O ONS (Operador Nacional do Sistema) apresentou ao CMSE (Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico), em reunião extraordinária na última quinta-feira (19/9), o plano de contingência para atendimento do suprimento de energia em meio ao cenário desafiador imposto pela falta de chuvas no Brasil neste ano.
Segundo a nota divulgada à imprensa, o Operador reconhece a importância do horário de verão como medida para redução de custos, garantia do suprimento e aumento da confiabilidade do SIN (Sistema Interligado Nacional), sobretudo no horário de ponta noturna, que ocorre entre 18h e 19h.
Leia também
- Retomada do horário de verão será decidida em até 10 dias, diz ministro do MME
- Hidrelétricas geraram 10% a menos em agosto, diz CCEE
O estudo realizado pelo ONS aponta que a aplicação do horário de verão nas regiões Centro-Oeste, Sudeste e Sul pode trazer uma redução de até 2,9% da demanda máxima, principalmente em cenário de afluências críticas, como a enfrentada neste momento. A expectativa é que haja uma economia de custos de operação em torno de R$ 400 milhões entre os meses de outubro e fevereiro.
“O ONS realizou os estudos sobre o horário de verão e recomendou sua adoção visto que há ganhos positivos para o setor elétrico, contribuindo para a eficiência do SIN (Sistema Interligado Nacional) e, principalmente, ampliando a capacidade de atendimento na ponta de carga”, disse o diretor geral do órgão, Marcio Rea.
A medida poderá trazer redução da demanda máxima tanto em dias úteis como aos finais de semana, em quase todas as condições de temperatura, adiando o efeito de rampa de carga em até duas horas, permitindo que a compensação pela saída da geração solar possa ser feita de forma mais alongada.
Além do horário de verão, outras medidas foram listadas:
- Reconhecer a importância do projeto piloto de resposta da demanda por disponibilidade;
- Reduzir as defluências mínimas nas hidrelétricas de Porto Primavera e Jupiá para os níveis de 3.900m³/s e 3.300m³/s, respectivamente, até o final do próximo período seco (31/10/2025);
- Operar a hidrelétrica de Belo Monte na vazão mínima de 100 m³/s, ao invés de 300 m³/s e possibilidade de uso no horário de ponta;
- Reconhecer a importância da entrada em operação da LT 500 kV Porto do Sergipe – Olindina – Sapeaçu; LT 500 kV Terminal Rio – Lagos C1 e C2 e LT 345 kV Leopoldina 2 – Lagos, visando assegurar o pleno escoamento de potência da UTE Porto Sergipe e das UTEs da área RJ/ES.
Estudo de 2021 apontava ganhos com o horário de verão
Em abril de 2019, por meio do Decreto nº 9.772, foi encerrado a aplicação do horário de verão, com base em estudos do MME (Ministério de Minas e Energia), conduzidos com o apoio do ONS, no qual ficou comprovado que o HV deixou de produzir os resultados para os quais foi formulado, perdendo sua razão de ser aplicado no setor elétrico, na medida que a mudança não gerava economia de energia elétrica, em razão das mudanças do hábito de consumo de energia da população.
Porém, em 2021, diante a escassez hídrica, o MME solicitou ao ONS uma reavaliação dos benefícios da aplicação do horário de verão.
Os novos estudos consideram aspectos como luminosidade e temperatura.Foram avaliados os efeitos do horário de verão nas curvas de cargas dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, observando os períodos de out./2017 a fev./2018 e nov./2018 a fev./2019, comparando as curvas dos períodos de out./2019 a fev./2020 e out./2020 a fev./2021, quando não houve a implantação da medida.
Também foi considerado os padrões de carga com e sem o HV, observando as temperaturas fria, moderada e quente. Conforme o gráfico a seguir:
Efeito SE/CO
Efeito no Sul
Conclusão na época
A adoção do horário de verão tem como efeito reduzir a demanda no horário de ponta noturna, com o aproveitamento da iluminação solar no final da tarde. A carga cai principalmente nas classes dos consumidores residenciais e no atraso da entrada na iluminação pública.
“Redução média esperada na demanda integrada da ordem de 4,7% no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste e de 4,9% no Subsistema Sul, ambas calculadas no período da ponta noturna para o mês de novembro de 2021. Concomitante, as reduções máximas esperadas foram respectivamente 4,15 GW, ou -9,2%, às 19h30m no SE/CO e 1,5 GW, ou -11,2%, às 20h no Sul. Em termos de redução de energia no período da ponta noturna, observou-se uma redução de 0,65% (6,4 GWh de um total de 984 GWh) no SE/CO e de 0,66% (1,96 GWh de 296 GWh) no Sul, lembrando que estas reduções de energia são compensadas com o aumento de consumo em outros horários ao longo da curva de carga”.
Não perca nenhuma novidade do setor elétrico! Cadastre-se clicando aqui e tenha acesso exclusivo ao nosso conteúdo!
Todo o conteúdo do Canal Solar é resguardado pela lei de direitos autorais, e fica expressamente proibida a reprodução parcial ou total deste site em qualquer meio. Caso tenha interesse em colaborar ou reutilizar parte do nosso material, solicitamos que entre em contato através do e-mail: redacao@canalsolar.com.br.
