Nota Técnica n 0150/2012-SRD/ANEEL. Em 18 de setembro de Processo nº: /

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1 Nota Técnica n 0150/2012-SRD/ANEEL Em 18 de setembro de Processo nº: / Assunto: Apuração das perdas na distribuição referentes ao 3º Ciclo de Revisão Tarifária Periódica da Companhia Luz e Força Santa Cruz CPFL Santa Cruz. I. DO OBJETIVO Apresentar a avaliação e o resultado do cálculo das perdas na distribuição da Companhia Luz e Força Santa Cruz CPFL Santa Cruz para o período base de julho de 2010 a junho de 2011, 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 31 de maio de 2012, com o objetivo de instruir a distribuidora quanto ao envio dos dados para o cálculo das perdas na distribuição, foi encaminhado à CPFL SANTA CRUZ o Ofício nº 0214/2012- SRD/ANEEL. 4. Em atenção ao ofício supracitado, a CPFL SANTA CRUZ enviou a CARTA nº 070/OR/CPFL SANTA CRUZ/2012, de 16 de agosto de 2012, com os dados referentes ao cálculo de perdas, dentre outras informações. 5. Após a análise dos dados, a SRD encaminhou à CPFL SANTA CRUZ o Ofício nº 0316/2012- SRD/ANEEL, de 5 de setembro de 2012, apontando inconsistências nos dados enviados. 6. Em resposta ao ofício citado, a CPFL SANTA CRUZ enviou a CARTA nº 080/OR/CPFL SANTA CRUZ/2012, de 12 de setembro de 2012, com os dados corrigidos.

2 Fl. 2 da Nota Técnica nº 0150/2012 SRD/ANEEL, de 18/09/2012 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 0150/2012 SRD/ANEEL, de 18/09/ 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. As perdas em DITs compartilhadas (DITC) são apuradas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CCEE de acordo com as Regras de Comercialização de Energia Elétrica, atribuindo a cada distribuidora que acessa determinada DITC as perdas de energia de sua responsabilidade. Essas perdas são informadas pela CCEE à ANEEL de acordo com o estabelecido no Módulo 6 do PRODIST. 17. 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 0150/2012 SRD/ANEEL, de 18/09/2012 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.

5 Fl. 5 da Nota Técnica nº 0150/2012 SRD/ANEEL, de 18/09/2012 III.3. Considerações Adotadas 18. Na análise inicial dos dados encaminhados pela CPFL Santa Cruz, a SRD identificou inconsistências nos alimentadores (circuitos MT), que foram informados, em sua maioria, como operados em malha e atípicos. Ainda, verificou-se que as perdas na Alta Tensão (AT) foram encaminhadas como resultado de estudos de fluxo de carga, sem apresentar maiores detalhes de tal opção. 19. Como consequência, a SRD questionou a concessionária sobre os pontos acima, mediante encaminhamento do Ofício nº 316/2012-SRD/ANEEL. Em resposta, a distribuidora alegou que não dispunha de medições suficientes para a apuração das perdas do Sistema de Distribuição de Alta Tensão (SDAT) para o período solicitado. Alegou também imprecisão no resultado da apuração das perdas por estudos de fluxo de carga para os níveis de tensão A2, A3 e A3a, sendo os valores corretos apresentados na tabela a seguir: Tabela I Perdas nos níveis A2, A3 e A3a declarados pela distribuidora. Subgrupo Perda (MWh/ano) A2 372,362 A ,181 A3a 867, Mediante análise dos dados, a SRD observou que a CPFL Santa Cruz considerou os seus circuitos A3a nos estudos de fluxo de carga como tendo característica de transmissão. Essa característica torna tais circuitos como atípicos, porém os mesmos não foram informados dessa forma pela distribuidora à ANEEL. Desse modo, a tabela de circuitos A3a foi corrigida e os circuitos considerados como atípicos. 21. Além disso, as energias medidas dos consumidores desses circuitos apresentaram-se subestimada em comparação com o balanço de energia resultante do cálculo. Assim, de forma a não haver distorção nos valores de perdas declarados pela empresa, foi aplicada uma correção linear nas energias dos circuitos, de modo a adequá-las ao balanço de energia. 22. Quanto aos alimentadores A4, a CPFL Santa Cruz retificou-os como operados de forma radial (RD), sendo dois deles atípicos por possuírem geração distribuída. 23. Após as considerações acima expostas, foram obtidos os resultados do cálculo de perdas da CPFL Santa Cruz, os quais serão apresentados no subitem a seguir. III.4. Do Resumo dos Dados da Distribuidora 24. A seguir é apresentado um resumo dos dados físicos apresentados pela CPFL Santa Cruz para o cálculo das perdas técnicas, assim como alguns indicadores obtidos a partir desses dados. Estes parâmetros mostram em linhas gerais características das redes de distribuição e podem auxiliar na compreensão de aspectos inerentes ao comportamento das perdas técnicas da distribuidora. Deve-se ressaltar que alguns dados apresentados aqui podem diferir dos encontrados em outras bases de dados utilizadas na revisão tarifária da CPFL Santa Cruz, em razão de existirem redes e equipamentos de terceiros e em virtude do período de apuração das informações.

6 Fl. 6 da Nota Técnica nº 0150/2012 SRD/ANEEL, de 18/09/2012 Tabela II: Resumo dos dados referentes aos transformadores da CPFL Santa Cruz. Número de transformadores Potência Instalada Total (MVA) Demanda Média Total (MW)* A1-A ,00 11,30 A2-A3 2 71,66 6,74 A2-A3-A ,66 22,32 A2-A3a 1 25,00 0,83 A2-A3a-A4 2 14,00 0,90 A2-A4 3 71,88 54,49 A3-A3a 1 20,00 5,07 A3-A ,87 51,35 A3a-A4 6 35,97 10,29 A4-B ,80 59,50 *obtido pela divisão da energia que passa pelos transformadores pelo tempo (8760 horas). Tabela III: Resumo dos dados referentes aos reguladores da CPFL Santa Cruz. Número de Reguladores Potência Instalada Total (MVA) Demanda Média Total (MW)* A ,25 4,78 *obtido pela divisão da energia que passa pelos transformadores pelo tempo (8760 horas). Tabela IV: Resumo dos dados referentes aos alimentadores do SDMT da CPFL Santa Cruz. Potência Comprimento Comprimento Resistência Média Média Total Médio do Médio do do Condutor (MW) Condutor Tronco Condutor Ramal Tronco (ohms/km) Número de circuitos Comprimento Total Médio (km) (km) (km) A3a 4 9,60 22,91 2,55 0,41 25,46 A ,48 6,74 48,79 0,54 55,52 Tabela V: Resumo dos dados referentes aos circuitos do SDBT da CPFL Santa Cruz. Potência Resistência Média do Resistência Média do Média Total Condutor Tronco Condutor Ramal (MW) (ohms/km) (ohms/km) Número de circuitos Comprimento Total Médio (km) B ,9739 0,4382 0,7157 0,4911

7 Fl. 7 da Nota Técnica nº 0150/2012 SRD/ANEEL, de 18/09/2012 III.5. Dos resultados 25. Apresentam-se a seguir as Tabelas VI, VII e VIII com os dados da apuração das perdas na distribuição da CPFL Santa Cruz para o período base de julho de 2010 a junho de Tabela VI - Montante de perdas no sistema de distribuição da CPFL Santa Cruz. Descrição Montantes (MWh/ano) % da Energia Injetada Energia Injetada (EI) , ,000 Energia Fornecida (EF) ,167 90,603 Perdas na Distribuição (PD) ,678 9,397 Perdas Técnicas (PT) ,006 7,845 Perdas Não Técnicas (PNT) ,672 1,552 Tabela VII - Perdas técnicas da CPFL Santa Cruz 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 A1-A , ,907 2,226 0,211 Trafos A2-A , ,098 0,511 0,109 Trafos A2-A3a , ,384 0,515 0,028 Trafos A2-A , ,052 0,702 0,332 Trafos A3-A3a , ,623 0,670 0,022 Trafos A3-A , ,426 0,801 0,268 Trafos A3a-A , ,895 0,844 0,063 Trafos A4-B , ,619 3,148 1,548 Rede A ,560 0,000 0,000 0,000 Rede A , ,467 1,865 1,408 Rede A , ,503 2,722 1,207 Rede A3a , ,700 0,827 0,077 Rede A , ,712 2,103 1,854 Rede B , ,394 0,931 0,431 Medidores , ,001 0,522 0,237 Ramais , ,226 0,110 0,050 TOTAL 7,845

8 Fl. 8 da Nota Técnica nº 0150/2012 SRD/ANEEL, de 18/09/2012 Tabela VIII Perdas técnicas nos transformadores da CPFL Santa Cruz discriminadas entre ferro e cobre. Energia Passante (EP) Origem Montante Perdas Técnicas % da Energia Passante % da Energia Total Injetada MWh MWh % % Ferro 2.207,520 2,196 0,208 Trafos A1-A ,560 Cobre 30,387 0,030 0,003 Trafos A2-A ,177 Trafos A2-A3a ,551 Trafos A2-A ,589 Trafos A3-A3a ,879 Trafos A3-A ,596 Trafos A3a-A ,237 Trafos A4-B ,001 TOTAL Ferro 1.021,676 0,453 0,096 Cobre 131,422 0,058 0,012 Ferro 275,649 0,474 0,026 Cobre 23,735 0,041 0,002 Ferro 1.991,986 0,397 0,188 Cobre 1.532,066 0,305 0,144 Ferro 202,356 0,578 0,019 Cobre 32,267 0,092 0,003 Ferro 2.324,500 0,655 0,219 Cobre 514,926 0,145 0,049 Ferro 517,185 0,649 0,049 Cobre 155,710 0,195 0,015 Ferro ,582 2,447 1,204 Cobre 3.653,037 0,701 0,345 Ferro ,454 2,009 Cobre 6.073,550 0, As Figuras 1 e 2 a seguir mostram os percentuais de perdas, discriminados por segmento do sistema de distribuição da CPFL Santa Cruz, em relação à energia passante no próprio segmento e em relação à energia injetada na rede da distribuidora.

9 Trafos A1-A2 Trafos A2-A3 Trafos A2-A3a Trafos A2-A4 Trafos A3-A3a Trafos A3-A4 Trafos A3a-A4 Trafos A4-B Rede A1 Rede A2 Rede A3 Rede A3a Rede A4 Rede B Medidores Ramais 0,000% 0,110% 0,511% 0,515% 0,702% 0,670% 0,522% 0,801% 0,844% 0,827% 0,931% 1,865% 2,226% 2,103% 2,722% 3,148% Fl. 9 da Nota Técnica nº 0150/2012 SRD/ANEEL, de 18/09/2012 3,500% Percentuais de Perdas Técnicas sobre Energia Passante 3,000% 2,500% 2,000% 1,500% 1,000% 0,500% 0,000% Figura 1- Percentual de perdas técnicas por segmento de rede e transformação em relação à energia passante no segmento.

10 Fl. 10 da Nota Técnica nº 0150/2012 SRD/ANEEL, de 18/09/2012 Percentuais de Perdas Técnicas sobre Energia Total Injetada na Distribuidora 0,050% 0,237% 0,211% 0,109% 0,028% 0,431% 0,332% 0,022% 0,268% 0,063% Trafos A1-A2 Trafos A2-A3 Trafos A2-A3a Trafos A2-A4 Trafos A3-A3a 0,077% 1,854% 1,548% 0,000% Trafos A3-A4 Trafos A3a-A4 Trafos A4-B Rede A1 Rede A2 Rede A3 Rede A3a Rede A4 1,207% 1,408% Rede B Medidores Ramais Figura 2 - Percentual de perdas técnicas por segmento de rede e transformação em relação à energia injetada na rede da distribuidora. 27. Na Figura 3 encontra-se o diagrama unifilar do sistema de distribuição da CPFL Santa Cruz ilustrando os valores de perdas de energia calculados e os percentuais por segmento de rede e de transformação.

11 Fl. 11 da Nota Técnica nº 0150/2012 SRD/ANEEL, de 18/09/2012 0,00% A1 0,00% 0,00 MWh A1 A ,56 MWh 0,00 MWh SRA 0,00 MWh ,56 MWh A1/A2 2,23% 2.237,91 MWh 0,21% 1,86% A ,65 MWh 1,41% ,47 MWh A2 A ,13 MWh 0,00 MWh SRA 0,00 MWh ,18 MWh ,59 MWh ,55 MWh A2/A3 0,51% 1.153,10 MWh 0,11% A2/A4 A2/A3a 2,72% A ,08 MWh 0,70% 3.524,05 MWh 0,52% 299,38 MWh 1,21% Legenda: 0,33% 0,03% ,50 MWh PNT: Perdas Não T écnicas A3 A3 SRA: Energia sem Rede Associada ,96 MWh ,06 MWh SRA Percentuais de Perdas: 0,00 MWh ,88 MWh Acima: Percentual de Perdas sobre a Energia ,60 MWh Passante no Segmento A3/A3a Abaixo: Percentual de Perdas sobre o Total de 0,67% 234,62 MWh ,17 MWh Energia Injetada na Distribuidora 0,02% A3/A4 0,83% A3a ,26 MWh 0,80% 2.839,43 MWh 0,08% ,01 MWh Perdas Técnicas 0,27% 818,70 MWh 7,845% A3a A3a ,67 MWh Perdas Não Técnicas 6.413,03 MWh ,52 MWh 1,552% SRA ,68 MWh Perdas na Distribuição 0,00 MWh ,24 MWh 9,397% A3a/A4 0,84% 672,90 MWh ,17 MWh ,54 MWh 0,06% 2,10% A ,34 MWh 1,85% ,71 MWh A4 A , ,16 MWh MWh SRA 0,00 MWh ,00 MWh A4/B 3,15% ,62 MWh 1,55% PNT 0,93% 0,11% 0,52% 3,35% B Ram Med B ,38 MWh 0,43% 0,05% 0,24% 1,55% 4.565,39 MWh 529,23 MWh 2.510,00 MWh ,67 MWh B B ,84 0,00 MWh MWh SRA ,25 MWh Figura 3 Diagrama unifilar simplificado discriminando as perdas da CPFL Santa Cruz.

12 Fl. 12 da Nota Técnica nº 0150/2012 SRD/ANEEL, de 18/09/2012 IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 28. 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. 29. 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. 30. 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. 31. 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. 32. 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. 33. 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 34. O cálculo de perdas na distribuição apresentado nesta Nota Técnica considerou a metodologia regulamentada no Módulo 7 do PRODIST e os dados fornecidos pela CPFL Santa Cruz, possibilitando a apuração das perdas técnicas, discriminada por segmento do sistema elétrico da distribuidora, e das perdas não técnicas. Essas últimas foram obtidas pela diferença entre as perdas totais e as perdas técnicas. Tal resultado pode subsidiar a definição dos limites de perdas, considerando a eficiência energética por nível de tensão.

13 Fl. 13 da Nota Técnica nº 0150/2012 SRD/ANEEL, de 18/09/2012 VI. DA RECOMENDAÇÃO 35. Recomenda-se que a SRE, face às informações fornecidas pela distribuidora e de acordo com os valores obtidos pela aplicação da metodologia da ANEEL, os quais foram apresentados nesta Nota Técnica, adote o valor da perda técnica nos cálculos da revisão tarifária da CPFL Santa Cruz que serão submetidos à Audiência Pública. LEONARDO MENDONÇA OLIVEIRA DE QUEIROZ Especialista em Regulação SRD WESLEY FERNANDO USIDA Especialista em Regulação SRD De acordo: CARLOS ALBERTO CALIXTO MATTAR Superintendente de Regulação dos Serviços de Distribuição