Em um cenário de crescente demanda por eletricidade e de intensa busca por eficiência energética, as perdas de energia elétrica ganham destaque como um tema central para o setor. Essas perdas representam a fração da energia gerada que não atinge o consumidor final, seja devido a fenômenos físicos (perdas técnicas) ou a desvios comerciais (perdas não técnicas).
Perdas técnicas: decorrentes de efeitos como a conversão de energia elétrica em energia térmica devido à passagem de corrente nos condutores (efeito Joule), perdas em núcleos de transformadores e em propriedades dielétricas da rede;
Perdas não técnicas: normalmente associadas a práticas ilegais (furtos de energia, fraudes em medidores) ou a erros de medição ou de faturamento.
Tais perdas são incorporadas ao cálculo tarifário e apuradas conforme as metodologias definidas pela ANEEL, por meio dos regulamentos PRODIST e PRORET. Em síntese, as perdas técnicas são reconhecidas integralmente nas tarifas, enquanto as perdas não técnicas possuem reconhecimento parcial, com limites regulatórios estabelecidos a partir de metodologia comparativa entre distribuidoras, que considera critérios de eficiência e características socioeconômicas específicas de cada concessão.
No caso das redes de alta tensão, o Módulo 7 do PRODIST determina que as perdas técnicas sejam calculadas com base em medições coletadas nos sistemas de medição. Já para as redes de média e baixa tensão, recorre‑se ao fluxo de potência, hoje realizado através do software OpenDSS, desenvolvido pelo Electric Power Research Institute (EPRI). Nesse processo, empregam‑se curvas de carga diárias para cada perfil de consumidor e para cada dia da semana (dias úteis, sábados e domingos/feriados). Cada curva é formada por 24 patamares horários — correspondentes à média aritmética dos registros de demanda a cada 15 minutos — extraídos da Base de Dados Geográfica da Distribuidora (BDGD), resultantes das campanhas de medição realizadas a cada processo de Revisão Tarifária Periódica das distribuidoras.
Ainda que as curvas de 24 patamares representem uma média horária das medições, pode haver um deslocamento, mesmo que sutil, entre essa representação e o perfil de consumo com granularidade de 15 minutos.
Como exemplo, a figura a seguir ilustra, para um consumidor residencial em dia útil, o contraste entre o perfil original de 96 patamares (intervalos de 15 minutos) e a versão reduzida a 24 patamares utilizada nos cálculos de perdas técnicas atualmente.
É fundamental ressaltar que o nível de detalhamento das curvas de carga pode influenciar de modo relevante o cálculo das perdas técnicas de determinados alimentadores. Para demonstrar esse impacto, foram conduzidas simulações em quatro alimentadores de uma distribuidora da região Sudeste, comparando‑se o modelo regulatório atual — baseado em curvas de 24 patamares — e um cenário alternativo com granularidade de 96 patamares (intervalos de 15 minutos). Os resultados do percentual de perdas técnicas para cada cenário podem ser vistos na figura a seguir.
Observa-se que a adoção de curvas de carga com granularidade de 15 minutos elevou as perdas em todos os alimentadores analisados, com o Alimentador 4 apresentando o maior aumento, de 0,53%. Importante destacar também que, em alguns casos, a granularidade adicional pode resultar em redução de perdas, dependendo das características específicas de cada alimentador.
Em termos financeiros, esse acréscimo — considerando um preço médio de compra de energia (Pmix) de R$ 250,00/MWh — corresponde a aproximadamente R$ 53 mil por ano, valor total referente aos quatro alimentadores analisados. Extrapolado para a malha nacional, que reúne mais de 25 mil alimentadores, impactos dessa ordem podem gerar efeitos econômicos expressivos, ainda que exijam maior poder computacional para processar análises tão detalhadas.
É compreensível a utilização da curva de carga de 24 patamares horários atualmente e é importante também reconhecer os avanços incorporados na metodologia regulatória ao longo dos últimos anos. Contudo, diante do avanço tecnológico e da crescente disponibilidade de dados cada vez mais detalhados, torna-se fundamental avaliar periodicamente eventuais aprimoramentos no modelo. Além do aspecto que foi mostrado, podemos citar também outros assuntos que precisam ser avaliados, como a incorporação dos efeitos da micro e minigeração distribuída no cálculo das perdas técnicas e o impacto dos desequilíbrios de carga nas mesmas.
É importante destacar que todas as simulações aqui apresentadas foram conduzidas em uma ferramenta própria da Norven, desenvolvida em linguagem Python, cuja robustez e flexibilidade já foram testadas e validadas, com 100% de aderência aos resultados apresentados pelo ProgGeoPerdas da ANEEL. Além de reproduzir a metodologia regulatória vigente, essa ferramenta permite customizações — como as demonstradas neste trabalho — permitindo a adequação dos cálculos das perdas às especificidades de cada estudo.
Além disso, a Norven conta com uma equipe especializada dedicada a monitorar esses assuntos e a propor soluções que conciliem robustez técnica e viabilidade operacional, garantindo maior confiabilidade nos cálculos de perdas em todas as etapas do processo.
