5. O Ofício nº 0385/2012-SRD/ANEEL, de 01/11/2012, solicitou esclarecimentos sobre os dados enviados pela ENERSUL por meio da carta supracitada.

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1 Nota Técnica n 0182/2012-SRD/ANEEL Em 10 de dezembro de Processo nº: / Assunto: Apuração das perdas na distribuição referentes ao 3º Ciclo de Revisão Tarifária Periódica da Empresa Energética de Mato Grosso do Sul S. A. - ENERSUL. I. DO OBJETIVO Apresentar a avaliação e o resultado do cálculo das perdas na distribuição da ENERSUL para o período base de setembro de 2011 a agosto de 2012, com vista a submetê-lo à Audiência Pública. 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 1º de agosto de 2012, com o objetivo de instruir a distribuidora quanto ao envio dos dados para o cálculo das perdas na distribuição, foi encaminhado à ENERSUL o Ofício nº 0282/2011-SRD/ANEEL. 4. Em atenção ao ofício supracitado, a ENERSUL enviou a Carta VPRE/964/2012, protocolada nesta Agência em 19/10/2011, com os dados referentes ao cálculo de perdas, dentre outras informações. 5. O Ofício nº 0385/2012-SRD/ANEEL, de 01/11/2012, solicitou esclarecimentos sobre os dados enviados pela ENERSUL por meio da carta supracitada. 6. A Carta nº VPRE/1006/2012, protocolada nesta Agência em 14/11/2012, enviada em resposta ao ofício acima citado retifica dados encaminhados pela Carta VPRE/964/2012 e esclarece os questionamentos realizados no Ofício nº 0385/2012-SRD/ANEEL.

2 Fl. 2 da Nota Técnica nº 0182/2012 SRD/ANEEL, de 10/12/2012 III. DA ANÁLISE III.1. Regulamentação das Perdas na Distribuição 7. Visando atender às disposições constantes dos contratos de concessão e da Lei nº 8987, de 13 de fevereiro de 1995, a ANEEL desenvolveu uma metodologia de cálculo das perdas para o sistema de distribuição a ser empregada na Revisão Tarifária Periódica das distribuidoras. Essa metodologia foi aplicada para algumas empresas extraordinariamente no Primeiro Ciclo de Revisão Tarifária Periódica 1CRTP, por determinação da Diretoria Colegiada da ANEEL, e passou a ser adotada periodicamente em todas as distribuidoras a partir do 2CRTP. 8. A metodologia e os procedimentos para a apuração das perdas no sistema de distribuição de energia elétrica encontram-se regulamentados no Módulo 7 Cálculo de Perdas na Distribuição do PRODIST, aprovado pela Resolução Normativa nº 345/ Com a Revisão 2 do Módulo 7 do PRODIST, foram realizados aprimoramentos na metodologia de cálculo de perdas técnicas na distribuição a ser aplicada às concessionárias de serviço público de energia elétrica no 3CRTP. 10. A descrição das informações a serem utilizadas pela metodologia de cálculo regulamentada no Módulo 7 do PRODIST, bem como a periodicidade de envio desses dados, constam do Módulo 6 Informações Requeridas e Obrigações. III.2. Procedimentos de Cálculo 11. Para o cálculo de perdas na distribuição, divide-se o sistema elétrico da distribuidora basicamente em dois grupos: redes e transformações. Em cada um desses grupos há subdivisões fundamentadas nos níveis de tensão para os segmentos de rede (AT, MT e BT) e para as relações de transformação (AT/AT, AT/MT, MT/MT e MT/BT). 12. Com a segregação do sistema de distribuição, conforme apresentado, as perdas técnicas são obtidas pela adoção de modelos específicos segundo a classificação: redes do SDAT Sistema de Distribuição de Alta Tensão (A1, A2, A3), transformadores de potência (AT/AT e AT/MT), redes do SDMT Sistema de Distribuição de Média Tensão (A3a e A4), transformadores de distribuição (MT/MT e MT/BT), redes do SDBT Sistema de Distribuição de Baixa Tensão (BT e AS), ramais e medidores. 13. Com exceção das redes do SDAT, as perdas de energia nos segmentos do sistema de distribuição são obtidas a partir do cálculo de perda de potência para a demanda média, multiplicando esse resultado pelo coeficiente de perdas (CP) e pelo período de apuração. 14. Quando os circuitos do SDMT (A4 e A3a) possuírem características de subtransmissão, por exemplo, conectando duas subestações, suas perdas deverão ser informadas pela distribuidora de acordo com procedimento de cálculo utilizado pela mesma, podendo ser preferencialmente por medição ou por estudos de fluxo de potência.

3 Fl. 3 da Nota Técnica nº 0182/2012 SRD/ANEEL, de 10/12/ Os valores de perdas nas Demais Instalações de Transmissão - DIT de uso exclusivo são fornecidos pela distribuidora juntamente com as perdas apuradas em seu sistema de distribuição. 16. A seguir são apresentadas as principais observações pertinentes à apuração das perdas técnicas para os grupos: a) Redes SDAT As perdas de energia do SDAT são apuradas pela distribuidora a partir dos dados dos sistemas de medição, devendo ser discriminadas entre os níveis de tensão dos subgrupos do SDAT (A1, A2 e A3). 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. b) Redes SDMT A perda de potência para a demanda média (ΔP) nas redes de distribuição do SDMT são estimadas através do modelo de regressão linear múltipla apresentado na Equação 1, com a utilização dos seguintes parâmetros: corrente média (I), comprimento do condutor tronco (CT), resistência do condutor tronco (RT) e comprimento do condutor ramal (CR). Para a obtenção da perda de energia, multiplica-se a perda de potência para a demanda média, calculada, conforme Equação 1, pelo coeficiente de perdas e pelo período de apuração das perdas. ( ( ) ( ) ( ) ( )) [ ] (1) São considerados estudos de perdas específicos para casos em que as características das redes diferem dos padrões de rede típicos considerados no desenvolvimento do referido modelo. A avaliação das perdas nas redes do SDMT não incorpora o efeito de desequilíbrio de correntes nas fases.

4 Fl. 4 da Nota Técnica nº 0182/2012 SRD/ANEEL, de 10/12/2012 c) Redes SDBT Para o cálculo das perdas de potência nos circuitos do SDBT é adotado um modelo científico, que utiliza informação teórica das leis físicas de condução da eletricidade. Esse modelo requer que as redes do SDBT sejam classificadas pela distribuidora em 5 tipologias de acordo com a topologia dos circuitos BT. Com a aplicação desse modelo, são obtidas as perdas de potência para a demanda média considerando uma distribuição uniforme de carga ao longo dos condutores. d) Transformadores Na avaliação das perdas nas redes do SDBT são consideradas perdas adicionais de 15% sobre o montante de perdas técnicas calculadas neste subnível, devido ao desequilíbrio da carga e o posicionamento assimétrico do transformador em relação às tipologias de rede. As perdas nos transformadores foram calculadas a partir dos valores estabelecidos de perdas em vazio e perdas no cobre. Para os transformadores de potência (AT/AT, AT/MT e MT/MT) esses valores são obtidos dos dados de placa dos equipamentos e para os transformadores de distribuição (MT/BT) são considerados os valores normatizados pela Associação Brasileira de Normas Técnicas ABNT, por meio da NBR 5440, aprovada em 30 de julho de e) Ramais e Medidores Foi levada em consideração a diversidade da potência média de cada unidade consumidora com relação ao valor de potência a montante dos ramais de ligação. Foi adotada uma perda de 1 W por bobina de tensão dos equipamentos de medição eletromecânicos e 0,5 W por bobina de tensão dos equipamentos de medição eletrônicos das unidades consumidoras do grupo B. f) Coeficiente de Perdas Os coeficientes de perdas dos alimentadores do SDMT são obtidos através da curva de carga anual medida na saída de cada circuito. Os demais coeficientes de perdas referentes aos transformadores, circuitos BT e ramais de ligação das unidades consumidoras são obtidos das medições realizadas na Campanha de Medição regulamentada no Módulo 2 Planejamento da Expansão do Sistema de Distribuição do PRODIST. Com vista a evitar a utilização de dados inconsistentes de medição ou considerar evento ocorrido no alimentador (interrupções, faltas) que distorcem o cálculo do coeficiente de perdas, os dias que apresentarem registros com valores nulos são expurgados do cálculo do coeficiente. III.3. Considerações Adotadas

5 Fl. 5 da Nota Técnica nº 0182/2012 SRD/ANEEL, de 10/12/ A Enersul foi questionada em relação aos seguintes pontos: Transformadores de potência com perdas ferro superior a valores típicos (maior que 0,25%); Condutores com resistência elevadas (maior que 10 ohms/km); Existência de transformadores cujas perdas são imputadas aos consumidores; Inconsistências nas curvas de carga dos circuitos de média tensão; Valores elevados nas perdas da alta tensão; Inconsistências no comprimento dos circuitos de média tensão; e Classificação das tipologias dos circuitos de baixa tensão. 18. Do universo de cento e trinta transformadores de potência que fazem parte da concessão da ENESUL, dois apresentaram perda ferro elevada. A ENERSUL ratificou os valores encaminhados e informou que os valores foram obtidos de ensaios dos transformadores. A Distribuidora também ratificou os condutores declarados. 19. Em relação aos transformadores de distribuição, a ENERSUL realizou retificação retirando duzentos e noventa e nove transformadores cuja perda já era de responsabilidade dos consumidores. Na Tabela I são informados os valores de transformadores no 2CRTP e 3CRTP. Percebe-se um aumento de 33% no número de transformadores. A ENERSUL deve justificar o aumento significativo no número de transformadores em relação ao 2CRTP. 20. Também foi identificado um valor expressivo de transformadores cuja perda total é maior ou igual a cinquenta por cento que a energia passante ( transformadores). Tais transformadores foram considerados no cálculo apresentado nesta nota técnica, porém uma justificativa para o uso de transformadores com baixo fator de utilização deve ser encaminhada pela ENERSUL. Tabela I Quantidade de transformadores de distribuição informadas no 2CRTP e 3CRTP. 3CRTP 2CRTP Transformadores MT/BT Apesar de a ENERSUL ter admitido a existência de inconsistências nas curvas de carga dos circuitos de média tensão, a Distribuidora não encaminhou novos dados. Mesmo com as inconsistências, as curvas de carga encaminhadas pela Distribuidora foram consideradas no cálculo apresentado neste documento. Ressalta-se que caso a ENERSUL não encaminhe novos dados serão considerados coeficientes de perdas padrão para os alimentados cuja curva de carga apresente inconsistência.

6 Fl. 6 da Nota Técnica nº 0182/2012 SRD/ANEEL, de 10/12/ A campanha de medidas foi encaminhada pela Distribuidora, porém não foi possível obter os coeficientes de perdas regulatórios das unidades consumidoras, dos transformadores de distribuição, dos transformadores de potência e dos segmentos de transformação. Para tais segmentos, foram adotados os coeficientes de perdas regulatórios informados na Tabela II. Tabela II Coeficientes de Perdas regulatórios. Subgrupo Coeficiente de Perdas (pu) A2 1,000 A3a 1,100 A4 1,100 B 1, Em relação às perdas na alta tensão, a ENERSUL encaminhou retificação dos valores já informados. Porém as perdas percentuais em relação ao nível permanecem elevadas, principalmente na Rede A2. Na Tabela III consta comparação das perdas na alta tensão das redes da ENERSUL. Tabela III Comparação entre as perdas no segmento de alta tensão informadas pela ENERSUL no 2CRTP e no 3CRTP ciclo. 2CRTP 3CRTP Energia Passante* Perdas** Percentual de Perdas Energia Passante* Perdas** Percentual de Perdas MWh MWh % MWh MWh % Rede A , ,630 5,959% , ,784 5,336% Rede A , ,202 1,057% , ,635 0,806% * A Energia Passante é obtida do cálculo realizado pela ANEEL. ** Valores obtidos descontando-se as perdas calculadas dos transformadores AT/AT e AT/MT. 24. A ENERSUL apresentou três justificativas para o aumento das perdas de energia em relação ao 2CRTP. A primeira foi devido ao crescimento de carga. A segunda foi devido a alteração da localização dos pontos de medição de fronteira, o que acrescentou as perdas das linhas de 138 kv Jupiá-Campo Grande e Porto Primavera-Dourado das Nações. A última justificativa apresentada foi devido ao intercâmbio de energia entre as regiões Sudeste/Centro Oeste e Sul. 25. As perdas percentuais na alta tensão da ENERSUL são elevadas quando comparadas aos valores de outras distribuidoras. No processo 1 do 2CRTP tal fato foi identificado, e houve uma fiscalização para comprovação dos valores declarados pela Distribuidora. Durante a fiscalização as perdas foram validadas por meio de medição. 1 Processo n.º: /

7 Fl. 7 da Nota Técnica nº 0182/2012 SRD/ANEEL, de 10/12/ Em relação às justificativas apresentadas pela ENERSUL, o crescimento de carga pode ser verificado na coluna Energia Passante informada na Tabela III, onde houve um aumento de 30% da energia passante no segmento A2. Já a mudança da medição de fronteira ocorreu em outubro de 2006 e como a referência utilizada no 2CRTP foi de julho de 2006 a junho de 2007, os valores de perdas de duas novas linhas não foram considerados em quatro meses no 2CRTP. Já a última justificativa, o intercâmbio de energia entre as regiões Sudeste/Centro Oeste e Sul, é um fator intrínseco ao sistema da ENERSUL e já foi verificado no 2CRTP. 27. Diante das justificativas da Distribuidora e do que consta no processo de revisão tarifária do 2CRTP, considera-se que as perdas no segmento de alta tensão da ENERSUL apesar dos valores elevados estão de acordo com a realidade da Distribuidora. Porém, a ENERSUL será questionada sobre a gestão adotada para redução das perdas no segmento de alta tensão. 28. Em sua manifestação a ENERSUL retificou as informações dos circuitos de média tensão. Após a análise das perdas calculadas foram identificados dois circuitos com perdas acima de 10% da energia circulante, são eles: AQU01 (perda de 28,513%) e BVI02 (11,265%). A Distribuidora deve relatar as particularidades dos circuitos listados de forma a justificar valores de perdas tão elevados. 29. Por fim, a ENERSUL reavaliou as tipologias informadas para os circuitos de baixa tensão. De acordo com o estabelecido no item do Módulo 7 do PRODIST a distribuidora pode informar as tipologias as redes de baixa tensão observando as tipologias listadas no documento. Sendo assim, foi considerada a classificação adotada pela ENERSUL. 30. Um ponto não foi questionado no Ofício nº 0385/2012-SRD/ANEEL, mas foi analisado para o cálculo de perdas apresentado nesta nota técnica. Foram identificados reguladores de tensão com energia medida ou estimada no secundário maior que a capacidade do regulador. Dessa forma, a energia passante nos reguladores de tensão foi compatibilizada com as potências nominais dos equipamentos instalados no SDMT, considerando as características técnicas dos alimentadores que se utilizam desses equipamentos. III.4. Do Resumo dos Dados da Distribuidora 31. A seguir é apresentado um resumo dos dados físicos apresentados pela ENERSUL 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 ENERSUL, em razão de existirem redes e equipamentos de terceiros e em virtude do período de apuração das informações.

8 Fl. 8 da Nota Técnica nº 0182/2012 SRD/ANEEL, de 10/12/2012 Tabela IV: Resumo dos dados referentes aos transformadores da ENERSUL. Número de transformadores Potência Instalada Total (MVA) Demanda Média Total (MW)* A2-A3-A3a 2 50,00 12,49 A2-A3-A4 2 60,00 18,48 A2-A3a 6 148,00 49,67 A2-A3a-A4 2 48,00 4,41 A2-A ,50 433,74 A3-A3a 4 23,50 9,43 A3-A4 7 63,50 20,97 A3a-A ,00 90,26 A3a-B ,11 32,76 A4-A3 1 10,00 5,39 A4-A3a ,25 59,73 A4-A4 1 7,50 3,15 A4-B ,19 327,84 *obtido pela divisão da energia que passa pelos transformadores pelo tempo (8760 horas). Tabela V: Resumo dos dados referentes aos reguladores da ENERSUL. Número de Reguladores Potência Instalada Total (MVA) Demanda Média Total (MW)* A3a ,00 11,65 A ,59 11,97 *obtido pela divisão da energia que passa pelos transformadores pelo tempo (8760 horas). Número de circuitos Tabela VI: Resumo dos dados referentes aos alimentadores do SDMT da ENERSUL. Potência Comprimento Comprimento Resistência Média Média Total Médio do Médio do do Condutor (MW) Condutor Tronco Condutor Ramal Tronco (ohms/km) Comprimento Total Médio (km) (km) (km) A3a 96 77,56 37,24 235,07 0,67 272,31 A ,71 7,73 126,84 0,56 134,57 Número de circuitos Tabela VII: Resumo dos dados referentes aos circuitos do SDBT da ENERSUL. Potência Resistência Média do Resistência Média do Média Total Condutor Tronco Condutor Ramal (MW) (ohms/km) (ohms/km) Comprimento Total Médio (km) B ,28 0,74 0,94 0,50 III.5. Dos resultados 32. Apresentamos a seguir as Tabelas VIII, IX e X com os dados da apuração das perdas na distribuição da ENERSUL para o período base de setembro de 2011 a agosto de 2012.

9 Fl. 9 da Nota Técnica nº 0182/2012 SRD/ANEEL, de 10/12/2012 Tabela VIII - Montante de perdas no sistema de distribuição da ENERSUL. Descrição Montantes (MWh/ano) % da Energia Injetada Energia Injetada (EI) , ,000% Energia Fornecida (EF) ,646 78,245% Perdas na Distribuição (PD) ,205 21,755% Perdas Técnicas (PT) ,104 12,253% Perdas Não Técnicas (PNT) ,102 9,502% Tabela IX - Perdas técnicas da ENERSUL por segmento de rede e transformação. Perdas Técnicas dos Segmentos Energia Passante (EP) Montante (PTS) % da Energia Passante (IPTS) % da Energia Total Injetada MWh MWh % % Trafos A2-A , ,897 0,156% 0,007% Trafos A2-A3a , ,096 0,571% 0,046% Trafos A2-A , ,528 0,533% 0,406% Trafos A3-A3a , ,759 0,771% 0,012% Trafos A3-A , ,042 0,648% 0,023% Trafos A3a-A , ,058 0,935% 0,094% Trafos A3a-B , ,157 16,080% 0,669% Trafos A4-A , ,808 0,635% 0,006% Trafos A4-A3a , ,133 0,737% 0,074% Trafos A4-B , ,088 3,819% 2,129% Rede A , ,784 5,336% 5,250% Rede A , ,635 0,806% 0,044% Rede A3a , ,640 3,269% 0,689% Rede A , ,360 2,007% 1,577% Rede B , ,090 1,872% 0,934% Medidores , ,046 0,400% 0,187% Ramais , ,983 0,223% 0,104% TOTAL 12,253%

10 Fl. 10 da Nota Técnica nº 0182/2012 SRD/ANEEL, de 10/12/2012 Tabela X Perdas técnicas nos transformadores da ENERSUL discriminadas entre ferro e cobre. Energia Passante (EP) Montante Perdas Técnicas % da Energia Passante % da Energia Total Injetada MWh Origem MWh % % Ferro 193,959 0,080% 0,004% Trafos A2-A ,539 Cobre 185,937 0,076% 0,004% Trafos A2-A3a ,194 Trafos A2-A ,140 Trafos A3-A3a ,222 Trafos A3-A ,899 Trafos A3a-A ,334 Trafos A3a-B ,153 Trafos A4-A ,919 Trafos A4-A3a ,803 Trafos A4-B ,840 TOTAL Ferro 1.637,113 0,382% 0,031% Cobre 807,982 0,189% 0,015% Ferro 9.288,426 0,231% 0,176% Cobre ,102 0,302% 0,230% Ferro 355,815 0,416% 0,007% Cobre 302,943 0,354% 0,006% Ferro 680,496 0,358% 0,013% Cobre 550,546 0,290% 0,010% Ferro 2.263,950 0,424% 0,043% Cobre 2.720,109 0,510% 0,052% Ferro ,530 15,149% 0,630% Cobre 2.042,627 0,932% 0,039% Ferro 96,579 0,203% 0,002% Cobre 205,229 0,432% 0,004% Ferro 1.673,484 0,317% 0,032% Cobre 2.210,649 0,419% 0,042% Ferro ,823 2,313% 1,290% Cobre ,265 1,506% 0,839% Ferro ,175 2,226% Cobre ,390 1,240% 33. As Figuras 1 e 2 a seguir mostram os percentuais de perdas, discriminados por segmento do sistema de distribuição da ENERSUL, em relação à energia passante no próprio segmento e em relação à energia injetada na rede da distribuidora.

11 Fl. 11 da Nota Técnica nº 0182/2012 SRD/ANEEL, de 10/12/2012 Figura 1- Percentual de perdas técnicas por segmento de rede e transformação em relação à energia passante no segmento.

12 Fl. 12 da Nota Técnica nº 0182/2012 SRD/ANEEL, de 10/12/2012 Figura 2 - Percentual de perdas técnicas por segmento de rede e transformação em relação à energia injetada na rede da distribuidora. 34. Na Figura 3 encontra-se o diagrama unifilar do sistema de distribuição da ENERSUL ilustrando os valores de perdas de energia calculados e os percentuais por segmento de rede e de transformação.

13 Fl. 13 da Nota Técnica nº 0182/2012 SRD/ANEEL, de 10/12/2012 Figura 3 Diagrama unifilar simplificado discriminando as perdas da ENERSUL.

14 Fl. 14 da Nota Técnica nº 0182/2012 SRD/ANEEL, de 10/12/2012 IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 35. A Lei nº 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. 36. No art. 2º da Lei nº 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. 37. 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. 38. A Resolução Normativa nº 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. 39. A Resolução Normativa ANEEL nº 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. 40. A Revisão 2 do Módulo 7 do PRODIST, aprovada pela Resolução Normativa nº 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 41. O cálculo de perdas na distribuição apresentado nesta Nota Técnica considerou a metodologia regulamentada no Módulo 7 do PRODIST e os dados fornecidos pela ENERSUL, 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.

15 Fl. 15 da Nota Técnica nº 0182/2012 SRD/ANEEL, de 10/12/2012 VI. DA RECOMENDAÇÃO 42. 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 ENERSUL que serão submetidos à Audiência Pública. DJANE MARIA SAORES 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