ESTIMATIVA DOS BENEFÍCIOS COM A IMPLANTAÇÃO DO HORÁRIO DE VERÃO 2016/2017

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ESTIMATIVA DOS BENEFÍCIOS

COM A IMPLANTAÇÃO DO

HORÁRIO DE VERÃO

2016/2017

Operador Nacional do Sistema Elétrico Rua Júlio do Carmo, 251 - Cidade Nova

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Qualquer alteração é proibida sem autorização.

ONS NT ONS - 0118/2016

ESTIMATIVA DOS BENEFÍCIOS

COM A IMPLANTAÇÃO DO

HORÁRIO DE VERÃO

2016/2017

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Sumário

1 Introdução 4

2 Considerações Gerais 5

3 Conclusões 9

4 Resultados Obtidos 13

5 Benefícios para o Sistema Elétrico 17

5.1 Regiões Sul/Sudeste/Centro-Oeste 17

5.1.1 Área Brasília 17

5.1.2 Área Goiás 17

5.1.3 Área Rio de Janeiro/Espírito Santo 18

5.1.4 Área Minas Gerais 19

5.1.5 Área São Paulo 19

5.1.6 Área Mato Grosso 20

5.1.7 Área Mato Grosso do Sul 21

5.2 Região Sul 21

5.2.1 Área Rio Grande do Sul 21

5.2.2 Área Santa Catarina 22

5.2.3 Área Paraná 22

ANEXO I 23

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1 Introdução

Esta Nota Técnica tem por objetivo apresentar os benefícios esperados com a implantação do Horário de Verão – HV 2016/2017, na operação eletroenergética dos subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste do Sistema Interligado Nacional – SIN, além de áreas geoelétricas específicas devido, principalmente, à redução da demanda no período de ponta.

A partir do Decreto Nº 6558 de 8 de setembro de 2008, o Horário de V erão – HV passou a ter caráter permanente, ocorrendo em período pré-determinado. Dessa forma, a vigência do HV 2016/2017 será a partir de zero hora de 16 de outubro de 2016, com término à zero hora do dia 19 de fevereiro de 2017, totalizando 126 dias. O Decreto nº 8.112/2013, de 30 de setembro de 2013, excluiu o estado do Tocantins. Assim sendo, o HV abrange os seguintes estados: São Paulo, Rio de Janeiro, Espírito Santo, Minas Gerais, na região Sudeste, Goiás, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul e Distrito Federal no Centro-Oeste, os estados do Rio Grande do Sul, Santa Catarina e Paraná na região Sul.

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2 Considerações Gerais

A duração do período de luminosidade natural varia segundo a latitude e a época do ano, apresentando variações mais significativas à medida que se desloca em direção ao sul do país, o que induz à utilização do HV visando o melhor aproveitamento da luz do dia durante o verão.

A redução do consumo provocado pela defasagem de uma hora com a implantação do HV é explicada pelo deslocamento da entrada da carga de iluminação pública e residencial, evitando-se a coincidência com a carga dos consumos comercial e industrial, cuja redução normalmente se inicia após as 18 horas. A superposição desses consumos, sem o HV, causa o aumento da demanda no horário de ponta com reflexos na segurança operacional dos estados dos subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste. Portanto, no início do HV, a demanda na hora da ponta diminuirá, permanecendo reduzida até o término do HV, quando então, a mesma se elevará. Assim, a diferença entre os valores verificados de demanda com e sem a vigência da medida represent a o benefício para o sistema elétrico.

No princípio do dia, se há pouca luminosidade, a carga também aumenta, embora em escala menor, uma vez que a população acorda e consome energia. A Figura 2-1 ilustra as condições de luminosidade no Brasil, no horário das 6 horas da manhã, com e sem o Horário de Verão, no dia previsto da entrada da medida, 16/10/2016. A população das regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste do Brasil estará acordando às 6 horas da manhã com menor luminosidade com o HV. No entanto, essa condição de pouca luminosidade ao acordar, no horário das 6 horas da manhã, é sua rotina sem HV, desde meados de maio até o final de agosto, conforme se observa na Figura 2-2.

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Figura 2-1: Brasil às 06:00 Horas da Manhã no Dia 16/10/2016 com (a) e sem (b) HV

(a) (b)

Pode-se observar na Figura 2-1 e na Figura 2-2, que a implantação do HV não submeteria a população do litoral mais a Nordeste do país, à condição de pouca luminosidade no amanhecer. Isso se deve ao fato de que há desvios nos meridianos que estabelecem os fusos vigentes no Brasil, de forma a adaptá-los às fronteiras de alguns de nossos estados.

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Ao se observar o segundo fuso horário brasileiro, esquematizado na Figura 2-3, verifica-se que o desvio existente é estabelecido de modo a que o horário do litoral do Nordeste seja o mesmo de Brasília, embora a luminosidade não o seja, como pode ser observado nas figuras anteriores.

Figura 2-3: Fusos Horários Brasileiros

O anoitecer no próximo dia 16/10/2016, às 19 horas com a implantação do Horário de Verão, ilustrado na Figura 2-4 (a), apresentará luminosidade diurna, que motiva a redução da ponta nos subsistemas Sul, Sudeste e Centro-Oeste, devido ao deslocamento da entrada da carga de iluminação pública e residencial. Dessa forma, será evitada a sua coincidência com a carga dos consumos comercial e industrial, cuja redução normalmente se inicia após as 18 horas. Se o HV não fosse implantado, a luminosidade das 19 horas seria menor, conforme se observa na Figura 2-4 (b).

Figura 2-4: Brasil às 19:00 Horas no Dia 16/10/2016 com (a) e sem (b) HV

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No Nordeste, apenas parte da Bahia, Maranhão e parte do Ceará se beneficiariam mais efetivamente com a implantação do HV, uma vez que nos demais estados, na parte mais ao norte dessa região, próxima ao litoral, já seria noite com ou sem a implantação do HV.

A Figura 2-5 apresenta como é a luminosidade ao amanhecer no país, às 6 horas da manhã, com e sem o HV, no dia 19/02/2017, data de término da medida.

Pode-se observar que, todo o país estará às escuras ao amanhecer, conforme Figura 2-5 (a). Pela Figura 2-5 (b), sem o HV, todo o Nordeste, Sudeste e parte do Centro-Oeste estarão com luminosidade às 6 horas da manhã, confirmando a necessidade do término da medida.

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3 Conclusões

1. Constata-se que a adoção do HV, pelo fato do mesmo aproveitar a extensão do período de luz natural, tem efeito mais acentuado na demanda do horário de ponta.

2. Pelo exposto, o término do HV é mandatório pelas condições de luminosidade do amanhecer na época prevista.

3. Devido à implantação do HV, a variação da demanda na hora da ponta de carga foi estimada em 1.600 MW no subsistema Sudeste/Centro-Oeste e em 585 MW no subsistema Sul, correspondendo a uma redução de 3,7%, e de 4,8%, respectivamente, de suas cargas totais. A Figura 3-1 e a Figura 3-2 ilustram as reduções estimadas, no início da vigência dessa medida, para os dois subsistemas brasileiros, nos quais o HV será adotado.

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Figura 3-2: Redução da Demanda na Hora da Ponta do Subsistema Sul

4. A redução esperada do consumo de energia é, no mês de outubro, 190 MWmed no subsistema SE/CO, 55 MWmed no subsistema Sul e representam 0,5% da energia consumida nesses Subsistemas.

5. Do ponto de vista da segurança operacional do sistema, a implantação do Horário de Verão será relevante pela redução de demanda proporcionada na hora da ponta noturna de carga. Tal fato resultará em diminuição do carregamento das instalações de transmissão, maior flexibilidade no controle de tensão em condições normais de operação, com reflexos, principalmente, na segurança elétrica em situações de emergência, por minimizar ou mesmo evitar a necessidade de corte de carga nessas situações. Assim, nesse contexto, pode-se destacar:

5.1. Ganhos Energéticos

A implementação do HV 2016/2017, nas Regiões Sudeste/C.Oeste e Sul, proporcionará uma economia de energia da ordem de 190 MWmed e de 55 MWmed, que se traduzem em ganhos de armazenamento de 0,4% e de 1,1% da Energia Armazenada Máxima dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, respectivamente. Destaca-se que, estes

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ganhos são relevantes, uma vez que, estes armazenamentos adicionais contribuem para a garantia do atendimento energético ao longo de 2017, como também, em eventual redução do despacho futuro de geração térmica, com reflexos nas tarifas do consumidor final.

5.2. Ganhos Econômicos

Não obstante, caso se verifiquem condições hidrológicas favoráveis nesta estação chuvosa, que permitam a redução no despacho de geração térmica para garantia de atendimento energético, o HV também poderá proporcionar os seguintes ganhos:

a) Os ganhos referentes ao custo evitado para contornar riscos em equipamentos em regime normal de operação resultarão em benefícios econômicos, de R$ 35,5 milhões, com a redução de geração térmica por razões de segurança elétrica, no período de outubro/2016 a fevereiro/2017. Desse total, R$ 5,5 milhões se referem ao despacho de térmica evitado nas usinas no subsistema Sul e R$ 30 milhões no subsistema Sudeste/Centro-Oeste;

b) Além da redução de geração térmica para contornar os problemas apresentados, a redução do valor da carga esperada para a ponta do sistema irá proporcionar uma redução da necessidade de geração térmica para atendimento à ponta e para a manutenção da segurança operativa durante os grandes eventos que ocorrem durante o período, tal como o Réveillon. Os ganhos referentes ao custo evitado na ponta resultarão em benefícios econômicos para o SIN da ordem de R$ 112 milhões, que acrescidos aos custos evitados para a segurança elétrica, como mencionado anteriormente, totalizam uma economia de R$ 147,5 milhões.

5.3. Ganhos na Confiabilidade da Operação Elétrica

Nas áreas geoelétricas compostas pelos estados do Rio Grande do Sul, Santa Catarina, Paraná, São Paulo, Rio de Janeiro, Espírito Santo, Minas Gerais, Goiás, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul e Distrito Federal, os benefícios preponderantes estarão relacionados à redução dos carregamentos nos troncos de transmissão, refletindo em melhorias no controle de tensão, maior flexibilidade operativa para realização de manutenções em equipamentos do sistema de transmissão e na redução dos cortes de carga em emergências, proporcionando aumento de segurança no atendimento ao consumidor final.

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5.4. Ganhos de Investimento Evitado

Os ganhos referentes à racionalização de investimentos em geração e/ou transmissão para o atendimento ao aumento de carga do período de verão, podem ser traduzidos pelo custo evitado de investimento na construção de térmicas a gás natural (US$ 750/kW) para atender à ponta, o equivalente da ordem de US$ 1,6 bilhão ou R$ 5,4 bilhões no SIN.

6. Pelo exposto, constata-se que a adoção do HV traz benefícios para a operação do sistema, principalmente devido à redução da demanda no horário de ponta. Para o consumidor final, o benefício, além dos ganhos de lazer, turismo e segurança, pode ser traduzido no aumento evitado na tarifa. Esse benefício pode ser avaliado, também, como decorrente da postergação de investimentos para atender o acréscimo na demanda no horário de ponta, bem como, para garantia da confiabilidade em determinadas áreas do SIN como na redução (ou até mesmo eliminação) de cortes de carga em emergências.

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4 Resultados Obtidos

Para a quantificação dos resultados esperados do HV 2016-2017, as curvas estimadas para obtenção da redução de demanda na hora da ponta noturna para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul foram obtidas a partir de curvas verificadas de carga horária do histórico, com e sem a adoção da medida, ajustadas para o nível da carga ao final de setembro de 2016.

Para a quantificação da redução estimada da carga de energia devido à implantação do HV foi considerada a redução média de 0,5% da carga de energia mensal prevista para o período.

Cabe alertar que, as curvas de carga, principalmente do subsistema SE -CO, vêm sofrendo alterações em seu perfil, por ações de gerenciamento da demanda pelos agentes e consumidores livres, pela influência das bandeiras tarifárias e pela crise econômico-política, fatores cujos reflexos são observados tanto no nível, como no perfil da curva de carga. Outrossim, as previsões climáticas não indicam anomalias de temperaturas extremas para esse verão, o que significa comportamento da temperatura em torno da média. Cabe mencionar que, nos fins de semana a curva de carga reflete, majoritariamente, o perfil do consumidor residencial, cujo consumo aumenta consideravelmente ao anoitecer. Assim, o efeito da implantação da medida, fica bem cla ro, bem como o benefício da redução da ponta noturna nos subsistemas SE+CO e Sul, como se pode observar na Figura 4-1 e na Figura 4-2.

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Figura 4-2: Redução da Demanda na Hora da Ponta de Domingo do Subsistema Sul

Destaca-se que o HV é uma ação cujo efeito esperado é a redução do consumo no período de ponta noturna.

A Tabela 4-1, a seguir, resume as reduções de demanda pela implantação do HV 2016/2017.

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Tabela 4-1: Redução de Demanda com a Implantação do Horário de Verão nos Subsistemas Brasileiros

Os valores da redução esperada na ponta de carga e na carga de energia nos subsistemas foram quantificados através de avaliação comparativa, bem como pela discriminação de benefícios eletroenergéticos, sendo os mesmos apresentados na Tabela 4-2.

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Tabela 4-2: Quantificação das Reduções de Carga Advindas do HV 2016-2017

NA PONTA

SE/CO

A redução esperada de 1.600 MW equivale ao atendimento da carga da cidade de Brasília e da cidade de Campinas no horário de suas pontas noturnas.

Permite a racionalização de investimentos em geração para o atendimento ao aumento de carga do período de verão. Evita o investimento pela construção de uma térmica a gás natural (US$750/kW), para atender à ponta noturna, da ordem de US$ 1,2 bilhão* ou R$ 4 bilhões.

SUL

A redução esperada de 585 MW equivale a quase o dobro da carga da cidade de Florianópolis, no horário de sua ponta noturna.

Evita o investimento pela construção de uma usina térmica a gás natural (US$750/kW), para atender à ponta noturna, da ordem de US$ 440 milhões* ou R$ 1,4 bilhão.

NA ENERGIA

SE/CO

Durante a vigência do HV a redução esperada de 190 MWmed, equivale aproximadamente à carga da cidade de Campinas.

O benefício energético esperado com a implantação do HV durante todo o período de vigência da medida, mantida a mesma redução média de energia nos 126 dias da vigência do HV 2015/2016, foi da ordem de 570 GWh, o que corresponderá a um aumento da ordem de 0,4% do armazenamento desse subsistema

SUL

Durante a vigência do HV a redução esperada de 55 MWmed, a cada mês, no período do HV, equivale aproximadamente um terço da carga média da cidade de Florianópolis.

O benefício energético esperado com a implantação do HV durante todo o período de vigência da medida, mantida a mesma redução média de energia nos 126 dias da vigência do HV 2015/2016, foi da ordem de 160 GWh, o que corresponderá a um aumento de 1,1% do armazenamento desse subsistema.

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5 Benefícios para o Sistema Elétrico

As reduções esperadas na demanda máxima instantânea noturna, com a implantação do horário de verão, trarão os seguintes benefícios de natureza qualitativa:

c) Aumento da qualidade e segurança do fornecimento de energia elétrica ao consumidor final através do aumento da confiabilidade do SIN, permitindo que determinadas áreas geoelétricas passassem a suportar a indisponibilidade de equipamentos do sistema de transmissão sem que haja a necessidade de corte de carga. Estes benefícios são acentuados nas regiões tipicamente de veraneio, litorâneas e serranas, em função do aumento de consumo decorrentes da maior atividade turística;

d) Aumento da flexibilidade operativa em função dos menores carregamentos proporcionados nos equipamentos do sistema de transmissão;

e) Redução no consumo de potência reativa durante a transição dos períodos de carga média para pesada, o que evita o esgotamento dos recursos de controle de tensão em algumas áreas, em função da defasagem entre o horário da entrada das cargas de iluminação (que se caracterizam pelo baixo fator de potência) e o período de transição da carga média para a pesada; f) Flexibilização para a execução de serviços de manutenção que passam a

ser realizados com o dia ainda claro nas instalações de geração e transmissão, devido a maior duração do período de luminosidade natural e o deslocamento do horário de ocorrência de demanda máxima.

5.1 Regiões Sul/Sudeste/Centro-Oeste 5.1.1 Área Brasília

A implantação do HV reduzirá a demanda prevista para esta área em 50 MW (4%). Tal medida é um importante fator para minimizar os problemas não previstos decorrentes de atraso das obras de transmissão e distribuição, como também para garantir a continuidade no fornecimento de energia.

5.1.2 Área Goiás

A redução de demanda prevista para esta área, proporcionada pelo HV, é de 75 MW. Essa redução trará benefícios para o atendimento à grande Goiânia, tendo em vista o esgotamento da rede de transmissão atual, principalmente, no que diz respeito aos transformadores de fronteira 230/138 kV da SEs Xavantes

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e Anhanguera, bem como da linha de 230 kV Pirineus - Xavantes, tanto em regime normal de operação, como nas situações de contingência.

A adoção do HV também contribui para a melhoria no perfil de tensão de toda a rede que atualmente não atende aos requisitos mínimos preconizado s nos Procedimentos de Rede do ONS.

A redução da demanda da área Goiás em cerca de 3,6% será fundamental para evitar geração térmica da ordem de 13 MW na UTE Xavantes, no horário de carga média de janeiro a fevereiro/2017, com um custo estimado de cerca de R$ 7 milhões, para eliminar as sobrecargas apontadas na transformação 230/138 kV de Xavantes.

5.1.3 Área Rio de Janeiro/Espírito Santo

Para os estados do Rio de Janeiro e Espírito Santo, a redução esperada na demanda no horário de ponta é de 305 MW, sendo 250 MW somente no estado do Rio de Janeiro, com reflexos na melhoria do controle de tensão e redução do carregamento das principais transformações de fronteira com a Rede Básica, aumentando a confiabilidade no atendimento aos consumidores da área RJ-ES.

Essa redução da demanda minimiza o risco de atuação dos esquemas especiais de proteção (SEP) da área 500/345 kV a área RJ-ES em função de contingências duplas de linhas que utilizam a mesma faixa de servidão ou que correm na mesma torre, e perda da usina nuclear de Angra 1, estando a usina nuclear de Angra 2 indisponível ou perda da usina nuclear de Angra 2, que para ser evitada necessitaria de despacho prévio de geração térmica na região. Esses esquemas tem a finalidade de manter a integridade e estabilidade da área RJ-ES e do Sistema Interligado Nacional (SIN), através de cortes de cargas (de até 1.500 MW) na Ampla, Escelsa e Light.

A principal restrição no sistema de transmissão de atendimento aos consumidores localizados no Rio de Janeiro está associada à tran sformação 500/138 kV – 4x600 MVA da SE São José que poderá apresentar, no verão 2016/2017, carregamentos próximos do nominal e sobrecargas inadmissíveis na contingência de um dos bancos dessa transformação. Em relação à transformação 345/138 kV - 5x225 MVA da SE Jacarepaguá, observa-se que, mesmo com a entrada em operação do transformador 500/138 kV – 900 MVA da SE Zona Oeste, nesse verão a mesma deverá apresentar carregamentos elevados em regime normal de operação e sobrecargas inadmissíveis em situações de contingências (perda da LT 500 kV Adrianópolis – Grajaú ou de um dos transformadores).

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Neste contexto, a implantação do Horário de Verão traz significativos benefícios, uma vez que reduz a demanda da área Rio de Janeiro em cerca de 3,4%. Assim, haverá redução da necessidade de geração térmica por razões elétricas de cerca de 75 MW na UTE Santa Cruz e 70 MW na UTE Governador Leonel Brizola, nos horários de cargas pesada e média de janeiro a fevereiro/2017, para controle do carregamento nas transformações anteriormente mencionadas. A redução de 145 MW na necessidade de geração térmica nas usinas mencionadas representa uma economia de cerca R$ 19 milhões.

Em relação à área Espírito Santo, a implantação do Horário de Verão traz significativos benefícios, uma vez que reduz a demanda dessa área em cerca de 3,3% (55 MW). Assim, haverá redução da necessidade de geração térmica por razões elétricas, de cerca de 30 MW na UTE Linhares, nos horários de cargas pesada e média de janeiro a fevereiro/2017, para controle do carregamento na transformação 230/138 kV – 150 MVA da SE Verona em condição normal de operação e em situações de contingência. Esta redução implica numa economia de cerca de R$ 4 milhões.

5.1.4 Área Minas Gerais

Espera-se uma redução de 300 MW (3,8%) na demanda da área Minas Gerais, que resulta em maior flexibilidade operativa para atendimento à Região Central do estado, tanto em condições normais de operação, como em condições de emergência.

Também contribui para viabilizar uma maior exploração da geração nas usinas do Rio Paranaíba, simultaneamente com recebimentos da região Norte/Nordeste, dado que o HV permite redução na carga e consequentemente no carregamento das linhas de 500 kV e 345 kV de suprimento à região Central de Minas Gerais.

Sem a aplicação do HV, o sistema apresentaria níveis de segurança próximos aos limites máximos permitidos, aumentando a possibilidade de desotimização energética nas bacias dos rios Paranaíba e Grande, a fim de evitar o risco de corte de carga em condição de contingências das linhas de 500 kV que suprem a área.

5.1.5 Área São Paulo

Para o estado de São Paulo, a redução esperada na demanda no horário de ponta é de 800 MW, com reflexos na melhoria do controle de tensão, redução

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encontram atualmente com carregamentos bastante elevados. Esta redução da demanda acarreta uma melhoria da confiabilidade de atendimento aos consumidores da área, reduzindo o risco de atuação dos esquemas de controle de emergência.

Ressalta-se que alguns equipamentos da área São Paulo vêm operando com carregamentos elevados em regime normal de operação, tais como:

 SE Norte 1 345/88 kV - 2x400 MVA que tem como solução estrutural a implantação de uma terceira unidade, ainda sem outorga;

 SE Sul 1 345/88 kV - 2x400 MVA que tem como solução estrutural a troca de equipamentos terminais que permitirá o fechamento do barramento da SE Sul;

 SE Taubaté 440/230 kV - 330 MVA que tem como solução estrutural sua substituição por duas unidades de 750 MVA, sendo a primeira unidade prevista para julho de 2017 e a segunda unidade para novembro de 2017;  SE Atibaia 345/138 kV – 400 MVA que tem como solução a SE Água Azul

440/138 kV – 2x300 MVA, que possibilitará transferências de carga para alívio da transformação citada, já licitada e com data prevista para julho de 2019;

 LT 345 kV Baixada Santista – Sul, em cenários de elevado recebimento pela região Sudeste, cuja solução estrutural encontra-se em fase de reavaliação. Nesse contexto a utilização do HV contribui significativamente para reduzir os riscos de corte de carga nas regiões supracitadas e na região do Vale do Paraíba.

5.1.6 Área Mato Grosso

A redução de demanda prevista para esta área, proporcionada pelo Horário de Verão impacta diretamente o carregamento nas principais fontes de suprimento ao anel de Cuiabá, subestações de Coxipó 230/138 kV – 5 x 100 MVA, Várzea Grande 2 230/138 kV – 2 x 150 MVA, Nobres 230/138 kV – 2 x 100 MVA e Rondonópolis 230/138 kV – 4 x 100 MVA. Espera-se uma redução na demanda da ordem de 235 MW nesta área, o que se traduz em elevação da confiabilidade de suprimento à mesma, em função do aumento na margem de segurança no atendimento às cargas.

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5.1.7 Área Mato Grosso do Sul

A redução de demanda prevista para esta área, proporcionada pelo HV, é de 30 MW, promovendo uma melhoria no controle de tensão e carregamento no sistema de distribuição da Energisa MS.

5.2 Região Sul

5.2.1 Área Rio Grande do Sul

Espera-se uma redução na demanda da ordem de 220 MW nesta área, o que se traduz em elevação da confiabilidade de suprimento à mesma, em função do aumento na margem de segurança no atendimento às cargas, permitindo reduções nos cortes de carga ou geração térmica adicional, quando de contingências na rede de 525 kV e 230 kV deste estado.

Por razões de atendimento sistêmico ao estado do Rio Grande do Sul, não se esperaria a necessidade de sincronização da UTE Sepé Tiarajú, mesmo sem o HV.

Considerando o retorno à operação das LT 230 kV Cidade Industrial – Guaíba 2 e Porto Alegre 9 – Guaíba 2 (trecho Porto Alegre 9 – Eldorado), previsto para 15/10/2016, é possível prescindir, por razões elétricas, de uma unidade geradora da fase A da UTE Presidente Médici (25 MW) de dezembro/2016 a fevereiro/2017 proporcionando uma economia da ordem de R$ 0,5 milhão. Caso não seja efetivado o retorno à operação das referidas LT durante o período de vigência do Horário de Verão, é possível prescindir, por razões elétricas, de uma unidade geradora da fase B da UTE Presidente Médici (90 MW), de outubro a fevereiro/2017, proporcionando uma economia da ordem de R$ 3,3 milhões.

Deve-se ainda registrar a redução dos carregamentos nas transformações 230/13,8 kV de Porto Alegre 4 e 9, das transformações 230/69 kV das SE Porto Alegre 6, Porto Alegre 10 e Charqueadas, e da transformação 230/23 kV da SE Gravataí 2, sujeitas a sobrecarga já em regime normal.

Adicionalmente, são obtidas reduções nos montantes de corte de carga em situações de indisponibilidade/contingência em uma unidade das seguintes transformações: TRs 230/138 kV de Pelotas 3, TRs 230/69 kV Gravataí 3, Guaíba 2, Guarita, Lajeado 2, Porto Alegre 6, Porto Alegre 10, São Borja 2, Bagé 2, Camaquã, Charqueadas, Farroupilha, Santa Marta, Santa Rosa 1 e Garibaldi assim como outras transformações que atendem à carga de forma

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5.2.2 Área Santa Catarina

A diminuição de demanda prevista para este estado, da ordem de 165 MW, proporcionará a redução do carregamento do sistema de atendimento ao mesmo.

Salienta-se que na região metropolitana de Florianópolis é possível minimizar/evitar cortes de carga, devido atuação do SEP de corte de carga da ilha de Santa Catarina, em situações de contingência. Ainda para esta região e para o litoral Sul do estado, com a adoção do Horário de Verão, será evitada a sincronização por razões elétricas de uma unidade geradora (1 x 80 MW) na UTE Jorge Lacerda B, de outubro/2016 a fevereiro/2017, sem prejuízo da segurança operacional do suprimento, proporcionando uma economia da ordem de R$ 5 milhões.

Também minimizará a possibilidade de corte de carga na contingência de um dos transformadores 230/138 kV da SE Xanxerê.

5.2.3 Área Paraná

A redução de demanda prevista deste estado, da ordem de 200 MW, proporcionará benefícios no controle de tensão da região metropolitana de Curitiba, principalmente, quando de elevados intercâmbios entre as regiões Sul e Sudeste. Também proporcionará melhoria no atendimento à região norte do estado.

Deve-se ainda registrar a redução do carregamento na transformação 230/138 kV de Pato Branco, sujeita a sobrecarga já em regime normal. O HV proporcionará, ainda, a redução de corte de carga na contingência das transformações 230/138 kV de Campo do Assobio, Foz do Iguaçu Norte, e de outras transformações que atendem à carga de forma radial, quais sejam: TRs 230/34 kV das SEs Ponta Grossa Norte, Ponta Grossa Sul, São Mateus do Sul, TRs 230/13,8 kV das SEs Campo Comprido, Campo do Assobio, Cidade Industrial de Curitiba, Dist. Ind. São José dos Pinhais, Areia, Figueira, Governador Parigot de Souza, Santa Quitéria e Uberaba.

Destaca-se, ainda, que considerando a carga prevista para o mês de outubro e a entrada em operação dos bancos de capacitores de 230 kV - 2 x 150 Mvar da SE Bateias prevista para o início do mês de novembro, não se esperaria a necessidade de sincronização da UTE Araucária, mesmo sem o HV.

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ANEXO I

Figura A1-1: Efeito no Início do HV 2016/2017 - Rio de Janeiro

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Figura A1 -3: Efeito no Início do HV 2016/2017 - São Paulo

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Figura A1-5: Efeito no Início do HV 2016/2017 – Brasília

(26)

Figura A1-7: Efeito no Início do HV 2016/2017 – Mato Grosso

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Figura A1-9: Efeito no Início do HV 2016/2017 – Paraná

(28)

(29)

Lista de figuras e tabelas

Figuras

Figura 2-1: Brasil às 06:00 Horas da Manhã no Dia 16/10/2016

com (a) e sem (b) HV 6

Figura 2-3: Fusos Horários Brasileiros 7 Figura 2-4: Brasil às 19:00 Horas no Dia 16/10/2016 com (a) e sem

(b) HV 7

Figura 3-1: Redução da Demanda na Hora da Ponta do

Subsistema Sudeste/Centro-Oeste 9 Figura 3-2: Redução da Demanda na Hora da Ponta do

Subsistema Sul 10

Figura 4-1: Redução da Demanda na Hora da Ponta de Domingo

do Subsistema SE+CO 13

Figura 4-2: Redução da Demanda na Hora da Ponta de Domingo

do Subsistema Sul 14

Figura A1-1: Efeito no Início do HV 2016/2017 - Rio de Janeiro 23 Figura A1-2: Efeito no Início do HV 2016/2017 - Espírito Santo 23 Figura A1 -3: Efeito no Início do HV 2016/2017 - São Paulo 24 Figura A1-4: Efeito no Início do HV 2016/2017 - Minas Gerais 24 Figura A1-5: Efeito no Início do HV 2016/2017 – Brasília 25 Figura A1-6: Efeito no Início do HV 2016/2017 – Goiás 25 Figura A1-7: Efeito no Início do HV 2016/2017 – Mato Grosso 26 Figura A1-8: Efeito no Início do HV 2016/2017 – Mato Grosso do

Sul 26

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Figura A1-10: Efeito no Início do HV 2016/2017 – Santa

Catarina 27

Figura A1-11: Efeito no Início do HV 2016/2017 – Rio Grande do

Sul 28

Tabelas

Tabela 4-1: Redução de Demanda com a Implantação do Horário de Verão nos Subsistemas Brasileiros 15 Tabela 4-2: Quantificação das Reduções de Carga Advindas do