AP 025/2011 Contribuição AES BRASIL 1

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1 AUDIÊNCIA PÚBLICA ANEEL Nº025/2011

2 Contribuição da AES Brasil à Audiência Pública nº025/2011 da ANEEL, que visa obter subsídios para aprimoramento da metodologia e do procedimento de cálculo de perdas na distribuição regulamentada no Módulo 7 do PRODIST 1

3 1. Introdução Substituição do uso dos valores de Demanda Máxima e do Fator de Perdas pelos valores de Demanda Média e Coeficiente de Perdas Exclusão das perdas não técnicas no cálculo das perdas técnicas Substituição do modelo de cálculo de perdas técnicas nas redes de Média Tensão Fixação das tipologias de redes de Baixa Tensão por um critério de comprimento Fixação do comprimento dos ramais de ligação Fixação do ponto de partida e definição do benchmarking de perdas não técnicas Utilização de software para cálculo das perdas técnicas reais

4 1. Introdução A AES Brasil apresenta as suas contribuições à documentação disponibilizada através da Audiência Pública Nº 025/2011 (AP 025), na qual esta agência visa obter subsídios para aprimoramento da metodologia e do procedimento de cálculo de perdas na distribuição regulamentada no Módulo 7 do PRODIST - Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional. Para aplicação dos aprimoramentos metodológicos propostos, tal como a criação de uma expressão única para representar as redes de média tensão de todas as distribuidoras, que representa uma alteração significativa frente à metodologia atual, é necessário que as discussões sejam precedidas de mais estudos técnicos após as contribuições a serem recebidas pelo regulador no âmbito desta Audiência Pública, o que poderia ser feito ao longo do 3º Ciclo Tarifário visando sua efetiva aplicação no 4º Ciclo Tarifário. A seguir, serão apresentadas nos itens subseqüentes os comentários, sugestões e solicitações de alteração metodológica do tema em tela, discorrendo sobre as Notas Técnicas disponibilizadas. 2. Substituição do uso dos valores de Demanda Máxima e do Fator de Perdas pelos valores de Demanda Média e Coeficiente de Perdas Para o cálculo das perdas em todos os segmentos (excluindo a Alta Tensão, onde o valor será obtido por medição), a NT 014/2011-SRD/ANEEL (NT 014/2011) propõe a alteração do cálculo com a substituição da perda de potência máxima pela perda considerando o carregamento médio, obtido a partir da energia do ano. Para a obtenção da perda de energia, a NT 014/2011 propõe a correção dessa perda por um fator de correção (CP Coeficiente de Perdas) que levaria em conta a variação da carga em torno de seu valor médio. O produto (Perda com Demanda Média versus CP) é igual ao produto (Perda Máxima versus Fator de Perdas), utilizada na metodologia atual, porém nas seguintes condições: i. Para o cálculo da Perda Máxima de potência, deve-se utilizar a Demanda Máxima obtida das curvas de carga das tipologias da campanha de medidas, ajustadas para a energia anual. Em outras palavras, nessa proposta fica fixada a demanda máxima de todos os elementos (redes e transformadores) coincidente com a campanha de medidas, ao invés de se considerar (como é feito atualmente) a demanda máxima verificada ao 3

5 longo do ano. Ou então, visto de outra forma, a proposta da NT 014/2011 considera que as curvas de carga são invariantes no tempo, o que é uma hipótese totalmente equivocada. ii. O cálculo do CP é equivalente ao cálculo do fator de perdas numa única condição, que é o de se considerar a curva de carga da campanha de medidas única ao longo do ano (ou seja, não há nenhuma sazonalidade ou variação da carga) e para uma condição praticamente inexistente nas redes reais, ou seja, para cada rede considera-se que toda a carga está concentrada em sua extremidade ou que todas as cargas tenham exatamente o mesmo perfil (única condição válida para se considerar que o fator de perdas possa ser calculado a partir da curva de carga do primeiro trecho da rede ou do transformador que a supre). Além disso, propõe-se nesse cálculo que seja utilizada a tipologia agregada, que sempre apresenta menor variação ao longo do dia do que as curvas específicas de cada elemento, reduzindo ainda mais o valor do fator de perdas equivalente. A figura a seguir ilustra o impacto do cálculo do CP utilizando a curva de carga agregada de um transformador de subestação para os alimentadores por ele supridos. No caso apresentado abaixo, utilizando-se a curva agregada, o CP calculado seria de 1, quando se observa que o comportamento da curva de cada alimentador são totalmente distintos. Sugere-se a manutenção da metodologia atual, de utilização da Demanda Máxima e Fator de Perdas Anuais, pois É a forma correta de se calcular as perdas de energia anuais; A metodologia atual atenua eventuais problemas de assimetria de informação nos dados das demandas máximas informadas pela distribuidora (o produto: DemandaMáxima * Fator de Carga * 8760 estendido para todos os elementos de um segmento representa a energia a ele fornecida, e este valor é comparado com a energia proveniente do 4

6 balanço energético da empresa. A relação entre esses valores elevada ao quadrado é aplicada ao cálculo das perdas que variam quadraticamente com a corrente no referido segmento, corrigindo assim eventuais erros ou imprecisões de dados). 3. Exclusão das perdas não técnicas no cálculo das perdas técnicas Para o cálculo das perdas em todos os segmentos (excluindo a Alta Tensão, onde o valor será obtido por medição), a NT 014/2011 propõe a alteração do cálculo pelo modelo Bottom-Up, ou seja, com a utilização somente dos dados de consumo regular no cálculo das perdas técnicas, subtraindo do balanço energético as perdas não técnicas. Na prática, a metodologia proposta transfere as perdas técnicas causadas pelo consumo irregular para as perdas não técnicas, superestimando este indicador. Desta forma, ao retirar do cálculo a energia de perdas não técnicas, haverá uma redução das perdas técnicas em todos os segmentos do sistema de distribuição. No entanto, toda a energia que transita pelo sistema de distribuição provoca perdas técnicas, independente se essa energia é consumida de forma regular ou irregular (fraudes, furto, avarias em medidores, erros de medição, etc.). Ressaltase que essa redução será muito significativa para as distribuidoras que têm perdas não técnicas elevadas. Esta diferença irá aumentar numericamente as perdas não técnicas, podendo prejudicar o seu reconhecimento em função da metodologia de determinação das perdas não técnicas regulatórias (ver maiores detalhes no item 7 desta contribuição). Sugere-se que seja mantida a metodologia atual, de utilização do modelo Top- Down, ou seja, considerando toda a energia que circula no sistema de distribuição (a partir dos pontos de suprimento) no cálculo das perdas técnicas. 4. Substituição do modelo de cálculo de perdas técnicas nas redes de Média Tensão Para o cálculo das perdas nas redes de média tensão, a NT 014/2011 propõe a seguinte alteração metodológica: - Metodologia Atual: o cálculo das perdas de cada rede é feito aplicando-se uma das 15 expressões que correlacionam as perdas com um conjunto de atributos descritores da rede. As 15 expressões foram obtidas para que o modelo representasse as diversas condições de rede e carga: rede em área urbana, em área rural ou mista (parte da rede em área urbana e parte em área rural). Para cada uma dessas 3 condições, existem 5 possibilidades de distribuição da carga 5

7 (definida pela distância entre o centro de carga dos transformadores e o início da rede). - Metodologia Proposta: substituir tudo por uma única expressão, e reduzir o conjunto de atributos para somente 4: corrente média, comprimento de tronco, comprimento de ramal e cabo de tronco. Para obter a expressão, a ANEEL montou redes com dados de 2 Empresas (155 alimentadores da COPEL e 48 da COELBA), utilizando 151 para a criação do modelo de regressão e 52 para teste (validação) do modelo. A metodologia atual, com o uso de 15 expressões que correlacionam as perdas com um conjunto de atributos descritores da rede, foi construída num projeto de pesquisa e desenvolvimento realizado através de um convênio entre a USP Universidade de São Paulo e o CODI Comitê de Distribuição. O projeto teve por objetivo o desenvolvimento de metodologia e software (SISPAI) para estudos de planejamento agregado de investimentos. Como resultado desse trabalho de pesquisa, concluiu-se que, para uma representação adequada da grande variedade de redes existentes no país, seriam necessárias diversas expressões para o cálculo das grandezas estudadas. Na implantação do SISPAI nas Distribuidoras, eram construídas expressões específicas para a representação do sistema de cada empresa. E mesmo para uma única empresa, verificou-se a necessidade de construir várias expressões. Não há nenhuma evidência que as redes utilizadas no estudo possam ser consideradas como uma amostra representativa do universo de redes existente no Brasil, sendo assim, a expressão resultante do estudo apresentado pela ANEEL não pode ser estendida para o cálculo das perdas técnicas das redes de media tensão das Distribuidoras do Brasil. Ao utilizar dados de redes de apenas duas empresas de distribuição (e mesmo para essas, aparentemente não foi feito nenhum cálculo amostral para garantir a representatividade dos diversos tipos de redes e de distribuição da carga) para conceber um modelo a ser aplicado ao universo de alimentadores de todas as concessionárias, correm-se sérios riscos de subestimar ou superestimar as perdas técnicas de diversas concessionárias, uma vez que o Brasil é um país de dimensões continentais, caracterizado por altíssima heterogeneidade na caracterização das áreas de concessão abastecidas pelas empresas distribuidoras. As simulações realizadas com dados da AES Eletropaulo geraram uma expressão com coeficientes completamente diferentes daqueles obtidos pela 6

8 ANEEL, desta forma, a aplicação de um único modelo econométrico para todo o universo de alimentadores das redes de distribuição nacionais, conforme proposto pela ANEEL, subestimará ou superestimará as perdas reais dos alimentadores, trazendo enorme insegurança regulatória ao setor. Sugere-se que se mantenha a atual sistemática de cálculo de perdas técnicas regulatórias para os sistemas de média tensão. O atual modelo, especificado no módulo 7 do PRODIST, apresenta características desejáveis a uma ferramenta de aferição regulatória. São elas: Considera características topológicas inerentes a cada alimentador, o que é fundamental em situações de altíssima heterogeneidade. O atual modelo está sendo consolidado e pode ser melhorado. Ao propor outro modelo completamente diferente, a ANEEL torna o processo regulatório instável e incerto. Os dados descritores dos alimentadores, como ângulo e densidade, são auditáveis e podem ser melhor especificados, reduzindo a assimetria de informações. 5. Fixação das tipologias de redes de Baixa Tensão por um critério de comprimento Para o cálculo das perdas nas redes de baixa tensão, a ANEEL propõe que a associação as 5 redes típicas seja definida pelo comprimento da rede real, com os seguintes valores definidos pela ANEEL: 7

9 As redes típicas (tipologias de 1 a 5) foram criadas pelo grupo de planejamento do CODI Comitê de Distribuição, para estudos de planejamento da expansão de grandes áreas urbanas. As redes atenderiam frentes de quadra de 100 metros, resultando os seguintes valores: Tipologia 1: 1 frente de quadra, total 100 m; Tipologia 2: 2 frentes de quadra, total 200 m; Tipologia 3: 4 frentes de quadra, total 400 m; Tipologia 4: 8 frentes de quadra, total 800 m; Tipologia 5: 12 frentes de quadra, total 1200 m. As tipologias seguiriam uma lógica de expansão. Por exemplo, em uma área urbana nova, com densidade inicial de carga baixa, seria construída a rede com a configuração da tipologia 5. Com o passar dos anos, com o acréscimo da densidade da carga nas quadras atendidas, a rede seria dividida, com a instalação de um novo transformador, criando 2 novas redes (tipologias 3 e 4), conforme ilustrado a seguir. Da mesma forma, a tipologia 4 pode ser desdobrada em duas redes de tipologia 3; a rede de tipologia 3 pode evoluir para a 2 e essa para a 1. 8

10 Embora tenham sido resultado de um estudo de planejamento do CODI, na prática as distribuidoras utilizam muito pouco redes reais com configurações das tipologias 4 e 5, pois representam redes urbanas com baixa densidade de carga e com configuração em malha, o que traz dificuldades para sua operação e manutenção. Os circuitos do SDBT mais longos são utilizados, via de regra, no atendimento de cargas dispersas nas periferias das áreas urbanas ou em agrupamentos rurais. Ademais, são geralmente radiais em função do arranjo espacial dos pontos de atendimento. Tais circuitos seriam classificados como de Tipologia 4 ou 5 no método proposto pela NT 014/2011. No entanto, tais tipologias são compostas por circuitos em malha, não retratando a realidade, e o que é mais grave apresentando perdas técnicas menores que os circuitos radiais. Desta forma, a proposta da NT 014/2011 de fixação das tipologias a partir do comprimento da rede parece inadequada, pois: Os comprimentos propostos não fazem nenhum sentido. Pela proposta da NT 014/2011, uma rede de 500 m seria classificada como tipologia 5, o que resultaria em quadras de 42,7 metros (500 m /12 quadras). Redes em áreas rurais, que atendem pequenas cargas com distâncias maiores, são obviamente radiais, e pelo modelo proposto justamente essas redes é que serão classificadas como redes 4 e 5 (configuração em malha), o que é completamente irreal. Sugere-se que: 9

11 Sejam eliminadas as tipologias 4 e 5 em função de sua pouca representatividade nas redes reais das distribuidoras; Seja utilizado um critério objetivo e simples para o estabelecimento das tipologias 1, 2 ou 3, independente do comprimento das redes: o redes radias com um único tipo de cabo: tipologia 1; o redes radias com mais de um tipo de cabo: tipologia 2; e o redes com ramificações: tipologia Fixação do comprimento dos ramais de ligação O parágrafo 95 da NT 014/2011, de 07/04/11 estabelece que: As normas técnicas da maioria das distribuidoras estabelecem que o comprimento máximo para o ramal de ligação é de 30 metros. Baseado nessas normas técnicas, e no fato de que a boa prática sugere que a maioria das unidades consumidoras estejam localizadas no mesmo lado da rede, propõe-se o valor de 10 metros para o ramal de ligação de todas as distribuidoras. A afirmação de que a maioria das unidades consumidoras está localizada no mesmo lado da rua que a rede de distribuição, não se verifica na realidade das distribuidoras. Unidades consumidoras existem nos dois lados da via pública e a rede de distribuição ocupa apenas um dos lados, quer seja por razões de ordem econômica, ambiental ou outras. Sugere-se que para as distribuidoras que possuam estudos técnicos que comprovem o comprimento médio, seja mantida a metodologia atual de se utilizar o dado informado pela distribuidora, caso contrário, utilize o comprimento regulatório proposto pela ANEEL. 7. Fixação do ponto de partida e definição do benchmarking de perdas não técnicas A NT 031/2011-SRE/ANEEL de 18/02/11 (NT 031/2011) descreve a metodologia proposta para a definição dos limites de perdas técnicas e não técnicas no processo de revisão tarifária periódica. Nos parágrafos 164 a 169 são descritos os 5 passos a serem observados pela ANEEL para definição dos limites descrito acima ao qual descrevemos abaixo: 164. Passo 1: Recebimento das informações: A concessionária deverá encaminhar à SRE relatório do combate às perdas não técnicas em sua área de concessão no qual deverá constar, no mínimo: Evolução das perdas da empresa nos últimos anos segregadas entre técnicas e não técnicas, tanto em valores absolutos quanto em percentual da energia injetada; Passo 2: Cálculo das Perdas Técnicas: a SRD procederá ao cálculo das perdas técnicas conforme metodologia definido no Modúlo 7 dos Procedimentos de Distribuição. A partir da avaliação realizada pela 10

12 SRD, a mesma definirá o percentual que representa a melhor estimativa de perdas técnicas no momento da revisão bem como os valores regulatórios que serão utilizados ao longo do ciclo tarifário Passo 3: Apuração dos valores de Perdas Não Técnicas: a SRE irá apurar os valores de perdas não técnicas, pela diferença entre perdas globais realizadas nos últimos doze meses anteriores a data da revisão tarifária da empresa e perdas técnicas calculadas no passo As perdas totais serão informadas via Sistema de Acompanhamento de Informação de Mercado para Regulação Econômica SAMP e deverão ser apuradas considerando-se o mercado medido, conforme descrito no manual de preenchimento do mesmo Passo 4: Definição da referência de Perdas Não Técnicas: Será definido um índice referencial de perdas não técnicas para a empresa a partir de uma análise do modelo comparativo por benchmarking conforme descrito na Seção VI.1. Essa referência leva em consideração os melhores resultados do ponto de vista de perdas não técnicas dentre as empresas com complexidade semelhante e servirá como meta regulatória para a concessionária em análise. A construção desse referencial se pautará fundamentalmente nos critérios objetivos expostos nas seções anteriores Passo 5: Ponto de partida para a análise: O primeiro passo para análise e definição das perdas não técnicas regulatórias é a identificação da referência inicial ou ponto de partida. Não necessariamente o ponto de partida coincidirá com as perdas para do ano teste. Em verdade, o que esse parâmetro representa é um valor referencial para as perdas não técnicas da concessionária para o ano tarifário imediatamente anterior ao início do seu ciclo tarifário. Conforme descrito nos passos acima, a definição dos limites de perdas não técnicas será balizada pela perda técnica a ser calculada pela SRD de acordo com a metodologia proposta na AP 025. Ocorre que ao considerar o ponto inicial de partida com base na nova metodologia de perdas técnicas, o regulador deixa de considerar a meta de perdas não técnicas definida no 2º Ciclo de Revisão tarifária, pois a base de perdas técnicas utilizada no cálculo será diferente. Segue exemplificação do problema a ser incorrido utilizando dados hipotéticos. Este problema também ocorrerá quando da aplicação do Passo 4 proposto pela NT 031/2011, pois para aplicação do benchmarking, algumas empresas referenciais poderão estar calculadas com o referencial de perdas técnicas definido por metodologias distintas, afetando principalmente as primeiras empresas que passarão pelo 3º Ciclo de Revisão Tarifária. 11

13 Sugere-se assim que: Na análise do ponto de partida seja considerada a compatibilização da meta estabelecida no 2º Ciclo com as perdas técnicas calculadas pela nova metodologia proposta na AP 025. Na aplicação do Passo 4, as empresas definidas como benchmarking da distribuidora em análise tenham suas perdas não técnicas calculadas com base no referencial de perdas técnicas calculadas na nova metodologia proposta na AP Utilização de software para cálculo das perdas técnicas reais De acordo com o Módulo 2, Seção 2.4 do PRODIST, as distribuidoras devem informar à ANEEL o Sistema de Informação Geográfico Regulatório SIG-R, definido como a base de dados e dos sistemas auxiliares que permitem a análise, armazenamento e extração de informações técnicas e/ou geográficas dos principais sistemas, equipamentos, estruturas e acessantes das distribuidoras. Os dados informados para atendimento para o SIG-R representam em grande parte as informações requeridas para o cálculo das perdas técnicas reais das distribuidoras. Assim, considerando que a primeira base de dados, Base de Dados Geográfica da Distribuidora BDGD, foi somente encaminhada pelas distribuidoras no início de 2011 e que o refinamento dos dados por parte do regulador requer um determinado tempo, sugere-se que a ANEEL, ao longo do 3º Ciclo de RTP, consista a base de dados recebida anualmente das distribuidoras e que a partir do 4º Ciclo de RTP passe a utilizar software de cálculo de perdas técnicas reais, que realize o cálculo de fluxo de potência trifásico desequilibrado a partir de dados topológicos e cadastrais de redes, equipamentos e consumidores, Esses softwares deveriam ser homologados pelo regulador para que sua utilização e os resultados obtidos, tanto pela Distribuidora como pelo órgão regulador, fossem uniformes e semelhantes, convergindo o resultado do cálculo das perdas técnicas regulatórias em montantes próximo ao das perdas técnicas reais. 12

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