TÉRMINO DO HORÁRIO DE VERÃO 2013/2014

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1 TÉRMINO DO HORÁRIO DE VERÃO 2013/2014 Operador Nacional do Sistema Elétrico Rua Júlio do Carmo, 251 Cidade Nova Rio de Janeiro RJ Tel (+21) Fax (+21)

2 2014/ONS Todos os direitos reservados. Qualquer alteração é proibida sem autorização. ONS NT ONS /2014 TÉRMINO DO HORÁRIO DE VERÃO 2013/2014

3 Sumário 1 Introdução 4 2 Considerações Gerais 4 3 Conclusões 8 4 Resultados Obtidos 10 5 Benefícios para o Sistema Elétrico Regiões Sul/Sudeste/Centro-Oeste Área Brasília Área Goiás Área Rio de Janeiro/Espírito Santo Área Minas Gerais Área São Paulo Área Mato Grosso Área Mato Grosso do Sul Região Sul Área Rio Grande do Sul Área Santa Catarina Área Paraná 17 ONS NT ONS /2014 TÉRMINO DO HORÁRIO DE VERÃO 2013/ / 23

4 1 Introdução Esta Nota Técnica tem por objetivo apresentar os benefícios esperados do Horário de Verão HV 2013/2014, na operação eletroenergética dos subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste do Sistema Interligado Nacional SIN e em áreas geoelétricas específicas devido, principalmente, à redução da demanda no período de ponta noturna. 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 2013/2014 foi a partir de zero hora de 20 de outubro de 2013, com término à zero hora do dia 16 de fevereiro de 2014, totalizando 119 dias. O Decreto nº 7.826, de 15 de Outubro de 2012, atualizado pelo Decreto 8112/2013 de 30 de setembro de 2013, estabeleceu a abrangência do HV para 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 região Centro-Oeste e os estados do 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 explicado 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 essa demanda aumentará. Assim, a diferença entre os valores verificados de demanda 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. As figuras 1 a 4 ilustram as condições de luminosidade no Brasil, no horário das 6 horas da manhã, com e sem o Horário de Verão, nos dias de início e término da medida, 20/10/2013 e 16/02/2914, respectivamente. A população do Sul, Sudeste e Centro- ONS TÉRMINO DO HORÁRIO DE VERÃO 2013/2014 4/ 23

5 Oeste do Brasil acorda 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, ao longo do ano, desde meados de abril até o final de agosto, conforme se observa na Figura 5 e 6. Figura 1 - Brasil às 6 horas da manhã com HV no dia 20/10/2013 Figura 2 - Brasil às 6 horas da manhã sem HV no dia 20/10/2013 Figura 3 - Brasil às 6 horas da manhã com HV no dia 16/02/2014 Figura 4 - Brasil às 6 horas da manhã sem HV no dia 16/02/2014 Figura 5 - Brasil às 6 horas da manhã sem HV no dia 15/04/2013 Figura 6 - Brasil às 6 horas da manhã sem HV no dia 30/08/2013 ONS TÉRMINO DO HORÁRIO DE VERÃO 2013/2014 5/ 23

6 Pode-se observar, que todo o país estará às escuras ao amanhecer, conforme mostrado na Figura 3, confirmando a necessidade do término da medida. Pela Figura 4, sem o HV, todo o Nordeste, Sudeste e parte do Centro-Oeste estarão com luminosidade às 6 horas da manhã. Um ponto a ser mencionado, conforme se verifica nas Figuras 1 a 4, é que a implantação do HV não submeteria a população do litoral mais à 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. A Lei Nº de 30 de Outubro de 2013, alterou o Decreto no 2.784, de 18 de junho de 1913, para restabelecer os fusos horários do Estado do Acre e de parte do Estado do Amazonas, e revogou a Lei no , de 24 de abril de A Figura 7 descreve os fusos horários brasileiros e se pode observar que, há no segundo fuso horário brasileiro, um desvio 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 7 Fusos Horários Brasileiros ONS TÉRMINO DO HORÁRIO DE VERÃO 2013/2014 6/ 23

7 No anoitecer, às 19 horas com a implantação do Horário de Verão, tanto no início como no término da medida, nos dias 20/10/2013 e 16/02/2014, conforme ilustrado nas Figura 8 e 10, nos subsistemas Sul, Sudeste e Centro-Oeste há luminosidade diurna, o que causa a redução da ponta, 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 seria menor, conforme se observa nas Figuras 9 e 11. Figura 8 - Brasil às 19 horas com HV em 20/10/2013 Figura 9 - Brasil às 19 horas sem HV em 20/10/2013 Figura 10 - Brasil às 19 horas com HV em 16/02/2014 Figura 11 - Brasil às 19 horas sem HV em 16/02/2014 No Nordeste, apenas parte da Bahia, Maranhão e parte do Ceará se beneficiariam mais efetivamente, no início do HV, uma vez que nos demais estados, na parte mais a leste dessa região, próxima ao litoral, já seria noite com ou sem a implantação do HV. Já no término, praticamente todo o subsistema NE teria redução de ponta, à exceção do litoral leste, que engloba parte do Rio Grande do Norte, Paraíba e Pernambuco. ONS TÉRMINO DO HORÁRIO DE VERÃO 2013/2014 7/ 23

8 3 Conclusões 3.1 O resultado da adoção do HV indica que, pelo fato do mesmo aproveitar a extensão do período de luz natural, seu efeito é mais acentuado na demanda do horário de ponta noturna. 3.2 Pelo exposto, o término do HV na data prevista é mandatório pelas condições de luminosidade do amanhecer nesta época, no Brasil. 3.3 Foi estimada a variação da demanda na hora da ponta de carga pela implantação do HV da ordem de MW no subsistema Sudeste/Centro-Oeste e de 650 MW no subsistema Sul, correspondendo a uma redução de 4,1% e 4,3%, respectivamente, de suas cargas totais. As Figuras 12 e 13, a seguir, ilustram as reduções estimadas, no início da vigência dessa medida, para os dois subsistemas brasileiros nos quais o HV foi adotado. Figura 12: Redução da demanda na hora da ponta do Subsistema Sudeste/Centro-Oeste ONS TÉRMINO DO HORÁRIO DE VERÃO 2013/2014 8/ 23

9 Figura 13: Redução da demanda na hora da ponta do Subsistema Sul MW Subsistema Sul Término do HV 2013/ MW 4,3% Sem HV Com HV horas A redução do consumo de energia foi de 220 MWmed no subsistema SE/CO, que equivale à 8% do consumo da cidade do Rio de Janeiro e 75 MWmed no subsistema Sul, o que equivale à 14% da cidade de Curitiba. A redução total de 295 MW corresponde ao percentual estimado de 0,5%, nos dois subsistemas, respectivamente. 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 de carga. Tal fato resulta 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, bem como, pela economia relacionada à redução de geração térmica evitada para o atendimento a essas contingências. Pode-se destacar: 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, Distrito Federal, os benefícios preponderantes estão 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; ONS TÉRMINO DO HORÁRIO DE VERÃO 2013/2014 9/ 23

10 Os ganhos referentes ao custo evitado com geração térmica para se preservar os padrões de segurança do sistema resultaram em benefícios econômicos, de R$ 125 milhões, com a redução de geração térmica, no período de outubro/2013 a fevereiro/2014. Desse total R$ 35 milhões se referem ao despacho de térmica evitado nas usinas do subsistema Sul e R $90 milhões no subsistema Sudeste/Centro-Oeste; Além da redução de geração térmica para contornar os problemas apresentados, a redução do valor da carga esperada para a ponta noturna do sistema de 2565 MW proporcionou uma redução da necessidade de geração térmica para seu atendimento e para a manutenção da segurança operativa durante os grandes eventos que ocorrem durante o período, tal como o Réveillon. Os ganhos referentes ao custo evitado na ponta resultaram em benefícios econômicos para o SIN da ordem de R$ 280 milhões, que somados ao custo evitado descrito no ítem anterior totalizam R$ 405 milhões; Com a redução de demanda decorrente da aplicação permanente do Horário de Verão, o custo evitado de investimento para construção de térmicas a gás natural, para atendimento à ponta, é da ordem de US$ 1,9 bilhões ou R$ 4,6 bilhões. 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. 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, sob o aspecto da economia de energia proporcionada pelo Horário de Verão, que contribuiu para a recuperação dos reservatórios do sistema. Os 295 MWmed de redução do consumo de energia foram incorporados aos ganhos de armazenamento no período. 4 Resultados Obtidos Para a quantificação dos resultados esperados do HV , a redução de demanda na hora da ponta noturna para os subsistemas Sudeste+Centro-Oeste e Sul foi analisada a partir das curvas verificadas de carga horária em p.u. da carga máxima, com e sem a adoção da medida, em 2014 e em anos anteriores. Para a quantificação da redução da carga de energia devido à implantação do HV foi considerada a redução média de 0,5% da carga de energia mensal prevista na 3ª revisão do PMO de fevereiro, para os subsistemas. ONS TÉRMINO DO HORÁRIO DE VERÃO 2013/ / 23

11 Cabe alertar que, em função das altas temperaturas verificadas a partir da 2ª quinzena de janeiro e da alteração do perfil dos consumidores brasileiros, as curvas de carga vêm sofrendo alterações em seu perfil, e a demanda máxima nos subsistemas, tem ocorrido à tarde. O Horário de Verão é uma medida que beneficia a redução da ponta noturna, assim, embora a implantação da medida ocasione essa redução, a demanda máxima da tarde não sofre alteração. A Tabela 1 resume as reduções de demanda pela implantação do HV 2013/2014. Tabela 1: Redução de Demanda com a implantação do Horário de Verão nos Subsistemas brasileiros SISTEMAS/ÁREAS REDUÇÃO NA DEMANDA MW % Sudeste/Centro-Oeste ,1 Rio de Janeiro 300 3,8 Espírito Santo 75 4,3 São Paulo ,8 Minas Gerais 319 4,0 Brasília 47 4,4 Goiás 72 3,5 Mato Grosso 40 4,3 Mato Grosso do Sul 35 4,2 SUL 650 4,3 Paraná 205 4,3 Santa Catarina 175 4,4 Rio Grande do Sul 270 4,3 SIN ,1 Os valores da redução na ponta de carga e na carga de energia nos subsistemas foram quantificados através de avaliação comparativa, bem como pela discriminação de benefícios eletroenergéticos, que são apresentados na Tabela 2. ONS TÉRMINO DO HORÁRIO DE VERÃO 2013/ / 23

12 Tabela 2: Quantificação das Reduções de Carga Advindas do HV NA PONTA A redução de 1915 MW equivale aproximadamente metade da carga da cidade do Rio de Janeiro no horário de ponta. SE/CO Permite a racionalização de investimentos em geração e/ou transmissão para o atendimento ao aumento de carga do período de verão. Evita o investimento pela construção de uma térmica a gás natural (US$750/kW), para atender à ponta, da ordem de US$ 1,4 bilhões ou R$ 3,4 bilhões. A redução de 650 MW equivale aproximadamente 75% carga da cidade de Curitiba, no SUL horário de ponta. Evita o investimento pela construção de uma usina térmica a gás natural (US$750/kW), para atender à ponta, da ordem de US$ 488 milhões ou R$ 1,2 bilhões. NA ENERGIA Durante a vigência do HV a redução de 220 MWmed equivale aproximadamente à 8% do consumo médio da cidade do Rio de Janeiro. SE/CO 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 119 dias da vigência do HV 2013/2014, foi de 628 GWh, o que corresponde a um aumento da ordem de 0,4% do armazenamento desse subsistema. Durante a vigência do HV a redução de 75 MWmed equivale aproximadamente à 14% do consumo médio da cidade de Curitiba. SUL 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 119 dias da vigência do HV 2013/2014, foi de 215 GWh, o que corresponde a um aumento de 1,5% do armazenamento desse subsistema. 5 Benefícios para o Sistema Elétrico As reduções na demanda máxima instantânea noturna, com a implantação do horário de verão, conferiram os seguintes benefícios de natureza qualitativa: 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 haja a necessidade de corte de carga. Estes benefícios são acentuados nas regiões típicamente de veraneio, ONS TÉRMINO DO HORÁRIO DE VERÃO 2013/ / 23

13 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 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 Área Brasília A redução de demanda para esta área, proporcionada pelo HV, foi da ordem de 47 MW. Esta redução é um importante aliado para eliminar riscos de atuação de SEP de corte de carga quando de contingências de um dos transformadores da SE Brasília Sul 345/138 kv 6 x 150 MVA no horário de ponta noturna e reduzir a exposição ao risco de atuação dos SEPs de perdas duplas existentes para evitar riscos de colapso de tensão na perda dos dois circuitos da LT 345 kv Samambaia Brasília Sul e os riscos de sobrecargas inadmissíveis no circuito remanescente quando da perda de dois dos três circuitos da LT 138 kv Brasília Norte - Brasília Sul Área Goiás A redução de demanda para esta área, proporcionada pelo HV, foi da ordem de 72 MW. Essa redução trouxe benefícios para o atendimento a 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 Carajás, bem como das linhas de 230 kv Pirineus Xavantes e Brasília Sul Águas Lindas, tanto em regime normal de operação, como nas ONS TÉRMINO DO HORÁRIO DE VERÃO 2013/ / 23

14 situações de contingência. Além disso, observam-se benefícios também para a região Norte do estado onde se convive com situações críticas e corte de carga, no caso de perda simples de um dos circuitos do trecho Serra da Mesa Niquelândia Barro Alto 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 da ordem de 375 MW, 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. Tal redução de carga é importante para reduzir da exposição ao risco de atuação dos esquemas especiais de proteção (SEP de corte de até 1500 MW da cargas na Ampla, Escelsa e Light) da área 500/345 kv RJ-ES, necessários para manter a integridade e estabilidade da área RJ-ES e do Sistema Interligado Nacional (SIN) na ocorrência 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 2. A adoção do despacho de geração térmica na área RJ-ES, por razões energéticas, eliminou o risco de atuação de SEP. A principal restrição no sistema de transmissão de atendimento aos consumidores localizados no Rio de Janeiro, está associada à sobrecarga em regime normal na transformação 345/138 kv 5x225 MVA da SE Jacarepaguá e ao carregamento 500/345 kv 3 x 560 MVA de Adrianópolis. A transformação 500/138 kv 4 x 600 MVA da SE São José poderá apresentar sobrecargas na contingência de um dos bancos dessa transformação. Neste contexto, a implantação do Horário de Verão trouxe significativos benefícios, uma vez que ao reduzir a demanda da área Rio de Janeiro em cerca de 4%, contribuiu para uma redução significativa no carregamento nas transformações de Jacarepaguá 345/138 kv 5 x 225 MVA, Adrianópolis 500/345 kv 3 x 560 MVA e São José 500/138 kv 4 x 600 MVA. Tal fato, por si só, permitiria uma redução da ordem de 300 MW na geração nas usinas termelétricas de Santa Cruz, Barbosa L. Sobrinho Governador L. Brizola, Norte Fluminense e Mário Lago necessária para controlar os carregamentos nas citadas transformações representando uma economia de cerca R$ 45 milhões. Um fato extremamente importante foi que a redução no carregamento na transformação 345/138 kv 2 x x 400 MVA da SE Campos, proporcionada ONS TÉRMINO DO HORÁRIO DE VERÃO 2013/ / 23

15 pelo HV, permitiu explorar o despacho das usinas termelétricas de Mario Lago e Norte Fluminense imprescindíveis para o cenário energético atual. A redução de da ordem de 75 MW no estado do Espírito Santo, teve reflexos na melhoria do controle de tensão e redução do carregamento dos principais equipamentos de suprimento às carga da região com reflexos na redução da necessidade de geração térmica na UTE Viana por razões elétricas, representando uma economia de cerca R$ 45 milhões Área Minas Gerais Verificou-se uma redução da ordem de 319 MW na demanda noturna da área Minas Gerais, o que resultou em maior flexibilidade operativa para atendimento à Região Central do estado, tanto em condições normais de operação, como em condições de emergência. A implantação do HV contribuiu para viabilizar uma maior exploração da geração nas usinas do Rio Paranaíba, simultaneamente com recebimentos da região Norte/Nordeste, dado que a redução na demanda traz como consequência um alívio 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. Tal fato implicaria na necessidade de praticar uma 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. Adicionalmente, ressalta-se que, o HV contribui para minimizar os problemas já vivenciados na LT 345 kv Ouro Preto 2 - Taquaril que pode apresentar sobrecargas inadmissíveis em situações de contingências no sistema de 500 kv. A entrada da LT 500 kv Bom Despacho 3 Ouro Preto 2, que estava prevista para entrar em operação durante o período de verão 2013/2014, minimizaria o problema Área São Paulo Para o estado de São Paulo, a redução na demanda no horário de ponta noturna foi da ordem de 1027 MW, que trouxe 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. ONS TÉRMINO DO HORÁRIO DE VERÃO 2013/ / 23

16 5.1.6 Área Mato Grosso A redução de demanda para esta área, proporcionada pelo HV, foi da ordem de 40 MW e impacta diretamente o carregamento na subestação de Coxipó 230/138 kv-100 MVA, principal fonte de suprimento ao anel de Cuiabá, que atualmente encontra-se com a capacidade esgotada. Neste verão 2013/2014 a presença da nova SE Nobres 230/138 kv 2 x 100 MVA, que contribuiu para aliviar as SEs de suprimento ao anel de Cuiabá. Entretanto, ressalta-se que mesmo após a entrada em operação da SE Nobres, ainda assim verificou-se esgotamento da transformação de Coxipó Área Mato Grosso do Sul A redução de demanda para esta área, proporcionada pelo HV, foi da ordem de 35 MW, que proporcionou uma melhoria no controle de tensão e carregamento no sistema de distribuição da Enersul, com impactos nas transformações de fronteira com a Rede Básica, com destaque para os TR 230/138 kv de Dourados. Observa-se ainda, que em função da expansão do sistema de atendimento a este estado, não se esperaria a necessidade de sincronização de unidades geradoras na UTE William Arjona, mesmo sem o HV. 5.2 Região Sul Área Rio Grande do Sul Verificou-se uma redução na demanda noturna da ordem de 270 MW nesta área, o que se traduziu na elevação da confiabilidade de suprimento à mesma, em função do aumento na margem de segurança no atendimento às cargas. Deve-se ainda registrar a redução dos carregamentos nas transformações 230/69 kv das SE Porto Alegre 6, Porto Alegre 10 e Santa Marta, da transformação 230/23 kv Canoas 1 e Gravataí 2, das transformações 230/13,8 kv Porto Alegre 6 e Porto Alegre 13 e da transformação 230/138 kv de Pelotas 3, da linha de 230 kv Passo Fundo Santa Marta e das linhas de 138 kv Cidade industrial Canoas 3 e Canoas 3 Cachoeirinha, sujeitas a sobrecarga já em regime normal. ONS TÉRMINO DO HORÁRIO DE VERÃO 2013/ / 23

17 Com a implantação do HV foi possível prescindir, em diversos horários, da geração da UTE Sepé Tiaraju para o atendimento global ao estado do RS, o que representou uma economia de R$ 25 milhões. Pela mesma razão foi possível reduzir uma unidade geradora da UTE Presidente Médici B, por razões elétricas na carga pesada, representando uma economia da ordem de R$ 5 milhões Área Santa Catarina A diminuição de demanda noturna, da ordem de 175 MW, proporcionou a redução do carregamento do sistema de atendimento à região metropolitana de Florianópolis e litoral de Santa Catarina, aumentando a confiabilidade do atendimento à região. Com a adoção do Horário de Verão foi evitada a sincronização de uma unidade geradora na UTE Jorge Lacerda B, sem prejuízo da segurança operacional do suprimento, proporcionando uma economia da ordem de R$ 5 milhões. Deve-se ainda registrar a redução do carregamento na transformação 230/138 kv Xanxerê, sujeitas a sobrecarga já em regime normal Área Paraná A redução de demanda noturna, da ordem de 205 MW, contribuiu para um melhor controle de tensão da região metropolitana de Curitiba, principalmente, quando de elevadas transferências entre as regiões Sul e Sudeste, como também, melhorou o atendimento à região Norte do Estado (Londrina). Observa-se ainda, que em função dos valores de transferências entre as regiões Sul e Sudeste inferiores a 5000 MW, não foi necessária a sincronização de unidades geradoras na UTE Araucária por razões elétricas no período de carga pesada. ONS TÉRMINO DO HORÁRIO DE VERÃO 2013/ / 23

18 Figura 14: Efeito no Início do HV 2013/2014 ANEXO I MW Área Espírito Santo Término do HV 2013/ Com HV Sem HV 75 MW 4,3% horas ONS TÉRMINO DO HORÁRIO DE VERÃO 2013/ / 23

19 Figura 15: Efeito no Início do HV 2013/ MW Área Minas Gerais Término do HV 2013/ MW 4,0% Com HV Sem HV horas MW Área Brasília Término do HV 2013/ MW 4,4% Sem HV Com HV horas ONS TÉRMINO DO HORÁRIO DE VERÃO 2013/ / 23

20 MW Área Goiás Término do HV 2013/ MW 3,5% Com HV Sem HV horas ONS TÉRMINO DO HORÁRIO DE VERÃO 2013/ / 23

21 Figura 16: Efeito no Início do HV 2013/ MW Área Mato Grosso Término do HV 2013/ MW 4,3% Com HV Sem HV horas MW Área Mato Grosso do Sul Término do HV 2013/ MW 4,2% Com HV 720 Sem HV horas ONS TÉRMINO DO HORÁRIO DE VERÃO 2013/ / 23

22 Figura 17: Efeito no Início do HV 2012/ MW Área Paraná Término do HV 2013/ MW 4,3% 4500 Sem HV Com HV horas MW Área Santa Catarina Término do HV 2013/ MW 4,4% Sem HV Com HV horas MW Área R. G. do Sul Término do HV 2013/ MW 4,3% Sem HV Com HV horas ONS TÉRMINO DO HORÁRIO DE VERÃO 2013/ / 23

23 Lista de figuras e tabelas Figuras Figura 12: Redução da demanda na hora da ponta do Subsistema Sudeste/Centro-Oeste 8 Figura 13: Redução da demanda na hora da ponta do Subsistema Sul 9 Figura 14: Efeito no Início do HV 2013/ Figura 15: Efeito no Início do HV 2013/ Figura 16: Efeito no Início do HV 2013/ Figura 17: Efeito no Início do HV 2012/ Lista de figuras e tabelas 22 Tabelas Tabela 1: Redução de Demanda com a implantação do Horário de Verão nos Subsistemas brasileiros 11 Tabela 2: Quantificação das Reduções de Carga Advindas do HV ONS TÉRMINO DO HORÁRIO DE VERÃO 2013/ / 23

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