contribuições de Perdas Técnicas
AP nº 026/2014
2ª etapa
Fevereiro de 2015
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SUMÁRIO
1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS .......................................................................................................... 3
2 PROPOSTA COLOCADA EM AUDIÊNCIA PÚBLICA ......................................................................... 3
3 CONTRIBUIÇÕES NO TOCANTE AO CÁLCULO DE PERDAS TÉCNICAS ............................................. 3
3.1 PERDAS ABNT TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO ............................................................ 3
3.2 IMPOSSIBILIDADE DE EXECUÇÃO DO CÁLCULO ........................................................................ 4
3.3 MODELAGEM DA CARGA ......................................................................................................... 4
3.4 LIMITE DE TENSÃO PRECÁRIA .................................................................................................. 5
3.5 TENSÃO DE OPERAÇÃO DOS ALIMENTADORES ........................................................................ 5
3.6 TENSÃO DE OPERAÇÃO DOS ALIMENTADORES ........................................................................ 5
3.7 FATOR DE POTÊNCIA PADRÃO DE 0,92 ..................................................................................... 6
3.8 NÃO CONSIDERAÇÃO DOS ELEMENTOS DE COMPENSAÇÃO DE ENERGIA REATIVA. ................... 7
4 AVALIAÇÃO E CONSIDERAÇÃO DO IMPACTO DA NOVA METODOLOGIA DE CÁLCULO DE PERDAS
TÉCNICAS EM PERDAS NÃO TÉCNICAS .............................................................................................. 8
4.1 ARBITRAGEM REGULATÓRIA DE PERDAS TÉCNICAS .................................................................. 8
5 CONCLUSÕES ........................................................................................................................... 12
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1 Considerações Iniciais
O presente documento tem por finalidade apresentar as contribuições à 2ª Etapa da Audiência Pública
nº 26/2014 relacionadas à metodologia de cálculo de Perdas Técnicas das distribuidoras de energia
elétrica, que foi abordada pela Agência na Nota Técnica nº 104/2014-SRD/ANEEL.
2 Proposta Colocada em Audiência Pública
Desde o 1CRTP a ANEEL vem realizando o cálculo das perdas na distribuição com o intuito de subsidiar
a determinação do nível de perdas (técnicas e não técnicas) a ser considerado para cada distribuidora
no seu processo revisional.
O procedimento consiste em estimar as perdas técnicas por meio da aplicação de metodologia
regulatória de cálculo, sendo as perdas não técnicas obtidas pela diferença entre as perdas totais
(energia injetada no sistema de distribuição menos a energia medida nos pontos de consumo) e as
perdas técnicas (calculada pela aplicação da referida metodologia).
A proposta da ANEEL é que o cálculo das perdas dos segmentos de média e baixa tensão também seja
feito por meio de fluxo de carga. Trata-se de uma profunda alteração da regulação, uma vez que se
propõe abandonar modelos simplificados para a aplicação de um método detalhado.
Segundo a ANEEL, a maior vantagem dessa nova proposta consiste na precisão dos resultados. No
entanto, a extração da base de dados, a sua avaliação, a execução do fluxo de carga e a análise de
consistência dos resultados demandará esforços relevantes.
3 Contribuições no tocante ao cálculo de Perdas Técnicas
O presente item apresenta pontos dos quais a NEOENERGIA contribui para aprimoramento no cálculo
das perdas técnicas regulatórias, com o intuito de subsidiar o regulador em sua avaliação para este
tema. Ressalta-se que a NEOENERGIA se coloca à disposição da ANEEL para quaisquer esclarecimentos
que se fizerem necessários para melhor compreensão dos tópicos subsequentes.
3.1 Perdas ABNT Transformadores de Distribuição
Proposta ANEEL: “valor de perdas total e a vazio para os transformadores de distribuição referente ao
nível de eficiência E da NBR 5440/2014”.
Contribuição NEOENERGIA: O Grupo NERONERGIA entende que a consideração do grau de eficiência E
da NBR 5440/2014 não condiz com a realidade dos ativos que estão em campo. Conforme já
contribuído na 1ª fase desta AP, solicita-se que os valores de perdas nominais dos transformadores de
distribuição deveriam ser aqueles dos ativos que efetivamente estejam em campo. Deste modo,
sugere-se que a ANEEL considere não uma única versão da norma como referência, mas uma
combinação de seus valores, levando em conta a idade média do parque de transformadores
da concessionária ou mesmo a data de fabricação de cada transformador.
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3.2 Impossibilidade de Execução do Cálculo
Proposta ANEEL: “Contudo, não sendo possível a realização do cálculo de perdas através de estudos
de fluxo de potência por problemas de inconsistência nas informações prestadas, a ANEEL definirá os
valores das perdas de forma conservadora, tendo como base o menor valor dentre os já definidos em
revisões anteriores”.
Contribuição NEOENERGIA: Sabe-se que a quantidade e qualidade das informações necessárias para o
cálculo com fluxo de potência são infinitamente maiores do que a aplicação do modelo anterior. A não
realização de um passo intermediário para testes e adequações da base das distribuidoras pode
comprometer a realização do cálculo almejado, sendo necessário adotar critérios alternativos de
cálculo sem que as empresas sejam prejudicadas face à alteração repentina do modelo de cálculo.
Na impossibilidade de se realizar o cálculo das perdas técnicas, tendo em vista a não consistência das
informações requeridas, propõe-se que seja aplicada a metodologia do 3º CRTP, com propostas de
ajustes, baseados no trabalho desenvolvido no âmbito do projeto de P&D ABRADEE Metodologias de
Revisão Tarifária Periódica das Distribuidoras de Energia Elétrica, no qual um dos temas abordados é o
cálculo das perdas técnicas regulatórias. Vários aspectos da metodologia do 3º CRTP foram analisados,
com o intuito de aprimorar o cálculo até então vigente.
Note que não se pretende eximir a distribuidora da necessidade de ter uma base de dados
consistentes, mas que sejam traçados cronogramas de trabalho para este fim. Até que este objetivo
seja alcançado, a NEOENERGIA solicita que não seja arbitrado o menor valor histórico (algo que ainda
traria efeitos preocupantes no tema de perdas não técnicas), mas sim a aplicação da metodologia do
3CRTP com ajustes pontuais.
3.3 Modelagem da Carga
Proposta ANEEL: “Modelo denominado ZIP para as cargas conectadas ao SDMT e ao SDBT, composto
por 100% de impedância constante para parcela reativa e de 50% potência constante e 50%
impedância constante para a parcela ativa da carga”.
Contribuição NEOENERGIA: A modelagem da carga é um item muito importante na definição dos
parâmetros de cálculo do fluxo de carga e, consequentemente, na definição das perdas técnicas. Assim
como já apresentado na 1ª fase da AP, o Grupo NEOENERGIA considera, em princípio, excessiva a
proposta de consideração de 50% da parcela de potência ativa e de 100% da parcela de potência
reativa como sendo do tipo impedância constante com a tensão. O modelo de carga considerado é
algo muito importante e que impactará nos resultados. Deste modo, propõe-se que sejam utilizados
valores obtidos mediante estudo do modelo de carga que mais se aproximasse do valor real da
concessionária, devendo a mesma indicar a modelagem caso a caso.
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3.4 Limite de Tensão Precária
Proposta ANEEL: “quando a aplicação do método de cálculo de que trata o item III.3.3 desta Nota
resultar em tensão, em qualquer ponto do sistema, inferior ao nível precário, definido na Seção 8.1 do
Módulo 8 do PRODIST, a(s) carga(s) conectada(s) ao referido ponto será(ão) suprimida(s) do circuito na
execução do fluxo de potência”.
Contribuição NEOENERGIA: Esta proposta não parece prudente, pois os valores de perdas seriam
demasiadamente minorados. Se as cargas conectadas em determinado ponto forem suprimidas devido
ao nível de tensão estar inferior ao nível precário entendemos que estaremos descaracterizando as
condições de operação do alimentador e, por tanto, os resultados das perdas calculas não
representarão a realidade.
Ainda, no caso do fluxo de carga num determinado alimentador não convergir, os cálculos deverão ser
feitos conforme proposta do P&D ABRADEE/DAIMON que propõe usar Metodologia do 3CRTP, porém
com aprimoramentos julgados como pertinentes. Assim, é necessário também prever no fluxograma
uma etapa em que a distribuidora seja consultada para a crítica dos resultados dos cálculos realizados
pela ANEEL antes da homologação dos percentuais.
3.5 Tensão de operação dos alimentadores
Proposta ANEEL: “nível de tensão de operação informado pela distribuidora na saída dos
alimentadores de média tensão, que deverá corresponder à tensão que os circuitos operam na maior
parte do período de apuração de perdas”.
Contribuição NEOENERGIA: A NEOENERGIA considera muito importante a utilização do nível de
tensão real que ocorre nos barramento de saída das subestações (início dos alimentadores), haja vista
que normalmente estas tensões são superiores a 1,0 pu e quando calculamos utilizando a tensão de
saída dos alimentadores com a tensão em 1,0 pu encontramos resultados das perdas majorados.
Assim, julgamos bastante coerente utilizar as tensões medidas nas subestações.
Complementarmente, a NEOENERGIA solicita que as tensões de operação sejam detalhadas por
patamar de carga, correspondendo efetivamente à operação real nas barras dos alimentadores,
indicadas caso a caso pelas distribuidoras.
3.6 Tensão de operação dos alimentadores
Proposta ANEEL: “Quando a aplicação do método de cálculo de que trata o Item 6 da Seção 7.2 deste
Módulo resultar em tensão, em qualquer ponto do sistema, no nível precário ou crítico, conforme
definido na Seção 8.1 do Módulo 8 do PRODIST, serão realizados ajustes nas cargas, nos parâmetros
dos reguladores de tensão ou na tensão de operação”.
Contribuição NEOENERGIA: É necessário esclarecer com maior clareza os ajustes que serão realizados.
É importante que todas as regras sejam bem definidas e previamente apresentadas na versão final do
módulo 7 do Prodist.
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3.7 Fator de Potência padrão de 0,92
Proposta ANEEL: “valor de referência de 0,92 para o fator de potência no cálculo das perdas do SDMT
e SDBT”.
Contribuição NEOENERGIA: Foram feitas algumas simulações com a utilização do fator de potência de
0,92 para o cálculo das perdas do SDMT e SDBT. Verificou-se que com a utilização do fator de potência
0,92 para as cargas do SDMT e SDBT em alimentadores urbanos, obteve-se o fator de potência do
alimentador de MT muito próximo ao valor medido, já no caso de alimentadores rurais houve uma
discrepância entre o valor calculado e o valor medido (a COSERN tem medições de fator de potência
dos alimentadores 13,8 kV em algumas subestações).
A tabela abaixo mostra os valores encontrados para o fator de potência dos alimentadores 13,8 kV,
urbanos e rurais, considerando o valor de referência de 0,92 para o fator de potência no cálculo das
perdas do SDMT e SDBT.
ALIMENTADOR URBANO Fator de Potência
ALIMENTADOR RURAL Fator de Potência
PSA01C2 Calculado Medido
PSA01C3 Calculado Medido
Madrugada 0,9029 0,89
Madrugada 0,9222 0,86
Manhã 0,903 0,91
Manhã 0,9202 0,87
Tarde 0,9036 0,89
Tarde 0,9202 0,85
Noite 0,9057 0,89
Noite 0,9216 0,9
BRO01Z2 Calculado Medido
BRO01Z1 Calculado Medido
Madrugada 0,9191 0,89
Madrugada 0,9715 0,89
Manhã 0,9188 0,91
Manhã 0,9691 0,87
Tarde 0,9188 0,91
Tarde 0,9692 0,85
Noite 0,9188 0,88
Noite 0,9711 0,81
PGI01P2 Calculado Medido
VCR01V1 Calculado Medido
Madrugada 0,9181 0,88
Madrugada 0,9269 0,84
Manhã 0,9159 0,87
Manhã 0,9241 0,84
Tarde 0,9161 0,87
Tarde 0,9243 0,82
Noite 0,9179 0,9
Noite 0,9277 0,88
PGI01P4 Calculado Medido
VCR01V3 Calculado Medido
Madrugada 0,9922 0,96
Madrugada 0,9638 0,88
Manhã 0,99 0,94
Manhã 0,9638 0,84
Tarde 0,9871 0,94
Tarde 0,9635 0,86
Noite 0,9777 0,95
Noite 0,9599 0,9
Assim, entendemos que a utilização do fator de potência 0,92 para todos os clientes não representa a
realidade que ocorre no sistema. Sugerimos, pois, que o fator de potência a ser utilizado seja mais bem
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trabalhado considerando as características de cada alimentador, sendo informado, caso a caso, pela
própria distribuidora.
3.8 Não consideração dos elementos de compensação de energia reativa.
Proposta ANEEL: Não considerar a incidência dos bancos de capacitores para compensação da energia
reativa.
Contribuição NEOENERGIA: Não parece coerente a ideia de não considerar no cálculo de perdas os
elementos de compensação de energia reativa instalados no SDMT e SDBT. A título de ilustração,
fizemos simulações de três alimentadores onde há a presença de Bancos de Capacitores (BC) de 300
kVAr instalados na rede de MT e, como já seria esperado, observamos que a não consideração da
instalação desses bancos de capacitores no processo de cálculo das perdas faz que as perdas
calculadas sejam majoradas e o fator de potência do alimentador seja reduzido. A tabela abaixo ilustra
os resultados obtidos para os alimentadores BRO-01Z1, PGI01P4 e VCR01V3, onde há a presença de
dois bancos de capacitores, três bancos de capacitores e um banco de capacitores, respectivamente.
Todos de 300 kVAr.
BRO01Z1 2
BC - rural
Com capacitores Sem capacitores
Perdas % FP Perdas % FP
Madrugada 16,83 0,9715 19,14 0,9176
Manhã 17,5 0,9691 19,82 0,9175
Tarde 17,46 0,9692 19,78 0,9175
Noite 16,91 0,9711 19,23 0,9176
PGI01P4 3
BC - urbano
Com capacitores Sem capacitores
Perdas % FP Perdas % FP
Madrugada 1,02 0,9922 1,05 0,9207
Manhã 1,06 0,99 1,09 0,9186
Tarde 1,15 0,9871 1,18 0,9185
Noite 1,51 0,9777 1,54 0,9195
VCR01V3 1
BC - rural
Com capacitores Sem capacitores
Perdas % FP Perdas % FP
Madrugada 11,52 0,9638 11,92 0,9256
8
Manhã 13,41 0,9638 13,8 0,9246
Tarde 13,5 0,9635 13,89 0,9246
Noite 15,23 0,9599 15,63 0,9263
4 Avaliação e consideração do impacto da nova metodologia de cálculo de Perdas Técnicas em
Perdas Não Técnicas
Conforme destacado anteriormente, a PNT é obtida de forma residual (diferença entre perdas totais e
PT). Nesse sentido, caso haja alteração relevante em PT, decorrente da forma de apuração da nova
metodologia, a PNT apurada pode ser severamente impactada.
Nesse contexto, é importante que sejam identificadas as razões que levaram a alteração do valor de
Perdas Técnicas, se foram causas estruturais ou meramente conjunturais.
Assim, nos casos em que a nova metodologia impactar muito os níveis de Perdas Técnicas, é
fundamental que os efeitos dessa mudança metodológica sejam expurgados nos valores de Perdas
Não Técnicas. Esse expurgo deve ser feito quando o impacto da nova metodologia ocorrer na própria
concessionária, bem como na concessionária benchmark.
4.1 Arbitragem Regulatória de Perdas Técnicas
Conforme destacado anteriormente, as Perdas Técnicas podem influenciar sobremaneira a apuração
das Perdas Não Técnicas. Essa influência pode ser tanto intraconcessionárias como também
interconcessionárias, dado que as metas de PNT são obtidas por meio de benchmark. Assim, a
influência da PT na PNT de uma concessionária poderá carregar a definição das metas para todas as
outras concessionárias.
Ainda que a nova metodologia apresente a vantagem da maior precisão dos resultados, é preciso
ponderar que esta também é mais intensiva em dados, de forma que as concessionárias não estavam
adequadamente preparadas para atender aos pedidos de informações no prazo e da forma com que a
ANEEL solicitou.
Nesse sentido, a concessionária entende ser fundamental fazer sua contribuição sobre um item de PT,
denominado Arbitragem Regulatória, no contexto da AP nº 023/2014 (PNT) e na AP nº 026/2014 (PT).
A NT de PT aborda as questões metodológicas em si, bem como uma proposta de tratamento nos
casos em que não for possível calcular as PT pela nova regra. Quanto a este último a referida nota
transcreve o seguinte:
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A nova metodologia representará um aumento na precisão do cálculo de PT. Contudo, requer um
volume muito grande de informações que ainda não estão dispostas na forma como se necessita. Por
exemplo, exige-se uma quantidade grande de informações georreferenciadas.
Em muitos casos, os atuais sistemas de registro de informações não foram feitos com a finalidade de
cálculo de Perdas Técnicas. Vale ressaltar que tais informações foram sendo aportadas nos sistemas ao
longo da vida da concessão, enquanto que a nova metodologia de PT está sendo definida apenas em
2014.
Consequentemente, é natural para o processo a adoção de um período de adaptação por parte das
concessionárias, que não pode ser entendido como um ato de gestão ineficiente.
A concessionária reconhece o mérito evolutivo da nova metodologia e tem se esforçado para adaptar
os seus sistemas de informações para gerar os dados necessários para o adequado cálculo de PT.
Entretanto, é real a existência de dificuldades nessa adaptação, sendo muito maiores para as
concessionárias com data de revisão mais próximas.
O que causa temor é o que foi expresso pela Agência no parágrafo 9 da Nota NT nº 104/2014-
SRD/ANEEL, de que não sendo possível a realização do cálculo de Perdas Técnicas por inconsistências
nas informações, a ANEEL definirá os valores de PT de forma conservadora, tendo como base o menor
valor dentre os calculados em revisões tarifárias.
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Utilizar o menor valor calculado não é uma posição conservadora. É uma posição de penalização e
contrária à busca de um valor mais preciso de Perdas Técnicas, que foi exatamente o que motivou a
revisitação da metodologia de cálculo por meio de fluxo de carga.
O método de cálculo de Perdas Técnicas utilizado até aqui foi definido pela própria ANEEL. Desse
modo, não se pode presumir que os valores anteriormente calculados estavam errados. O que se tinha
era uma metodologia regulatória mais simplificada que atendia os objetivos de apurar Perdas Técnicas
com razoável nível de precisão.
A nova metodologia é mais precisa que a anterior, o que não quer dizer que a anterior estava errada.
Caso esteja errada, passa a se criar um problema regulatório de ter que recalcular tudo que foi feito lá
atrás com a nova metodologia. Entende-se que este não é o caso.
O cálculo de Perdas Técnicas é resultado da interação das características elétricas de todos os ativos e
da carga em um dado instante. Por exemplo, a Perdas Técnicas apurada em 2003 resulta do que existia
na época em termos de ativos elétricos e de carga, enquanto a apurada em 2008 reflete as
características deste mesmo ano.
Para boa parte das concessionárias de distribuição do Brasil, 5 anos é um período suficiente para que
ocorram muitas transformações nos ativos e no perfil de carga. Com um taxa de crescimento típica de
5% a.a., em 5 anos o crescimento acumulado, de mercado, de clientes e de ativos, terá sido de 28%.
Nos últimos 10 anos, além do crescimento natural de mercado e de ativos, houve um fator que alterou
significativamente as condições das concessionárias de distribuição. Foi implantado nesse período um
dos maiores programas de universalização do mundo, o PLPT.
Do ponto de vista técnico, esse Programa se caracteriza por conectar consumidores distantes dos
centros de carga, em lugares remotos e com baixo consumo relativo per capita. Isso representa
grandes extensões de redes em MT e BT.
A combinação de crescimento natural persistente com a implantação da universalização rural do PLPT
tem impacto significativo no conjunto elétrico e no perfil de carga da concessionária, ao longo dos
anos. Consequentemente, o valor de Perdas Técnicas pode se alterar.
Com isso, não faz qualquer sentido técnico utilizar a menor Perda Técnicas calculada em revisões
anteriores. Cada Perda Técnica calculada corresponde à história da concessão daquele momento.
Nesse sentido, a Perda Técnica mais adequada para fins regulatórios é aquela calculada no momento
mais recente, preferencialmente no momento da revisão tarifária em análise, independentemente se
o valor é maior ou menor do que em outro instante. Não há relação técnica e nenhum
conservadorismo na adoção da menor Perda Técnica do passado, dado que a menor Perda Técnica
pode estar associada a uma situação diferente do presente.
A discussão acerca do arbitramento proposto para o valor de Perda Técnica ganha mais relevância
quando se analisa o seu impacto em PNT. Conforme dito anteriormente, PNT sai por resíduo entre
perdas totais e perdas técnicas.
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Se a utilização do mínimo calculado de Perda Técnica fosse acompanhada da correspondente
recomposição em todos os anos da série histórica do valor de Perdas Não Técnicas, dada pela
diferença entre a Perda Técnica recente e esse mínimo, não haveria problema. Entretanto, todas as
decisões regulatórias de Perdas Não Técnicas, inclusive de metas futuras, foram tomadas com o valor
de Perda Técnica mais recente à época e não com o seu mínimo histórico.
Para demonstrar o prejuízo para a concessionária que a utilização da menor Perda Técnica calculada
pode trazer, suponha uma concessionária com o seguinte balanço energético histórico:
Med
ido
s
2003 2008 2013
Rede (km) 100 105 110,25
Mercado (MWh) 1000 1050 1102,5
Perdas Elétricas (MWh) 132,7 153,3 175,2
Einjetada 1132,7 1203,3 1277,7
Cal
cula
do
s
PT (%) 10% 11% 12%
PT (MWh) 112,7 132,3 153,2
PNT 2% 2% 2%
PNT (MWh) 20,0 21,0 22,1
Perdas Elétricas Calculadas (MWh) 132,7 153,3 175,2
* os valores estão normalizados para facilitar o entendimento.
Os dados Medidos são os dados de entrada e os Calculados são aqueles obtidos a partir da apuração
de PT. Observa-se que houve crescimento de rede e de mercado a uma taxa de 5% a.a..
Em virtude do seu baixo nível de Perdas Não Técnicas, essa concessionária foi considerada
benchmarking, de forma que o repasse tarifário nos três momentos foi a integralidade das perdas
elétricas totais reais.
A tabela indica um crescimento de 1% no valor de Perda Técnicas a cada 5 anos, justificado pelo
aumento do mercado e de redes. Interessante observar a consistência entre a medição de fronteira
para Perdas Elétricas e a que foi calculada, indicada na última linha da tabela.
Agora, considere na revisão de 2013 a proposta da ANEEL de arbitrar para Perda Técnica o menor valor
já calculado em revisões anteriores. Nesse caso, os resultados estão mostrados a seguir.
Med
ido
s
2013
Rede (km) 110,25
Mercado (MWh) 1102,5
Perdas Elétricas (MWh) 175,2
Einjetada (MWh) 1.277,7
Cal
cula
do
s
PT (%) 10%
PT (MWh) 127,6
PNT 2%
PNT (MWh) 22,1
Perdas Elétricas Calculadas (MWh) 149,7
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Na tabela, a revisão que está sendo feita é em 2013. Verifica-se que os dados medidos são os mesmos.
Além disso, e de modo mais relevante, a Perda Não Técnica também é a mesma porque
regulatoriamente foi definida como eficiente.
Comparando as duas tabelas, observa-se que as perdas elétricas de repasse, mostradas em Perdas
Elétricas Calculadas (MWh), sofreram uma redução de 25,5 MWh, passando de 175,2 MWh para 149,7
MWh. Essa redução é exatamente a diminuição de 25 MWh em Perdas Técnicas, causada pela opção
de utilizar o menor valor de revisões anteriores.
Esse prejuízo de 2% no balanço energético regulatório é contraditório porque não houve uma ação
ineficiente da concessionária. Pelo contrário, tanto a concessionária é eficiente, que o repasse de
Perda Não Técnica se deu pelo seu valor integral.
O aumento em Perda Técnica de 10% para 12% entre 2003 e 2008 ocorreu porque a configuração dos
ativos elétricos e do mercado mudou. Além disso, no caso concreto, em ambos os momentos, a
metodologia de cálculo de Perda Técnica foi a mesma.
Portanto, utilizar o menor valor calculado de Perda Técnica em revisões anteriores não tem
consistência com a realidade atual da concessão, tanto em ativos elétricos quanto em mercado. Além
disso, a atual metodologia de cálculo de Perda Técnica vigente não está equivocada, ela apenas se
trata de um modelo mais simplificado que a proposta colocada na AP nº 026/2014.
Finalmente, a nova metodologia representará um avanço no cálculo de Perda Técnica. Contudo, as
informações necessárias são complexas e exigirão um período de adaptação. Nesse contexto, não
pode haver uma punição tarifária nos casos em que não for possível aplicar a nova metodologia. Ou
seja, a concessionária não pode ser punida com a aplicação do menor valor calculado de Perda Técnica
em revisões.
Assim, nos casos em que não for possível aplicar a nova metodologia de cálculo de Perda Técnica, a
concessionária propõe que seja aplicada a metodologia do 3º CRTP, com propostas de ajustes,
baseados no trabalho desenvolvido no âmbito do projeto de P&D ABRADEE Metodologias de Revisão
Tarifária Periódica das Distribuidoras de Energia Elétrica, no qual um dos temas abordados é o cálculo
das perdas técnicas regulatórias..
5 Conclusões
Conforme observado no decorrer deste documento, entende-se que houve avanços na atual proposta
da ANEEL para o estabelecimento regulatório das Perdas Técnicas, na medida em que a Agência optou
por um modelo mais completo e preciso.
No entanto, há de se ponderar que essa alteração de paradigma na metodologia de cálculo de Perdas
Técnicas exigirá esforços para extração e análise dos dados. Esse esforço é ainda maior se
considerarmos que os sistemas não haviam sido desenvolvidos para este fim e com o nível de
detalhamento demandado, o que exige um período de adaptação para obtenção desses dados.
Outro ponto importante é o arbitramento da Perda Técnica com o menor valor já calculado caso a
concessionária não consiga fornecer os dados para aplicação da nova metodologia. Entende-se que
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essa medida não é conservadora como defende a ANEEL, mas sim excessivamente punitiva.
Conservador seria a utilização da metodologia vigente com a atualização da base de dados.
Por fim, ressalta-se a importância na correta apuração dos dados das perdas técnicas de cada
distribuidora já que o valor aqui calculado terá impacto direto na definição da meta de perdas não
técnicas das distribuidoras. Logo, qualquer avaliação equivocada realizada nesta etapa, terá impacto
direto em outras, no caso, as perdas não técnicas.