Os Sistemas de Distribuição

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Em 1990, o CCON - Comitê Coordenador de Operação Norte/Nordeste, criou a Subcomissão para Determinação das Perdas em Redes de Distribuição, que tinha como objetivo elaborar uma metodologia para estimar as perdas técnicas em sistemas de distribuição. Em 1993, instituiu a Comissão para Determinação e Acompanhamento das Perdas, destinada a elaborar uma sistemática para identificação, determinação e acompanhamento das perdas técnicas e comerciais nos sistemas de transmissão e distribuição, e elaborar propostas de ações para a sua redução, além de um plano de gerenciamento para avaliação dos resultados, demonstrando claramente o crescimento da importância dada às perdas.

No final de 1993, através da Resolução 26, o CODI criou o Indicador Global de Perdas de Energia, divulgado pela primeira vez em 1994, com dados relativos a 1993. Esse índice engloba todos os segmentos do sistema elétrico (Geração, Transmissão e Distribuição), e não separa as perdas técnicas das comerciais. A Resolução foi revista um ano mais tarde, sendo definidos dois novos indicadores:

- Indicadores de Perdas de Energia do Sistema de Transmissão ( ≥ 69 kV); e

- Indicadores de Perdas de Energia do Sistema de Distribuição (

Os Indicadores Globais das empresas convenentes do CODI e do Brasil relativos aos anos de 1988 à 1995, são apresentados no ANEXO, na Tabela A-1.

De uma forma geral o Indicador de Perdas cresceu ao longo dos últimos anos, e grande parte do sistema de distribuição apresenta hoje, provavelmente, perdas excessivas. A principal justificativa dessa situação é certamente o nível reduzido de investimentos em melhorias, devido a falta de recursos financeiros para o Setor Elétrico. Os gastos relacionados diretamente com a expansão do mercado ou com o restabelecimento das condições mínimas de qualidade de serviço são prioritários, com prejuízo claro para a economicidade das redes.

Em 1995, as Perdas Globais no Brasil ficaram em torno de 46,4 TWh, que corresponde a 15,7% em relação à energia total produzida. A título de exemplo, admitindo-se que as perdas otimizadas atingissem níveis de 10%, isso representaria uma economia de 16,8 TWh. Supondo um custo unitário médio para as perdas, da ordem de R$ 65,00/MWh, a economia resultante seria de aproximadamente R$ 1.100,00 milhões/ano. Conclui-se, portanto, que as concessionárias nem sempre passaram a incluir, de forma sistemática, o custo das perdas na definição dos seus investimentos.

Dois novos fatores, porém, levaram recentemente as empresas a prestar a devida atenção ao problema das perdas. Primeiro, a criação, no final de 1993, de indicadores gerenciais de perdas na área de atuação do CODI, pelo seu efeito mobilizador, e segundo, as alterações institucionais no Setor, introduzindo os conceitos de concorrência e privatização, o que exige das concessionárias, economicidade e geração de lucros.

Verificando-se, portanto, que o ambiente é hoje totalmente favorável a um tratamento adequado das perdas, o CODI decidiu rever o Relatório SCEI-16.01, no sentido de dotar as empresas de um documento atualizado e mais completo.

No presente trabalho, que tem como base o Relatório citado na referência (I), as perdas continuam a ser avaliadas pelos custos marginais, com larga aceitação internacional, e o seu nível econômico corresponde ao equilíbrio entre o seu custo e o dos investimentos necessários para as evitar. Em relação ao SCEI-16.01, apresenta as seguintes novidades:

- Análise do fator de perdas, que no Relatório SCEI-16.01 foi apenas referido;

- Aplicação das Leis das Quantidades de Obras, usadas no cálculo dos custos marginais dos sistemas de distribuição, para prever a evolução dos Indicadores de Perdas;

- Pesquisa de um algoritmo simples capaz de, a partir das características globais de um sistema de distribuição, estimar os níveis ideais das perdas técnicas;

- Formalização de um Plano de Ação para otimização das perdas técnicas, envolvendo os setores de suprimento, operação, planejamento e tecnologia/desenvolvimento.

2. TERMINOLOGIA

Neste trabalho serão utilizados alguns termos cujos significados são apresentados a seguir:

- Perda de Demanda: diferença existente entre a demanda de entrada ou requerida (kW) e a demanda de saída ou vendida (kW), em um dado instante t.

- Perda de Energia: diferença existente entre a energia de entrada ou requerida (kWh) e a energia de saída ou vendida (kWh), em um intervalo de tempo.

- Perda Técnica: energia (kWh) ou demanda (kW) perdida no transporte e na transformação (inerente ao processo), e que ocorre antes do ponto de entrega.

- Perda Comercial: energia (kWh) ou demanda (kW) efetivamente entregue ao consumidor, ao consumo próprio ou a outra concessionária, mas não contabilizada.

- Perdas Globais: perdas totais de energia (kWh) e demanda (kW) existentes, considerando o conjunto dos sistemas de geração, transmissão e distribuição.

- Perdas na Transmissão: perdas de energia (kWh) e demanda (kW) existentes, considerando os sistemas de geração e transmissão.

- Perdas na Distribuição: perdas de energia (kWh) e demanda (kW) existentes, considerando apenas o sistema de distribuição.

- Fator de Carga: relação entre a demanda média (kW) e a demanda máxima (kW), ao longo de um período de tempo.

- Fator de Perda: relação entre a perda de demanda média (kW) e a perda de demanda máxima (kW), ao longo de um período de tempo.

- Perdas Constantes: perdas de energia (kWh) e demanda (kW) e que praticamente independem da carga solicitada.

- Perdas Variáveis: perdas de energia (kWh) e demanda (kW) e que dependem da carga.

3. FATOR DE CARGA E FATOR DE PERDAS

O fator de carga (Fc) de um sistema elétrico pode ser calculado a partir do conhecimento da sua curva de carga típica ou a partir da medição da energia entregue e demanda máxima verificada num determinado período.

Conhecendo-se a curva de carga horária típica pode-se estimar o fator de carga (Fc) através da demanda em cada instante n (Dn) e da demanda