CONTRIBUIÇÃO DA CEMIG DISTRIBUIÇÃO S.A À AUDIÊNCIA PÚBLICA 025/2011

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1 CONTRIBUIÇÃO DA CEMIG DISTRIBUIÇÃO S.A À AUDIÊNCIA PÚBLICA 025/2011 NOTA TÉCNICA Nº 014/2011 SRD/ANEEL METODOLOGIA E CRITÉRIOS GERAIS PARA CÁLCULO DAS PERDAS TÉCNICAS NO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO... TERCEIRO CICLO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA DAS CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELETRICA BELO HORIZONTE, 3 DE JUNHO DE

2 MINUTA CONTRIBUIÇÃO A AP 25 PERDAS TÉCNICAS 1. Introdução A ANEEL apresenta nessa Audiência Pública uma nova forma para calcular as Perdas Técnicas no Sistema de Distribuição em substituição à metodologia empregada no 2º Ciclo. Essa metodologia tem como pontos básicos o seguinte: Cálculo da Perda de Potência no Cobre, tanto nas redes quanto nos transformadores, com base na Demanda Média e cálculo da Perda de Energia a partir dessa Perda de Demanda Média multiplicada por um fator denominado Coeficiente de Perdas; Cálculo da demanda média na rede e transformadores a partir do consumo medido dos clientes de Baixa e Média Tensão sem considerar a energia não medida ou não faturada na BT, ou seja, sem considerar as Perdas Não Técnicas; Cálculo das Perdas nos Alimentadores a partir de uma única função que correlaciona as Perdas no Cobre com quatro parâmetros: Corrente, o Comprimento do Tronco, a Resistência do Tronco e o Comprimento do Ramal. Esta função foi obtida por regressão múltipla com dados dos alimentadores da COELBA e COPEL e viria substituir o método de cálculo das perdas dos alimentadores, conhecido como Modelo Arborescente Cálculo das Perdas na Rede Secundária pelo mesmo método do 2º Ciclo, porém enquadrando as redes em cada tipologia de Rede pelo seu comprimento; Padronização da extensão do Ramal do Cliente em 10 metros; Padronização da perda nos medidores em 1 W para os eletromecânicos e 0,5 W para os eletrônicos. Essa contribuição irá discorrer sobre cada um desses pontos, avaliando os aspectos positivos e negativos, sugerindo implementações e fazendo novas proposições. 2

3 2. Cálculo da Perda de Potência Média das Redes e Transformadores e cálculo da Perda de Energia a partir dessa Perda de Potência multiplicada pelo Coeficiente de Perdas A Proposta da ANEEL de calcular a Perda de Energia a partir da Perda de Potência Média multiplicada pelo Coeficiente de Perdas (função do Coeficiente de Variação) é uma proposta muito interessante e realmente um pouco mais simples. Na verdade, dá no mesmo calcular a Perda Máxima de Potência e multiplicar pelo Fator de Perdas para chegar à Perda de Energia, como calcular a Perda de Potência Média e multiplicar pelo Coeficiente de Perdas. A questão é que: tanto em um caso como no outro, para calcular corretamente as Perdas de Energia Anual e a Perda Máxima de Potência Anual (necessária ao cálculo do Custo do Cliente) deve-se considerar a variação anual da carga. A isto se relaciona o Fator de Carga Anual, que leva em consideração a variação da carga ao longo da semana, do mês e do ano. Porém, a relação da Perda de Potência Média com a Perda de Energia é uma relação mais direta, tornando-se mais transparente para o regulador, daí sua grande vantagem. % =% ê é =(1+ ) % =% ê é (1+ ) Onde CP é o Coeficiente de Perdas e CV é o Coeficiente de Variação entre a demanda de cada intervalo de medição e a demanda média anual. Esse Coeficiente de Variação é igual ao Desvio Padrão da demanda de cada intervalo de medição em relação à demanda média dividido pela demanda média. No entanto, a aplicação dessa formulação é apropriada desde que se calcule corretamente o Coeficiente de Variação para que se possa obter a real variabilidade da carga anual e, portanto, se chegar à Perda real de Energia. Para isto, o cálculo do Coeficiente de Variação da Carga deve necessariamente levar em consideração o seguinte: 3

4 a) Deve refletir a variabilidade da carga de cada elemento da rede, e não curvas agregadas, como das tipologias, que são utilizadas para outros fins; b) Deve levar em consideração a variação anual da carga, para que se obtenham as reais condições de carregamento da rede; c) Além disso, esse coeficiente, por coerência com o faturamento tanto dos clientes como da Rede Básica, deve ser calculado com a variação da carga dentro do intervalo de 15 em 15 min. No item 112 da NT 0014/2011, a ANEEL propõe calcular o CV dos transformadores de BT fazendo da ponderação do CV das curvas individuais dos transformadores da amostra e não com as curvas agregadas dos Transformadores-Tipo, o que está totalmente em concordância com a consideração a. Isto demonstra que o regulador compreende que a dispersão da demanda de cada intervalo em relação à demanda média deve representar a variabilidade de cada elemento individualmente e não da curva agregada das tipologias, o que é muito elogiável. Já no cálculo do CV dos alimentadores, a ANEEL propõe utilizar as curvas dos transformadores ao qual o alimentador está conectado. Isto é bem melhor que utilizar as curvas das tipologias das SEs, por exemplo, mas ainda não reflete a variação anual da carga de cada trecho do alimentador. Reflete a variação da carga do Tronco, porém não reflete bem a variação da carga dos Ramais do Alimentador. A variabilidade da carga dos ramais tende a ser maior que do alimentador tronco, variando em cada trecho de uma curva de carga de transformador MT/BT (extremidade da rede) até a curva de carga dos transformadores das SEs de AT/MT (tronco). Para a rede secundária, o regulador propõe usar o mesmo Coeficiente de Variação calculado para a transformação MT/BT, o que não é de forma alguma adequado, pois a curva de carga da rede secundária tem Fator de Carga mais baixo que do transformador, variando entre as curvas dos clientes (nas extremidades da rede) até a curva do trafo (no tronco junto ao transformador). A ANEEL propõe, por fim, que o CV dos ramais dos clientes seja calculado com a tipologia dos clientes tipo, o que também não nos parece adequado, pois a curva de carga dos ramais é muito mais parecida com a curva de carga do cliente individual. Em média, na CEMIG existem 4

5 1,3 consumidores por ramal, ou seja, praticamente 1 ramal para cada cliente. São 7,1 milhões de consumidores para 5,5 milhões de ramais. Quanto à segunda consideração, da necessidade de trabalhar com a variação anual da carga, verifica-se que o regulador não deu tratamento adequado. O tratamento que foi dado não considerou a sazonalidade da carga ao longo de todo ano. Consiste em calcular o Coeficiente de Variação do dia útil, do sábado e domingo e fazer uma média ponderada a seguir: = Além do fato de que o ano tem por volta de 250 dias úteis e não 265, pois 15 dias são feriados, cuja curva típica é semelhante ao domingo, essa média não percebe que o consumo do sábado e domingo/feriados é menor que o dia útil. Ou seja, não considera que a demanda média desses dias é menor que a demanda média do dia útil. Quando se reduz a demanda média dos sábados e domingos/feriados, o consumo do dia útil cresce e, portanto, a variação da carga, o carregamento do dia útil aumenta, e com este as perdas. A redução das perdas nos sábados, domingos/feriados não compensa o aumento das perdas no dia útil, pelo fato das perdas serem função do quadrado da corrente, como já se sabe. Se essas fórmulas não contemplam a variação da carga na semana, muito menos considera a sazonalização ao longo do ano, não sendo, portanto, totalmente adequadas. De forma que a consideração b variação anual da carga e a consideração c usar intervalos de integração de 15 em 15 min não foram devidamente tratados pela ANEEL. A proposta seguinte vem dar solução ao problema de forma simples e transparente que atende às preocupações do regulador e evita a assimetria de informações: Transformadores Medir a amostra dos transformadores (normalmente de 60 a 100 medições) durante todo ano e calcular a Média Ponderada dos Coeficientes de Variação Anual, calculado com a Curva anual de cada transformador da amostra. Não usar as curvas da tipologia, mas as curvas dos 365 dias do ano de cada transformador da amostra individualmente. Calcular esse Coeficiente de Variação com as curvas dos trafos de 15 em 15 min. 5

6 Alimentadores Medir os alimentadores (isto já será uma obrigação em 2013) durante todo o ano e calcular os Coeficientes de Variação Anual de cada Alimentador, que será a referência para o CV do Alimentador Tronco. Não usar a tipologia das SEs AT/MT, pois o fator de carga é muito maior que dos alimentadores. Não usar eventual tipologia de Alimentadores cuja variabilidade da carga também é menor que dos alimentadores individuais. Usar as 365 curvas diárias do ano de todos Alimentadores (ou de uma amostra se não for possível). Calcular esse Coeficiente de Variação com as curvas dos trafos de 15 em 15 min. Para os Ramais dos Alimentadores, utilizar a média aritmética do CV do Alimentador Tronco e o CV dos Transformadores MT/BT acima descrito. Ramal do Cliente Medir os consumidores da amostra durante todo o ano, calcular o Coeficientes de Variação Anual de cada cliente e calcular a Média Ponderada dos CVs dos clientes da amostra de BT, que seria a referência para o CV do Ramal do cliente. Rede Secundária Para a Rede Secundária, utilizar a média aritmética do CV dos Ramais do Cliente e o CV dos Transformadores MT/BT 3. Cálculo da demanda média na rede e transformadores a partir do consumo medido dos clientes de Baixa e Média Tensão sem considerar a energia não faturada A Proposta da ANEEL de calcular o fluxo médio nas redes sem considerar a energia não faturada é absolutamente incoerente, totalmente destituída de embasamento técnico, desprovida de argumentos relacionados a incentivos e sem outras justificativas de cunho social ou político. As Perdas Não Técnicas, ou seja, a energia não faturada, por definição, transita na rede de distribuição, e faz parte do carregamento da rede e, portanto, provoca Perdas Técnicas. No momento em que a distribuidora conseguir reduzir as Perdas Não Técnicas, o nível de carregamento das redes continuará absolutamente o mesmo. E consequentemente, as Perdas 6

7 Técnicas também continuarão as mesmas! Ou seja, não existe relação entre combate às Perdas Não Técnicas e Perdas Técnicas. Ao reduzir as Perdas Não Técnicas o que se altera na empresa é o faturamento, a receita, e não a compra de energia ou o fluxo de carga da rede. Conclusão: a redução de Perdas Não Técnicas não está associada à redução das Perdas Técnicas. De forma que não há absolutamente motivo para se calcular incorretamente as Perdas Técnicas, desconsiderando as Perdas Não Técnicas no fluxo das redes e transformadores. Finalmente, entendemos que, de certa forma, é incoerente que o regulador calcule de forma incorreta as Perdas Técnicas, desconsiderando a energia não faturada no fluxo, de forma a aumentar indevidamente e artificialmente, as Perdas Não Técnicas das empresas. E depois criar uma trajetória decrescente para Perdas Não Técnicas que não existem! Assim, considera-se inaceitável a desconsideração das perdas Não Técnicas no cálculo das Perdas Técnicas. 4. Cálculo das Perdas nos alimentadores a partir de uma única função que correlaciona as perdas com a Corrente, a Resistência do Tronco, com o Comprimento do Tronco e Comprimento do Ramal. A Proposta da ANEEL de calcular a Perda dos Alimentadores a partir de uma única função para todas as distribuidoras é muito questionável, pois as empresas possuem alimentadores com características muito distintas, principalmente quando se trata de Alimentadores Urbanos, Rurais e Subterrâneos. Fórmula ANEEL =0,98 exp ( 6,52+1,88ln( )+0,77ln( )+0,41ln( )+0,19 ln ( ) É de se esperar que seja necessário mais que uma fórmula para buscar reproduzir os diversos tipos características da rede de média tensão das empresas, como as empregadas no Modelo Arborescente. De forma, que este estudo deve ser amadurecido antes de implantado. Além disso, obviamente que a amostra de alimentadores, base para a Regressão Múltipla e definição dos parâmetros da equação, não foi de forma alguma representativa, a despeito do 7

8 regulador tentar defender esse ponto de vista em vários pontos da Nota Técnica. Definitivamente a COELBA e COPEL não representam as distribuidoras do país. Além disso, a regressão com os alimentadores da CEMIG geraram parâmetros da fórmula significativamente distintos da fórmula da ANEEL, principalmente para a Resistência e Comprimento do Tronco, como pode se ver na equação a seguir: Fórmula CEMIG =0,98 exp ( 5,41+1,56ln( )+0,39ln( )+0,06ln( )+0,29 ln ( ) As análises ainda são preliminares devido à escassez de prazo para melhores avaliações e contribuições nessa Audiência Pública, mas evidencia claramente que há necessidade de aprofundar os estudos. De forma que propomos que no 3º Ciclo se continue com a aplicação o Modelo Arborescente, comparado concomitantemente com esse modelo em estudo, para ver a sua real viabilidade de implantação. 5. Cálculo das Perdas na Rede Secundária pelo mesmo método do 2º Ciclo, porém enquadrando as redes em cada tipologia de Rede pelo seu Comprimento. A Proposta da ANEEL de enquadrar a rede de distribuição em baixa tensão apenas pela sua extensão levará a um enquadramento totalmente contrário ao real, principalmente para as redes rurais, de grande extensão, que pela tabela da ANEEL se enquadrariam quase todas na Tipologia 4 e 5, típicas de redes adensadas e, claro, urbanas. Tabela ANEEL Tipologia 1 Tipologia 2 Tipologia 3 Tipologia 4 Tipologia 5 L 100m 100<L 200m 200<L 350m 350<L 500m L 500m 8

9 A tabela abaixo apresenta a discrepância entre o enquadramento feito pela CEMIG em 2007, a partir de um algoritmo aplicado no sistema de geo-referenciamento que buscava o enquadramento segundo a tabela de comprimento das redes definida pela ANEEL. Formato Rede CEMIG Geo - Referenciamento % Tabela ANEEL Comprimento Rede Tipologia % % Tipologia % % Tipologia % % Tipologia % % Tipologia % % TOTAL % % % Verifica-se que enquanto 50% das Redes Secundárias da CEMIG enquadram-se nos Tipos 1 e 2, pelo novo critério da ANEEL representaria apenas 31%. Enquanto 18% das Redes enquadramse nos tipos 4 e 5, devido à característica pouco densa do sistema CEMIG, pelo novo critério, 40% estariam enquadrados nessa tipologia, o que não condiz com o sistema CEMIG. 6. Padronização da Extensão do Ramal do Cliente em 10 metros. Entendemos que a proposta da ANEEL de limitar o ramal do cliente em 10 metros não reflete a realidade das Distribuidoras. No caso específico da CEMIG onde as redes de Baixa Tensão em sua maioria são apenas de um lado da via com atendimento de clientes em ambos os lados, temos diversas situações onde o ramal de ligação precisa ser maior que o proposto, tais como: Passeios de diversos tamanhos - de 1 a 5 metros; Arborização das ruas impedindo às vezes que a ligação do cliente seja feita no poste mais próximo; Construções com avanço para via, sacadas e janelas, que por motivo de segurança dos moradores impedem que os ramais dos vizinhos passem pela frente de suas casas, obrigando a ligação destes em outro poste mais distantes; Estas ponderações são confirmadas no estudo realizado pela CEMIG, onde a extensão dos ramais de seus clientes é em média de 17 metros. 9

10 Conforme apresentado no item 2 Cálculo da Perda de Potência Média das Redes e Transformadores e cálculo da Perda de Energia a partir dessa Perda de Potência multiplicada pelo Coeficiente de Perdas, a CEMIG tem atualmente 5,5 milhões de ramais de ligação. Com a utilização dos 10 metros, conforme proposta ANEEL, teremos uma diferença de 38,5 milhões de metros de ramais de ligação. Ressalta-se que a média móvel das perdas técnicas referente ao segmento ramal do cliente na CEMIG é de aproximadamente MWh/ano, e a simples alteração do comprimento para 10 metros ocasionará a redução das perdas neste segmento em cerca de 40%. Diante do exposto, entendemos que deverá ser mantido o critério atual de utilização do comprimento do ramal, de acordo com característica de cada distribuidora. 7. Padronização da Perda dos Medidores em 1 W e 0,5 W. Para as perdas em circuitos de potencial de medidores, a ANEEL está considerando 0,5W em medidores eletrônicos e 1 W em medidores eletromecânicos. No caso de medidores eletromecânicos, os valores de perda máxima para o circuito de potencial estabelecidos pela Portaria Inmetro 285/2008 são: a) 2 W para medidores classe 1; b) 1,5 W para medidores classe 2. Baseado nisto, a Cemig avaliou uma amostra de medidores eletromecânicos monofásicos e polifásicos. No caso dos medidores monofásicos, em todos os 3 modelos, de fabricantes diferentes, o consumo verificado foi abaixo do estabelecido na Portaria do Inmetro (1,5 W), mas acima do valor considerado pela Aneel (1 W). Os valores obtidos foram 1,36W, 1,28W e 1,12W. No caso dos medidores polifásicos, de 3 modelos de fabricantes diferentes, os consumos verificados por circuito foram 1,2W, 1,12 W e 0,99W. Portanto, todos os modelos obtiveram perdas abaixo do máximo estabelecido em Portaria, mas 2 modelos ficaram acima do valor considerado pela Aneel. Portanto, para os medidores eletromecânicos, pode-se constatar que os valores estabelecidos pela Aneel estão subdimensionados e prejudicam as distribuidoras. 10

11 Ressalta-se que a Norma da ABNT 8377 e a Portaria Inmetro mantém os valores de perdas máximas há alguns anos e o parque de eletromecânicos é bastante antigo, com média superior a 15 anos. Ou seja, tais medidores foram comprados e instalados considerando tais valores. Quanto aos limites dos medidores eletrônicos, a Portaria Inmetro 431/2007 estabelece 2 W, para medidor monofásico, polifásico e multitensão, com fonte de alimentação capacitiva. Para medidores multifunção polifásicos em que a fonte de alimentação esteja ligada a uma única fase, ou com tensão auxiliar, a perda máxima total é de 6 W. Para os casos específicos citados na Tabela 14 devem ser respeitadas as perdas máximas abaixo: Tabela 14 - imite de consumo para medidores multigrandeza ou multifunção Tipo de medidor Monofásicos 2 elementos 1 (por elemento) (por elemento) 3 elementos 1 Medidor Multigrandeza 3 W 2,5 W 2 W Medidor Multifunção 5 W 3,5 W 3 W para Medidores polifásicos, as perdas são assumidas como igualmente partilhadas entre os elementos. No caso de falta de tensão em um dos elementos, é admitido que o consumo seja maior que o especificado, porém o medidor deve continuar a operar corretamente. Da mesma forma, a CEMIG avaliou uma amostra de medidores eletrônicos: Em 5 modelos de fabricantes distintos, os consumos verificados por circuito foram de 1,23 W, 1,0567 W (média de 3 circuitos), 0,89 W (média de 3 circuitos), 0,33 W e 0,32 W. Portanto, em todos os medidores, o consumo verificado foi abaixo do estabelecido na Portaria do Inmetro (2 W), mas na maioria foi acima do valor considerado pela Aneel (0,5 W). Por fim, destacamos um trecho da dissertação de mestrado de um empregado da própria Aneel (Hugo Lamin), em que afirma: 11

12 Perdas técnicas Outra vantagem dos medidores eletrônicos frente aos eletromecânicos refere-se ao consumo próprio do equipamento, ou seja, perdas técnicas. Enquanto medidores eletrônicos possuem perda técnica de 0,5W, o medidor eletromecânico apresenta valores maiores, totalizando 1,3 W (Eletropaulo, 2008). Porém, as perdas técnicas nos medidores eletrônicos aumentam à medida que o número de funcionalidades inseridas no equipamento também aumenta. Assim, o valor de perdas técnicas pode ultrapassar aquele indicado para os medidores eletromecânicos. Como existe um planejamento de expansão da medição eletrônica, baseado em legislação a ser estabelecida pela ANEEL, mas as funcionalidades dos medidores, apesar de ainda não definidas pela Aneel, provavelmente serão muitas além das existentes, infere-se que o valor de 0,5 W estará muito aquém dos valores que serão verificados na prática. Posto isto, entendemos que os valores de Perdas em circuitos de potencial a serem considerados sejam: Medidores Eletromecânicos: 1,3 W, por circuito de potencial; Medidores Eletrônicos: 1 W, por circuito de potencial. 8. Conclusão A metodologia proposta para cálculo da Perda de Potência no Cobre, tanto nas redes quanto nos transformadores, com base na Demanda Média e, cálculo da Perda de Energia a partir dessa Perda de Demanda Média, multiplicada por um fator denominado Coeficiente de Perdas, função do Coeficiente de Variação, é muito interessante por ser mais direto e transparente. No entanto, entende-se que deve-se calcular corretamente esse Coeficiente de Variação, levando em consideração a variabilidade anual da carga de cada elemento da rede individualmente, conforme propostas apresentadas neste documento. Quanto à nova metodologia para cálculo das perdas nos alimentadores, a CEMIG propõe que se aprofundem os estudos e que a ANEEL continue aplicando o Modelo Arborescente no 3º Ciclo, confrontando com o novo modelo proposto. 12

13 Concordamos com a manutenção da metodologia para o cálculo das perdas na rede secundária, porém é inaceitável o enquadramento das redes da CEMIG segundo os limites de comprimento definido pela ANEEL, pois é totalmente contrário às características de nossas redes, principalmente das rurais. Também é inaceitável a não consideração das Perdas Não Técnicas no fluxo que transita na Rede para o cálculo das Perdas Técnicas, pois não existe correlação entre redução de Perdas Não Técnicas, que nada mais é que energia não faturada, e redução de Perdas Técnicas. Além disso, é necessário ajustar o comprimento do Ramal do Cliente da CEMIG para 17 metros, bem como a perdas dos medidores para 1,3 W no medidor eletromecânico e 1,0 W no eletrônico. Por fim, para o 4º ciclo sugerimos que o cálculo das perdas seja feito com base no Sistema de geo-referenciamento, cujo cálculo é praticamente determinístico. A CEMIG atualmente calcula suas perdas pelo seu sistema de geo-referenciamento - GEMINI, em cada trecho da rede secundária, em cada transformador, em cada alimentador. O cálculo da corrente também é feito para cada trecho de cada elemento da rede, com base em um avançado modelo de composição da carga, a partir do consumo medido mais perdas não técnicas e perdas técnicas à jusante de cada trecho, que está sendo implementado, para vir a calcular a corrente nas 8760 horas do ano. O módulo de composição da carga considerará a variação da carga ao longo do ano (a CEMIG utilizará tipologia de cada semana curvas tipo de domingo a segundafeira de cada mês do ano e a energia de cada mês para compor a curva de carga de cada elemento da rede). Esse sistema simulará praticamente as perdas reais do sistema de distribuição. Isto está totalmente em consonância com o PRODIST, que determina no Módulo 2, Seção 2.4 que as distribuidoras devem informar à ANEEL o Sistema de Informação Geográfico Regulatório SIG-R. Nesse 3º ciclo, será possível consistir os dados informados pelas empresas e testar os modelos utilizados pelas empresas para cálculo das perdas reais utilizando o sistema de georeferenciamento que possibilitará ser confrontado com os modelos simplificados e validar sua aplicação. 13