REN - RESOLUÇÃO NORMATIVA 956/2021
Tipo de documento: anexo
Ementa: Estabelece os Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST, revoga as Resoluções Normativas ANEEL 395, de 15 de dezembro de 2009; 424, de 17 de dezembro de 2010; e 432, de 5 de abril de 2011.
Assunto: Fixação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-12-15
Autor: ANEEL

ANEXO VII DA RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 956, DE 7 DE DEZEMBRO DE 2021
PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL –
PRODIST
MÓDULO 7 – CÁLCULO DE PERDAS NA DISTRIBUIÇÃO
Seção 7.0
Introdução
Conteúdo
Além desta seção introdutória, este módulo está estruturado da seguinte forma:
a) Seção 7.1 – Disposições gerais para o cálculo de perdas na distribuição: estabelece os dados e
informações necessárias e os parâmetros regulatórios a serem adotados no cálculo das perdas na
distribuição;
b) Seção 7.2 – Metodologia de cálculo de perdas técnicas: define a metodologia de cálculo de perdas
técnicas e estabelece a forma de caracterização da carga para fins de aplicação do método de fluxo de
potência.;
c) Seção 7.3 – Procedimento de cálculo: estabelece os procedimentos para o cálculo das perdas técnicas
de energia dos sistemas de distribuição de energia elétrica;
d) Seção 7.4 – Indicadores de perdas: define os indicadores de perdas obtidos do cálculo;
e) Seção 7.5 – Premissas para o cálculo de perdas na distribuição das permissionárias: estabelece aspectos
particulares relacionados ao cálculo de perdas das permissionárias de serviço público de distribuição de
energia elétrica; e
f) Anexos.
Objetivo
Definir os procedimentos para a obtenção dos dados necessários para o cálculo das perdas dos sistemas
de distribuição de energia elétrica;
Estabelecer os parâmetros regulatórios, a metodologia e os procedimentos para a apuração das perdas
nos sistemas de distribuição de energia elétrica.
Definir o tratamento regulatório a ser empregado em caso de impossibilidade de realização do cálculo
das perdas.
Definir o período de realização e o método de cálculo de perdas técnicas, empregado em cada
segmento e equipamento do sistema de distribuição.
Estabelecer a forma de caracterização da carga para fins de aplicação do método de fluxo de potência.
Definir os indicadores para a avaliação das perdas na distribuição de energia elétrica.

Aplicabilidade
Os procedimentos de cálculo das perdas na distribuição devem ser observados por:
a) Distribuidoras de energia elétrica, de acordo com os regulamentos específicos relacionados à revisão
tarifária; e
b) Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, no que diz respeito à apuração das perdas de
energia nas Demais Instalações de Transmissão – DIT.
Seção 7.1
Disposições sobre o cálculo de perdas na distribuição
Disposições gerais
São consideradas somente as perdas técnicas de responsabilidade da distribuidora, incluindo seu
sistema de distribuição e as DIT, quando couber.
Não são consideradas as perdas das instalações de terceiros, incluindo aquelas constantes do Plano
de Incorporação de Redes Particulares ainda não transferidas para a distribuidora.
As perdas técnicas nos transformadores acrescidas aos valores medidos de energia e demanda nas
unidades consumidoras atendidas em tensão primária com equipamentos de medição instalados no
secundário não devem ser consideradas no cálculo de perdas na distribuição.
As perdas técnicas nos ramais de ligação das unidades consumidoras atendidas por sistema de
medição externa devem ser consideradas para fins do cálculo de perdas na distribuição.
As instalações de terceiros constantes do Plano de Incorporação de Redes Particulares devem ser
informadas para o cálculo de perdas na distribuição até o prazo estabelecido no regulamento que trata
da transferência desses ativos às distribuidoras, considerando o período definido para a apuração das
perdas.
Dados para o cálculo de perdas na distribuição
Os dados físicos (redes, transformadores, reguladores, chaves e medidores) e de energia nas unidades
consumidoras e geradores, nos transformadores de potência e nos alimentadores de média tensão são
obtidos da Base de Dados Geográfica da Distribuidora – BDGD.
Os dados do Balanço de Energia, que compreendem os montantes de energia injetada e fornecida
agregados para cada segmento do sistema de distribuição, devem ser enviadas pelas distribuidoras de
acordo com as instruções relativas ao processo de revisão tarifária constantes do Módulo 6 do PRODIST.
A caracterização da carga é realizada a partir de dados da campanha de medição definida no Módulo
2 do PRODIST.
Os dados de energia são obtidos do sistema de medição das distribuidoras, de agentes supridores e
da CCEE.

Os demais dados necessários para a apuração das perdas no sistema de distribuição e nas DIT de uso
exclusivo devem ser fornecidos pela distribuidora, conforme estabelecido no Módulo 6 do PRODIST.
A ANEEL pode utilizar outras informações disponíveis em suas bases de dados para a apuração das
perdas
A distribuidora deve apresentar avaliação das perdas por segmento, detalhando a metodologia
utilizada no estudo.
As perdas nas DIT compartilhadas são apuradas pela CCEE, que deve informar os valores de cada
distribuidora à ANEEL.
A ANEEL pode solicitar informações adicionais às listadas no Módulo 6 do PRODIST, necessárias para
o cálculo das perdas na distribuição.
Os estudos realizados pela distribuidora e o detalhamento das informações fornecidas devem ser
mantidos, por um período de 10 anos.
Avaliação das informações prestadas
Após recebimento e avaliação das informações encaminhadas pela distribuidora, caso sejam
identificadas inconsistências, a ANEEL pode solicitar esclarecimentos e correções com vistas à realização
do cálculo de perdas na distribuição.
Caso as inconsistências nas informações referidas no item 24 persistam, impossibilitando a realização
do cálculo de perdas na distribuição, o percentual de perdas técnicas sobre a energia injetada a ser
adotado para a distribuidora terá como referência o menor valor entre os percentuais já calculados pela
ANEEL.
Parâmetros Regulatórios
A ANEEL adota o valor de 0,92 para o fator de potência no cálculo das perdas do SDMT e SDBT.
Não são considerados no cálculo de perdas elementos de compensação de energia reativa instalados
no Sistema de Distribuição de Média Tensão - SDMT e no Sistema de Distribuição de Baixa Tensão - SDBT.
Exceto para as perdas apuradas por medição, é considerado um adicional de 5% sobre o montante de
perdas técnicas totais, devido às perdas técnicas produzidas por efeito corona em conexões, sistemas
supervisórios, relés fotoelétricos, capacitores, transformadores de corrente e de potencial, e por fugas de
correntes em isoladores e para-raios.
O nível de tensão de operação considerado no cálculo é o informado pela distribuidora na saída do
alimentador de média tensão, que deve corresponder à tensão que o circuito opera na maior parte do
período de apuração das perdas.
Os valores regulatórios de perdas totais e em vazio para os transformadores de distribuição
encontram-se definidos nas Tabelas do Anexo 7.A.

Os valores de perdas totais e em vazio para os transformadores de potência devem corresponder aos
dados de placa dos equipamentos, sendo que sua razoabilidade será avaliada pela ANEEL no momento do
cálculo.
A perda considerada por circuito de tensão é de 1 W (watt) para medidores eletromecânicos e de 0,5
W para medidores eletrônicos.
A impedância de sequência positiva é considerada para fins do cálculo de perdas apuradas por fluxo
de potência, conforme tabelas disponíveis no Anexo 7.B.
Caso o condutor não esteja contido nas Tabelas do Anexo 7.B, deve ser utilizada a impedância
informada na BDGD, com sua razoabilidade avaliada pela ANEEL.
O modelo adotado para as cargas conectadas ao SDMT e ao SDBT é denominado ZIP, sendo composto
pelo seguinte:
a) para a parcela reativa: 100% impedância constante; e
b) para a parcela ativa: 50% potência constante e 50% impedância constante.
A carga é dividida igualmente entre as fases para as unidades consumidoras trifásicas e é considerada
conectada entre fases, para as unidades monofásicas a três fios.
Quando a aplicação do método de cálculo das perdas apuradas por fluxo de potência resultar em
tensão nos pontos de conexão de unidades consumidoras no nível precário ou crítico, conforme definido
na Seção 8.1 do Módulo 8 do PRODIST, a parcela da carga a que se refere o item 355, caracterizada como
potência constante, passa a ser modelada como impedância constante.
Caso as tensões em qualquer ponto do sistema não estejam dentro dos limites definidos como
adequados, de acordo com o Módulo 8 do PRODIST, podem ser efetuados ajustes nos Taps dos
reguladores de tensão e nas cargas conectadas ao alimentador.
A resistência de aterramento considerada para os circuitos monofilares com retorno por terra – MRT
é de 15 ohms.
Caso a distribuidora não possua cadastro dos seus ramais de ligação de unidades consumidoras de
baixa tensão, é estabelecido o comprimento regulatório de 15 metros.
O comprimento máximo admissível para o ramal de ligação é de 30 metros.
Etapas do cálculo
No cálculo das perdas técnicas são considerados os segmentos e os equipamentos dos sistemas de
distribuição (segmentos de rede, ramais, transformadores, reguladores e medidores) e os subgrupos de
tensão (A1, A2, A3, A3a, A4 e B) aos quais esses segmentos e equipamentos pertencem.
Para o cálculo de perdas, o sistema de distribuição é segmentado em:
a) redes do Sistema de Distribuição de Alta Tensão – SDAT;

b) transformadores de potência;
c) reguladores, redes do Sistema de Distribuição de Média Tensão – SDMT;
d) redes do Sistema de Distribuição de Baixa Tensão – SDBT;
e) transformadores de distribuição;
f) ramais de ligação; e
g) medidores de energia das unidades consumidoras do SDBT.
Seção 7.2
Metodologia de cálculo de perdas técnicas
Período de apuração das perdas na distribuição
O período de apuração das perdas na distribuição é anual e deve coincidir com o ano civil.
O cálculo de perdas na distribuição é realizado para cada mês do período de apuração.
São obtidos três valores de perdas de energia considerando:
a) dias úteis;
b) sábados; e
c) domingos e feriados.
O número de dias úteis, sábados, domingos e feriados é obtido considerando o calendário nacional
do ano de referência do cálculo.
São considerados feriados para fins do cálculo das perdas aqueles constantes da alínea "a", do inciso
XXXIX, do art 2º das Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.
Método de cálculo
As perdas de energia nas redes e nos equipamentos associados ao SDAT são apuradas por dados
obtidos do sistema de medição.
As perdas de energia nas redes e equipamentos associados ao SDMT e ao SDBT são apuradas pela
aplicação do método de fluxo de potência.
Para os medidores, são computadas as perdas nas bobinas de tensão localizadas nas unidades
consumidoras do grupo B.
Perdas apuradas por sistema de medição
As perdas de energia no SDAT são apuradas a partir dos dados obtidos do sistema de medição, pela
diferença entre a energia injetada e fornecida medidas na fronteira desse sistema com agentes de

transmissão, geração, consumidores, outras distribuidoras e Subestações de Distribuição – SED.
Perdas em transformadores de potência
O cálculo das perdas técnicas de potência para os transformadores é realizado para a condição de
carga média, de acordo com a equação:
[𝑀𝑊]
𝑃𝑇𝑅= ( 𝑃𝑓𝑒+ 𝑃𝑐𝑢)
Equação 1 – Perda de potência no transformador
em que:
PTR: perda de potência para a demanda média do transformador [MW];
Pfe: perda no ferro ou em vazio do transformador [MW];
Pcu: perda de potência para a demanda média no cobre do transformador [MW].
A perda de potência para a demanda média no cobre do transformador é calculada pela equação:
2
𝑃𝑚𝑒𝑑
𝑃𝑐𝑢= ( 𝑐𝑜𝑠𝜑) . 𝑃𝑁𝑐𝑢 [𝑀𝑊]
𝑃𝑛𝑜𝑚.
Equação 2 – Perda de potência no cobre no transformador
em que:
Pcu: perda de potência para a demanda média no cobre do transformador em [MW];
PNcu: perda no cobre do transformador na condição nominal de carga, sendo obtida pela diferença entre a perda
total e a perda em vazio do transformador em [MW];
Pmed: potência média no transformador, obtida pela energia consumida pelos consumidores ligados ao
transformador dividida pelo tempo em [MW];
Pnom: potência nominal do transformador em [MVA];
cosφ: fator de potência, estabelecido em 0,92.
A perda de energia do transformador é calculada pela equação:
𝐸𝑇𝑅= ∆𝑇. ( 𝑃𝑓𝑒+ 𝑃𝑐𝑢. 𝐶𝑃𝑇) [𝑀𝑊ℎ]
Equação 3 – Perda de energia no transformador
em que:
ETR: perda de energia do transformador em [MWh];
∆T: período de tempo analisado;
Pfe: perda no ferro ou em vazio do transformador em [MW];
Pcu: perda de potência no cobre do transformador em [MW];
CPT: Coeficiente de Perdas.
Apuração das perdas por fluxo de potência
As perdas ocorridas no SDMT e no SDBT, onde estão incluídos os ramais de ligação, são calculadas por

meio do método de fluxo de potência, em que:
a) os elementos não-lineares, como geradores e alguns tipos de cargas, são considerados como
equivalentes de Norton, com matriz de admitância nodal constante e uma corrente de compensação que
ajusta a porção não-linear;
b) a matriz de admitância nodal é mantida constante para melhorar a eficiência na solução do problema
de fluxo de potência; e
c) a corrente de compensação é aquela adicionada ao vetor de injeção de corrente e que compõe as
equações nodais do circuito.
Para a solução do estudo de fluxo de potência, deve-se seguir os seguintes procedimentos:
a) desconecta-se todas as cargas do sistema, considerando-se apenas os elementos passivos ligados em
série no circuito, de forma a se obter um valor inicial das tensões em módulo e ângulo em todas as barras
do circuito;
b) inicia-se o ciclo de iterações, obtendo-se as correntes injetadas requeridas pelos elementos ativos
conectados ao circuito, que são adicionadas ao vetor de injeção de corrente, para obter-se os novos
valores de tensões nas barras do circuito;
c) com a obtenção das tensões nas barras, o processo descrito na alínea "b" é reiniciado até que as
tensões se encontrem dentro da tolerância especificada.
Caso a convergência não seja obtida com a aplicação do método descrito no item 57, pode ser adotado
outro método de solução para o cálculo de perdas.
Perdas em medidores
A perda de potência para o medidor de energia das unidades consumidoras do grupo B é calculada
conforme a equação:
𝑃𝑀= 𝐾∗𝑃𝐶∗10−6 [𝑀𝑊]
Equação 4 – Perda de potência no medidor
em que:
PM: perda de potência no medidor [MW];
PC: perda por circuito de tensão do medidor [W];
K: multiplicador da perda de potência do circuito de tensão do medidor cujo valor deve ser fixado em:
3 (três), para unidades consumidoras alimentadas em 3 fases e 4 fios;
2 (dois), para unidades consumidoras alimentadas em 2 fases e 3 fios e em 1 fase e 3 fios;
1 (um), para unidades consumidoras alimentadas em 1 fase e 2 fios.
A perda de energia para o medidor EM é obtida pela multiplicação entre a perda de potência, obtida
pela Equação 4, e o período de tempo analisado ∆T.
𝐸𝑀= 𝑃𝑀. ∆𝑇[𝑀𝑊ℎ]
Equação 5 – Perda de energia no medidor

em que:
EM: perda de energia para o medidor em [MWh];
𝑃𝑀: perda de potência do medidor em [MWh];
∆T: período de tempo analisado.
Caracterização da carga
A distribuidora deve atribuir para cada unidade consumidora do SDMT e do SDBT uma curva de carga
(consumidor-tipo) da tipologia que a representa, utilizando as informações de sua campanha de medição
mais recente.
O percentual do mercado de energia anual informado para fins do cálculo de perdas das unidades
consumidoras atribuído a cada consumidor-tipo deve ser igual ao percentual do mercado de referência
que esse consumidor-tipo representa na formação da tipologia.
O cálculo do percentual do mercado de energia de cada consumidor-tipo deve levar em consideração
as diferenças de energia observadas entre dias úteis, sábados, domingos e feriados.
A curva de carga diária a ser considerada para cada unidade consumidora é composta de 24 patamares
de carga, obtidos pela média aritmética, para cada hora, dos pontos de demanda registrados de 15 em 15
minutos ou de 5 em 5 minutos.
Seção 7.3
Procedimento de cálculo das perdas de energia
A metodologia para o cálculo de perdas de energia na distribuição emprega dois procedimentos
distintos:
a) top down para o SDAT, onde as perdas são calculadas pela subtração da energia injetada medida na
fronteira do SDAT com os agentes supridores da energia medida nas SED; e
b) bottom-up para o SDMT e o SDBT, onde as perdas são calculadas a partir da energia medida nos pontos
de consumo acrescidas das perdas nos medidores com a utilização do método de fluxo de potência.
Cálculo de perdas de energia no SDAT
As perdas apuradas pelo sistema de medição de que trata a Seção 7.2 devem ser discriminadas de
acordo com os níveis de tensão dos subgrupos do SDAT (A1, A2 e A3) e para cada relação de transformação
desse sistema.
Para a aplicação do procedimento descrito no item 66, inicialmente é efetuado o cálculo das perdas
em cada transformador de potência, conforme Seção 7.2.
Caso a distribuidora disponha de medição em cada um dos terminais do transformador pertencente
ao SDAT ou no primário do transformador pertencente à SED, a perda desse equipamento não deve

constar daquela informada pela distribuidora para as redes dos níveis de tensão dos subgrupos do SDAT.
Caso a distribuidora disponha de medição em apenas um dos terminais do transformador pertencente
ao SDAT ou somente no secundário do transformador pertencente à SED, a perda calculada para esse
transformador será subtraída da perda das redes de um dos níveis de tensão em que se encontra
conectado o transformador, considerando para isso a localização da medição (no primário ou no
secundário do transformador).
Caso a distribuidora não possua medição nos terminais do transformador pertencente ao SDAT, a
perda calculada para esse transformador considerará a estimativa de energia passante no equipamento
e será subtraída da perda das redes de um dos níveis de tensão onde se encontra conectado o
transformador.
Cálculo de perdas de energia no SDMT e no SDBT
O cálculo de perdas de energia é realizado para cada alimentador de média tensão considerando os
transformadores de distribuição, segmentos de média e baixa tensão, ramais de ligação e medidores de
energia integrantes do alimentador.
As perdas de energia no SDMT e no SDBT são calculadas pelo método de fluxo de potência, de acordo
com o seguinte procedimento:
a) calcular as perdas técnicas nos medidores de energia das unidades consumidoras do grupo B,
conforme método descrito na Seção 7.2;
b) calcular as perdas técnicas no SDMT e no SDBT considerando apenas a energia medida nas unidades
consumidoras conectadas aos referidos segmentos, somadas às perdas de energia nos medidores;
c) obter a perda não técnica pela diferença verificada entre a energia medida na saída do alimentador e
a energia medida nas unidades consumidoras pertencentes ao SDMT e ao SDBT, adicionada das perdas
de energia à jusante do alimentador;
d) alocar a perda não técnica obtida no passo anterior entre o SDMT e o SDBT, na proporção informada
pela distribuidora no balanço energético, acrescentando essa energia às energias medidas nas unidades
consumidoras de cada segmento proporcionalmente aos seus respectivos consumos;
e) recalcular a perda técnica no SDMT e no SDBT utilizando o método de cálculo descrito na alínea "c"; e
f) repetir o procedimento até que as perdas calculadas entre duas iterações sejam desprezíveis.
Na ausência de medição na saída do alimentador ou se essa medição não estiver de acordo com os
requisitos mínimos exigidos no Módulo 5 do PRODIST, a distribuidora deve informar a energia dos
alimentadores com base na energia medida na SED, realizando a proporção a partir do carregamento de
cada circuito.
São adotadas as perdas de energia apuradas pelas distribuidoras, após avaliação pela ANEEL, nas
situações em que o alimentador do SDMT:
a) possuir geração distribuída com potência injetada significativa em relação às cargas alimentadas pelo
circuito;
b) apresentar característica de subtransmissão interligando subestações;

c) suprir simultaneamente o mesmo transformador de distribuição – Spot Network; e
d) possuir redes subterrâneas reticuladas associadas.
Seção 7.4
Indicadores de perdas
Para obtenção de indicadores de perdas a distribuidora deve enviar à ANEEL as seguintes informações,
em megawatt-hora (MWh):
a) Energia Injetada – EI: energia ativa medida proveniente de agentes supridores (transmissores, outras
distribuidoras e geradores) e da geração própria necessária para atendimento do mercado da
distribuidora e das perdas ocorridas no sistema de distribuição;
b) Energia Fornecida – EF: energia ativa entregue, medida ou estimada, nos casos previstos pela
legislação, a outras distribuidoras, às unidades consumidoras, mais o consumo próprio;
c) Energia Passante – EP: total de energia ativa que transita em cada segmento do sistema de distribuição;
d) Perdas na Distribuição – PD: corresponde à diferença entre a Energia Injetada e a Energia Fornecida;
e) Perda Técnicas – PT: corresponde à energia dissipada no sistema de distribuição devido a fenômenos
da física;
f) Perda Técnicas do Segmento – PTS: perdas técnicas em cada segmento do sistema de distribuição; e
g) Perda Não Técnicas – PNT: corresponde à diferença entre as Perdas na Distribuição e as Perdas
Técnicas.
A partir dos montantes de energia elétrica listados no item 75, são obtidos os indicadores de perdas
definidos a seguir:
a) Percentual de Perdas Técnicas do Segmento – IPTS: percentual de perdas técnicas em relação à energia
que transita em cada segmento:
𝑃𝑇𝑆(𝑖)
𝐼𝑃𝑇𝑆(𝑖) = ∗100 [%]
𝐸𝑃(𝑖)
Equação 6 – Percentual de perdas técnicas do segmento
Onde:
i corresponde um segmento do sistema de distribuição
b) Percentual de Perdas Técnicas – PPT: percentual de perdas técnicas em relação à energia injetada:
𝑃𝑇
𝑃𝑃𝑇= 𝐸𝐼∗100 [%]
Equação 7 – Percentual de perdas técnicas
c) Percentual de Perdas na Distribuição – PPD: percentual de perdas totais em relação à energia injetada:

−𝐸𝐹
𝑃𝑃𝐷= (1 𝐸𝐼) ∗100 [%]
Equação 8 – Percentual de perdas técnicas na distribuição
d) Percentual de Perdas Não Técnicas – PPNT: percentual de perdas não técnicas em relação à energia
injetada:
𝑃𝑃𝑁𝑇= 𝑃𝑃𝐷−𝑃𝑃𝑇 [%]
Equação 9 – Percentual de perdas não técnicas
Seção 7.5
Premissas para o cálculo de perdas na distribuição das permissionárias
É aplicada às permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica a metodologia e os
procedimentos para obtenção dos dados necessários para apuração das perdas dos sistemas de
distribuição de energia elétrica constantes deste Módulo 7.
O resultado da aplicação desta metodologia é avaliado pela ANEEL, considerando-se as
especificidades de cada permissionária e os resultados obtidos dos cálculos realizados para outras
distribuidoras.
O Coeficiente de Perdas das permissionárias é calculado a partir dos dados obtidos da campanha de
medição da distribuidora supridora.
Quando a permissionária possuir mais de uma distribuidora supridora, são utilizados os dados da
campanha de medição da distribuidora com a qual a permissionária possua o maior montante de energia
fornecida medida.
Alternativamente, a permissionária pode enviar o Coeficiente de Variação dos segmentos de seu
sistema de distribuição, de acordo com o estabelecido no Módulo 6 do PRODIST.

ANEXO 7.A DA RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 956, DE 7 DE DEZEMBRO DE 2021
VALORES REGULATÓRIOS DE PERDAS DOS TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO
PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL –
PRODIST
MÓDULO 7 – CÁLCULO DAS PERDAS NA DISTRIBUIÇÃO
Tabela 1 – Valores de perdas para transformadores trifásicos com tensões máximas de 15 kV
Potência do
Perda em Perda
transformador
vazio (W) Total (W)
(KVA)
15 75 370
30 130 630
45 170 855
75 255 1260
112,5 335 1705
150 420 2110
225 560 2945
300 700 3670
Tabela 2 – Valores de perdas para transformadores trifásicos com tensões máximas de 24,2 kV
Potência do
Perda em Perda
transformador
vazio (W) Total (W)
(KVA)
15 80 390
30 140 665
45 185 910
75 270 1345
112,5 370 1785
150 450 2250
225 625 3095
300 735 3845
Tabela 3 – Valores de perdas para transformadores trifásicos com tensões máximas de 36,2 kV
Potência do
Perda em Perda
transformador
vazio (W) Total (W)
(KVA)
15 90 420
30 145 700
45 200 970
75 280 1430
112,5 385 1860
150 475 2395
225 655 3260
300 790 4035
Tabela 4 – Valores de perdas para transformadores monofásicos com tensões máximas de 15 kV

Potência do
Perda em Perda
transformador
vazio (W) Total (W)
(KVA)
5 30 125
10 45 225
15 60 300
25 80 435
37,5 120 605
50 150 710
75 185 1010
100 230 1315
Tabela 5 – Valores de perdas para transformadores monofásicos com tensões máximas de 24,2 kV
Potência do
Perda em Perda
transformador
vazio (W) Total (W)
(KVA)
5 35 140
10 50 240
15 70 335
25 90 475
37,5 130 660
50 170 845
75 205 1105
100 250 1355
Tabela 6 – Valores de perdas para transformadores monofásicos com tensões máximas de 36,2 kV
Potência do
Perda em Perda
transformador
vazio (W) Total (W)
(KVA)
5 40 145
10 55 250
15 75 350
25 95 500
37,5 135 680
50 180 860
75 220 1130
100 255 1375

ANEXO 7.B DA RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 956, DE 7 DE DEZEMBRO DE 2021
VALORES REGULATÓRIOS DE RESISTÊNCIA DOS CABOS DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO
PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL –
PRODIST
MÓDULO 7 – CÁLCULO DAS PERDAS NA DISTRIBUIÇÃO
Tabela 1 – Valores de resistência dos cabos de alumínio (CA e CAA)
Resistência à 55 °C
Cabo
(ohms/km)
6 AWG 2,469
4 AWG 1,551
3 AWG 1,229
2 AWG 0,975
1 AWG 0,774
1/0 AWG 0,613
2/0 AWG 0,486
3/0 AWG 0,386
4/0 AWG 0,306
250 MCM 0,259
266,8 MCM 0,245
300 MCM 0,217
336,4 MCM 0,195
350 MCM 0,185
397,5 MCM 0,165
450 MCM 0,145
477 MCM 0,138
500 MCM 0,131
556,5 MCM 0,119
Tabela 2 – Valores de resistência dos cabos de alumínio cobertos e isolados
Resistência à 55 °C
Cabo
(ohms/km)
10 mm2 3,514
mm2
16 2,179
mm2
25 1,369
mm2
35 0,991
mm2
50 0,732
mm2
70 0,506
mm2
95 0,365
mm2
120 0,289
150 mm2 0,236
185 mm2 0,188
240 mm2 0,143
300 mm2 0,115
Tabela 3 – Valores de resistência dos cabos de cobre métricos
Resistência à 55 °C
Cabo
(ohms/km)

0,5 mm2 40,952
0,75 mm2 27,870
1 mm2 20,590
1,5 mm2 13,764
2,5 mm2 8,429
4 mm2 5,244
6 mm2 3,504
10 mm2 2,082
16 mm2 1,308
25 mm2 0,827
35 mm2 0,596
50 mm2 0,441
70 mm2 0,305
95 mm2 0,220
mm2
120 0,175
mm2
150 0,142
mm2
185 0,114
mm2
240 0,087
mm2
300 0,070
mm2
400 0,056
mm2
500 0,044
630 mm2 0,036
800 mm2 0,029
1000 mm2 0,025
1200 mm2 0,022
1400 mm2 0,020
1600 mm2 0,019
1800 mm2 0,017
2000 mm2 0,016
Tabela 4 – Valores de resistência dos cabos de cobre
Resistência à 55 °C
Cabo
(ohms/km)
10 AWG 3,754
9 AWG 2,958
8 AWG 2,389
7 AWG 1,820
6 AWG 1,564
5 AWG 1,138
4 AWG 0,984
3 AWG 0,780
2 AWG 0,620
1 AWG 0,491
1/0 AWG 0,389
2/0 AWG 0,308
3/0 AWG 0,245
4/0 AWG 0,195
Tabela 5 – Valores de resistência dos cabos de aço zincado

Resistência à 55 °C
Cabo
(ohms/km)
1 x 3,09 mm 29,142
3 x 2,25 mm 18,325
5 x 6 mm 11,411
Tabela 6 – Valores de resistência dos cabos de aço aluminizado
Resistência à 55 °C
Cabo
(ohms/km)
7 x 9 AWG 2,100
7 x 8 AWG 1,673
7 x 7 AWG 1,320
7 x 6 AWG 1,047
7 x 5 AWG 0,833
7 x 10 AWG 2,651
3 x 9 AWG 4,873
3 x 8 AWG 3,883
3 x 7 AWG 3,064
3 x 6 AWG 2,432
3 x 5 AWG 1,934
3 x 10 AWG 6,153