Horário de verão evita gastos de R$ 405 milhões com geração térmica

O horário de verão, que termina às zero hora do domingo, resultou numa economia de R$ 405 milhões, custo evitado com geração termelétrica e redução de carga nos horários mais demandados no final do dia, informou o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) nesta sexta-feira.

O término do horário de verão, que alivia o carregamento das redes de transmissão do País no horário de ponta, ocorre ainda num momento de forte demanda de carga diante das altas temperaturas e enquanto o período úmido ainda não se instalou, afetando o armazenamento de reservatórios das hidrelétricas.

Com o fim do horário de verão, volta a ocorrer a coincidência do acionamento da iluminação pública com o início do consumo residencial mais intenso, que se dá quando os trabalhadores, após o trabalho, voltam para casa.

"Assim, passa a haver um patamar de carga mais elevado entre 18 e 20 horas, bem maior do que aquele que até o momento vem se verificando. Haverá, portanto, um período adicional de estresse no sistema, que até o momento vem passando por essa situação apenas entre 10 e 12 horas e entre 13 e 17 horas", disse o presidente da Associação Brasileira de Companhias de Energia Elétrica (ABCE), Carlos Ribeiro.

Durante o horário de verão houve redução de 2.565 megawatts (MW) de demanda de energia no horário de ponta, que dá maior flexibilidade à operação e manutenção em equipamentos.

A economia com geração térmica, para se preservar padrões de segurança do sistema, foi de R$ 125 milhões desde outubro. Além disso, evitou-se o custo adicional de R$ 280 milhões com geração térmica, que teria sido necessária para atender a carga no horário de ponta.

Somente na região Sudeste/Centro-Oeste, principal centro de consumo de energia do país, a redução de carga no horário de ponta foi de 1.915 MW. No Sul, a redução foi de 650 MW. "A redução representa aproximadamente 4% da demanda de ponta dos dois subsistemas", afirmou o ONS em nota em seu site.

Já a redução de energia no sistema foi de 295 MW médios, equivalentes a 0,5% da carga das regiões envolvidas, dos quais 220 MW correspondem ao subsistema Sudeste/Centro-Oeste e 75 MW ao subsistema Sul.