BENEFÍCIOS DA IMPLANTAÇÃO DO HORÁRIO DE VERÃO 2015/2016

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BENEFÍCIOS DA

IMPLANTAÇÃO DO HORÁRIO

DE VERÃO 2015/2016

Operador Nacional do Sistema Elétrico Rua Júlio do Carmo, 251 – Cidade Nova 20211-160 Rio de Janeiro RJ

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Qualquer alteração é proibida sem autorização.

ONS NT ONS - xxx/2016

BENEFÍCIOS DA

IMPLANTAÇÃO DO HORÁRIO

DE VERÃO 2015/2016

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ONS NT ONS - XXX/2016 BENEFÍCIOS DA IMPLANTAÇÃO DO HORÁRIO DE VERÃO 2015/20166 3 / 21 Sumário 1 Introdução 4 2 Considerações Gerais 4 3 Conclusões 6 4 Resultados Obtidos 9

5 Benefícios para o Sistema Elétrico 10

5.1 Regiões Sul/Sudeste/Centro-Oeste 11

5.1.1 Área Brasília 11

5.1.2 Área Goiás 11

5.1.3 Área Rio de Janeiro/Espírito Santo 12

5.1.4 Área Minas Gerais 13

5.1.5 Área São Paulo 13

5.1.6 Área Mato Grosso 14

5.1.7 Área Mato Grosso do Sul 14

5.2 Região Sul 14

5.2.1 Área Rio Grande do Sul 14

5.2.2 Área Santa Catarina 15

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ONS BENEFÍCIOS DA IMPLANTAÇÃO DO HORÁRIO DE VERÃO 2015/2016 4/ 21

1 Introdução

Esta Nota Técnica tem por objetivo apresentar os benefícios obtidos durante a vigência do Horário de Verão – HV 2015/2016, 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 Verão – HV passou a ter caráter permanente, ocorrendo em período pré-determinado. Dessa forma, a vigência do HV 2015/2016 abrangeu o período da zero hora de 18 de outubro de 2015, até a zero hora do dia 21 de fevereiro de 2016, totalizando 126 dias. O Decreto nº 8.112/2013, de 30 de Setembro de 2013, excluiu o estado do Tocantins. Assim sendo o HV foi adotado nos 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; Rio Grande do Sul, Santa Catarina e Paraná, na região Sul.

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, durante a vigência do HV, a demanda na hora da ponta noturna diminui, permanecendo reduzida de seu início até o término do HV, quando então, a mesma se eleva. Assim, a diferença entre os valores verificados da demanda noturna com e sem a vigência da medida representa 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. Esse efeito é mais visível na curva de carga dos subsistemas ao término do HV. As figuras 1 e 2 ilustram as condições de luminosidade no Brasil, no horário das 6 horas da manhã, com e sem o Horário de Verão, no dia previsto do fim da medida, 21/02/2016. A população do Sul, Sudeste e Centro-Oeste do Brasil convive às 6 horas da manhã

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com menor luminosidade com o HV. No entanto, essa condição de pouca luminosidade ao acordar, no horário das 6 horas da manhã, no SE, Sul e estados do Centro-Oeste onde o HV é adotado, é a rotina sem o HV, desde meados de maio até o final de agosto, conforme se observa na Figura 3 e 4.

Figura 1 - Brasil às 6 horas da manhã com HV no dia 21/02/2016

Figura 2 - Brasil às 6 horas da manhã sem HV no dia 21/02/2016

O anoitecer no dia 21/02/2016, às 19 horas no fim da implantação do Horário de Verão, ilustrado na Figura 6, apresenta 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, é evitada a sua coincidência com a carga dos consumos comercial e industrial, cuja redução normalmente se inicia após as 18 horas. Sem o HV, a luminosidade das 19 horas já é menor, no Sudeste e Nordeste, o conforme se observa na Figura 7. No entanto em parte do Norte e Centro-Oeste e na totalidade do Sul ainda há luminosidade diurna, às 19 horas.

Figura 6 - Brasil às 19 horas com HV em 21/02/2016

Figura 7 - Brasil às 19 horas sem HV em 21/02/2016

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3 Conclusões

3.1 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.

3.2 Pelo exposto, o término do HV é conveniente pelas condições de luminosidade do amanhecer na época prevista, dado que sua prorrogação conduziria a um certo desconforto para a população por estender a condição de menor luminosidade pela manhã por um maior período.

3.3 Devido à implantação do HV, a variação da demanda na hora da ponta de carga foi estimada em 1.950 MW no subsistema Sudeste/Centro-Oeste e em 648 MW no subsistema Sul, correspondendo a uma redução de 4,5%, e de 5,0%, respectivamente, de suas cargas totais. As Figuras 8 e 9, a seguir, ilustram as reduções estimadas, no início da vigência dessa medida, para os dois subsistemas brasileiros, nos quais o HV foi adotado.

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Figura 9: Redução da demanda na hora da ponta do Subsistema Sul

3.4 A estimativa de redução do consumo de energia foi de 260 MWmed, sendo 200 MWmed no subsistema SE/CO, 60 MWmed no subsistema Sul, o que representa 0,5% da energia consumida nesses Subsistemas, durante a vigência do HV 2015/2016.

3.5 Do ponto de vista da segurança operacional do sistema, a implantação do Horário de Verão é 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:

i. Ganhos Energéticos

A implementação do HV 2015/2016, nas Regiões Sudeste/C.Oeste e Sul, proporcionou uma economia de energia da ordem de 200 MWmed e de 60 MWmed, que se traduzem em ganhos de armazenamento de 0,4% e de 1,2 % da Energia Armazenada Máxima dos subsistemas Sudeste/C.Oeste e Sul, respectivamente. Destaca-se que, estes ganhos são relevantes, uma vez que estes armazenamentos adicionais contribuem para a garantia do atendimento energético ao longo de 2016, como também, em eventual redução do despacho futuro de geração térmica, com reflexos nas tarifas do consumidor final.

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ii. Ganhos Econômicos

O HV também proporcionou os seguintes ganhos referentes à redução no despacho de geração térmica para garantia de atendimento energético:

Os ganhos referentes ao custo evitado para contornar riscos em equipamentos em regime normal de operação resultaram em benefícios econômicos, de R$ 51,5 milhões, com a redução de geração térmica por razões de segurança elétrica, no período de janeiro a fevereiro/2016. Desse total, R$ 4,5 milhões se referem ao despacho de térmica evitado nas usinas no subsistema Sul e R$ 47 milhões no subsistema Sudeste/Centro-Oeste;

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 ocorreram durante o período, tal como o Réveillon. Os ganhos referentes ao custo evitado na ponta resultaram em benefícios econômicos para o SIN da ordem de R$ 111 milhões, que acrescidos aos custos evitados para a segurança elétrica, como mencionado anteriormente, totalizam uma economia de R$ 162,5 milhões.

iii. 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 foram 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.

iv. 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$750/kW) para atender à ponta, o equivalente da ordem de US$ 2 bilhões ou R$ 7,7 bilhões no SIN.

3.6 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 noturna. 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 noturna bem como, para

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garantia da confiabilidade em determinadas áreas do SIN como na redução (ou até mesmo eliminação) de cortes de carga em emergências.

4 Resultados Obtidos

Para a quantificação dos resultados alcançados com o HV 2015-2016, as curvas utilizadas para o cálculo da redução de demanda na hora da ponta noturna para os subsistemas Sudeste/C.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 verificado no período de meados de outubro de 2015 a meados de fevereiro 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 do período.

Cabe ressaltar que, as curvas de carga, principalmente do subsistema SE-CO, vêm sofrendo alterações em seu perfil, através de ações de gerenciamento da demanda pelos agentes, de modo a torná-las mais planas, minimizando picos de carga e/ou completando vales de modo a suavizar as grandes variações. Como consequência, há mudança nos perfis das curvas de carga de modo que, se minimizam investimentos em transmissão e geração, fato de grande interesse para o setor elétrico do país. Destaca-se que o HV é uma ação cujo efeito esperado é a redução do consumo no período de ponta noturna. A Tabela 1 resume as reduções de demanda pela implantação do HV 2015/2016.

Tabela 1: Redução de Demanda com a implantação do Horário de Verão nos Subsistemas brasileiros

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Os valores da redução verificada 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 2.

Tabela 2: Quantificação das Reduções de Carga Advindas do HV 2015-2016

NA PONTA

SE/CO A redução de 1.950 MW equivale a aproximadamente à carga de uma e meia cidade de

Brasília no horário de ponta noturna.

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$750/kW), para atender à ponta noturna, da ordem de US$ 1,5 bilhões ou R$ 5,7 bilhões* .

SUL A redução de 648 MW equivale aproximadamente à 75% da carga da cidade de Curitiba, no

horário de ponta noturna.

Evita o investimento pela construção de uma usina térmica a gás natural (US$750/kW), para atender à ponta noturna, da ordem de US$ 500 milhões ou R$ 2 bilhões* .

* - conversão US$ para R$ a partir do valor médio da taxa de câmbio no período de outubro/2015 a fevereiro/2016, obtido no site do Banco Central - http://www.bcb.gov.br/?INDECO

NA ENERGIA

SE/CO

Durante a vigência do HV a redução de 200 MWmed, a cada mês, no período do HV, equivale aproximadamente ao consumo médio mensal da cidade de Brasília.

O benefício energético 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 606GWh, correspondente a um aumento da ordem de 0,4% do armazenamento desse subsistema.

SUL

Durante a vigência do HV a redução 60 MWmed, a cada mês, no período do HV, equivale aproximadamente à 60% do consumo médio mensal da cidade de Curitiba.

O benefício energético 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 190 GWh, correspondente a um aumento de 1,2% do armazenamento desse subsistema.

5 Benefícios para o Sistema Elétrico

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

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a) 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 houvesse a necessidade de corte de carga. Estes benefícios são acentuados nas regiões típicamente de veraneio, litorâneas e serranas, em função do aumento de consumo decorrentes da maior atividade turística;

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

c) 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;

d) 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 à maior duração do período de luminosidade natural e ao deslocamento do horário de ocorrência de demanda máxima.

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

A redução de demanda para esta área, proporcionada pelo HV, foi da ordem de 50 MW. Tal medida foi um importante fator para minimizar os problemas de corte de carga decorrentes da possibilidade de atuação de Sistema Especiais de Proteção (SEP) em situações de contingências duplas no sistema de 345 kV de atendimento à Brasília.

5.1.2 Área Goiás

A redução de demanda proporcionada pelo HV para esta área foi da ordem de 88 MW. Essa redução proporcionou 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, Anhanguera e Pirineus, 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 contribuiu para a melhoria no perfil de tensão de toda a rede de transmissão da região Norte de Goiás que atualmente não atende aos requisitos mínimos preconizados nos Procedimentos de Rede.

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A redução da demanda no período do HV foi fundamental para se evitar a possibilidade de geração térmica da ordem de 18 MW na UTE Xavantes, de janeiro a fevereiro/2016, com um custo estimado de cerca de R$ 13,5 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 na demanda no horário de ponta noturna foi de 400 MW, sendo 323 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 Rio de Janeiro – Espírito Santo (RJ-ES).

Essa redução da demanda minimizou o risco de atuação dos esquemas especiais de proteção (SEP) da área RJ-ES em função de contingências duplas de linhas que utilizam a mesma faixa de servidão ou que correm na mesma torre, ou na indisponibilidade de uma das usinas nucleares de Angra. Esses esquemas tem a finalidade de manter a integridade e estabilidade da área RJ-ES através de cortes de cargas (de até 1500 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 transformação 500/138 kV – 4x600 MVA da SE São José que poderia apresentar, no verão 2015/2016, 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 nesse verão essa transformação poderia 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).

Neste contexto, a implantação do Horário de Verão trouxe significativos benefícios, uma vez que reduziu a demanda da área Rio de Janeiro em cerca de 4,6%. Com a adoção, haverá redução da necessidade de geração térmica por razões elétricas de cerca de 132 MW, nos horários de cargas pesada e média nas UTE Santa Cruz e UTE Barbosa Lima Sobrinho, e uma redução de 90 MW, também no horário de carga pesada, na UTE Governador L. Brizola, para controle do carregamento nas transformações anteriormente mencionadas. A redução de 222 MW (132 + 90 na necessidade de geração térmica nas usinas mencionadas representou uma economia de cerca R$ 27,5 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

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4,3%. Assim, com a adoção do HV haverá a possibilidade de redução da necessidade de geração térmica por razões elétricas, de cerca de 90 MW nas usinas termelétricas de Mário Lago e Norte Fluminense nos horários de cargas pesada e média para controle do carregamento na transformação 500/345 kV – 900 MVA da SE Viana 2 em situações de contingência. Esta redução implica numa economia de cerca de R$ 6 milhões.

5.1.4 Área Minas Gerais

A redução de 350 MW na demanda da área Minas Gerais resultou em maior flexibilidade operativa para atendimento à Região Central do estado, tanto em condições normais de operação, como em condições de emergência.

Também permitiu 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.

5.1.5 Área São Paulo

Para o estado de São Paulo, a redução verificada na demanda no horário de ponta foi de 966 MW, com reflexos na melhoria do controle de tensão, redução do carregamento das transformações da Rede Básica de Fronteira que se encontram atualmente muito próximas às suas capacidades nominais. Esta redução da demanda acarretou uma melhoria da confiabilidade de atendimento aos consumidores da área, reduzindo o risco de atuação dos esquemas de corte de carga.

Ressalta-se que alguns equipamentos da área São Paulo estão 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 ainda não possui solução estrutural; 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, ainda sem outorga definida;

LT 345 kV Baixada Santista – Sul, em cenários de elevado recebimento pela região Sudeste, que terá como solução estrutural o seccionamento da LT 345 kV

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Embu Guaçu – Baixada Santista, outorgada à CTEEP, e atualmente prevista para 10 meses após LI.

Nesse contexto a utilização do HV contribuiu 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 proporcionada pelo HV para esta área foi de 56 MW e impactou diretamente o carregamento nas principais fontes de suprimento ao anel de Cuiabá, destacando as subestações de Coxipó 230/138 kV – 5 x 100 MVA, que atualmente encontra-se com a capacidade esgotada, e as subestações de Várzea Grande 230/138 kV – 1 x 150 MVA e de Rondonópolis 230/138 kV – 2 x 100 MVA. Ressalta-se que a adoção do HV reduziu os riscos de sobrecarga na transformação de Coxipó.

5.1.7 Área Mato Grosso do Sul

A redução de demanda proporcionada pelo HV para esta área foi de 38 MW, promovendo uma melhoria no controle de tensão e carregamento no sistema de distribuição da Energisa MS, com impactos nas transformações de fronteira com a Rede Básica, com destaque para os TR 230/138 kV da SE Dourados, em situações de indisponibilidade/contingência simples de uma unidade paralela em cenários de geração reduzida nas usinas de biomassa dessa região, a qual não se verificou durante este período.

5.2 Região Sul

5.2.1 Área Rio Grande do Sul

A redução na demanda da ordem de 259 MW nesta área, se traduziu 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 nas redes 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 a indisponibilidade das LT de 230 kV Guaíba 2 – Porto Alegre 9 e Guaíba 2 – Cidade Industrial e P. Médici – Santa Cruz (desde de 14/10/2015) foi possível prescindir de uma unidade geradora da fase C (175 MW) da UTE Candiota

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3 por razões elétricas locais para a região Sul do RS nos meses de dezembro a fevereiro/2016, representando uma economia de cerca de R$ 2,5 milhões.

Deve-se ainda registrar a redução dos carregamentos nas transformações 230/13,8 kV de Porto Alegre 6 e 13, das transformações 230/69 kV das SEs Porto Alegre 6 e Porto Alegre 10, da transformação 230/23 kV Gravataí 2 e da transformação 230/138 kV de Pelotas 3, sujeitas a sobrecarga, já em regime normal.

Adicionalmente, foram 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, Presidente Médici e Lagoa Vermelha 2, TRs 230/69 kV Gravataí 3, Guaíba 2, Guarita, Porto Alegre 6, Porto Alegre 10, São Borja 2, Bagé 2, Camaquã, Charqueadas, Farroupilha, Livramento 2, Venâncio Aires, Santa Marta, Santa Rosa 1 e Garibaldi, assim como outras transformações que atendem à carga de forma radial. Durante o horário de verão, no período esperado de redução de carga (carga pesada), ocorreram contingências que levaram ao corte carga de aproximadamente 150 MW, o qual poderia ser 5% maior na ausência do horário de verão.

5.2.2 Área Santa Catarina

A diminuição de demanda da ordem de 170 MW, proporcionou a redução do carregamento do sistema de atendimento à região metropolitana de Florianópolis, reduzindo a exposição a possíveis cortes de carga em situações de contingência.

Desta forma, com a adoção do Horário de Verão evitou-se a sincronização de uma unidade geradora (1 x 80 MW) na UTE J. Lacerda B, por razões elétricas locais, proporcionando uma economia da ordem de R$ 2 milhões.

Também minimizou a possibilidade de corte de carga na contingência de um dos transformadores 230/138 kV da SE Xanxerê, a qual não se verificou durante este período.

5.2.3 Área Paraná

A redução de demanda com a implantação do HV, da ordem de 219 MW, proporcionou benefícios no controle de tensão da região metropolitana de Curitiba, principalmente, quando de elevados intercâmbios entre as regiões Sul e Sudeste. Também proporcionou melhora no atendimento à região Norte do Estado.

No que se refere a necessidade de despacho da UTE Araucária, não foram verificados valores de carga e de intercâmbio entre as regiões Sul e Sudeste que levassem seu despacho por restrições elétricas. Ressalta-se que mesmo

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considerando cargas superiores às verificadas (cerca de 5% maior), na ausência do HV, não seria necessário o despacho desta UTE.

O HV proporcionou, ainda, a redução de corte de carga na contingência das transformações 230/138 kV de Bateias, Foz do Iguaçu Norte, Sarandi e de outras transformações que atendem a carga de forma radial, quais sejam: TRs 230/34 kV das SEs P. Grossa Norte, P. 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, Gov. Parigot de Souza, Santa Quitéria e Uberaba. Durante o horário de verão, no período esperado de redução de carga (carga pesada), ocorreram contingências que levaram ao corte carga de aproximadamente 46 MW, o qual poderia ser 5% maior na ausência do horário de verão.

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ANEXO I

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Figura 11: Efeito no Fim do HV 2015/2016

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Figura 13: Efeito no Início do HV 2015/2016

219MW 5%

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Lista de figuras e tabelas

Figuras

Figura 8: Redução da demanda na hora da ponta do Subsistema

Sudeste/Centro-Oeste 6

Figura 9: Redução da demanda na hora da ponta do Subsistema Sul 7

Figura 10: Efeito no Fim do HV 2015/2016 17

Figura 11: Efeito no Fim do HV 2015/2016 18

Figura 12: Efeito no Início do HV 2015/2016 19

Figura 13: Efeito no Início do HV 2015/2016 20

Lista de figuras e tabelas 20

Tabelas

Tabela 1: Redução de Demanda com a implantação do Horário de Verão

nos Subsistemas brasileiros 9

Tabela 2: Quantificação das Reduções de Carga Advindas do HV