faraós Redlands

Editorial
3
Geraldo L. Tiago Filho
No editorial da última edição da revista foram
feitos alguns comentários e colocações sobre
uma campanha veiculada
pela TV, através da qual as
distribuidoras de energia elétrica procuraram formar a
opinião dos consumidores,
ressaltando que não tinham
qualquer ligação com a política tarifária nacional. Afirmavam que estavam sujeitas à
ação de ‘forças ocultas’. A
campanha mostrava um consumidor desinformado e
susceptível a aceitar as pressões do sistema.
Já que esta revista é distribuída aos agentes de energia elétrica do país e do exterior, houve algumas reações. A principal delas veio
do Sr. José Augusto Sava,
cuja missiva tomo a liberdade de publicar a seguir*, já
que a mesma foi dirigida a
este editor.
Se relermos o editorial
passado e compará-lo com
a carta do Sr. Sava, verificaremos que a mesma nada
tem de agressiva ou rancorosa, apenas procuramos discutir sobre uma
campanha publicitária mal elaborada que
desconsiderava o consumidor.
É sabido que distribuidoras têm problemas,
mas, quanto às responsabilidades...ah...meu
caro companheiro e atento leitor,...isto é uma
questão de ponto de vista!
In the editorial of the last edition of this magazine some
comments and statements were made about a campaign placed
on TV through which the
ditributors of electricity
tried to form the opinion of
the
consumers,
emphasizing that they did
not have any connection
with the national tariffs
policy. They affirmed that
they were subject to the
action of hidden voices.
The campaign showed an
uninformed and sensitive
in accepting the pressures
of the system type
customer.
Given that this magazine is distributed to the
agents of electric energy
of Brazil and the exterior,
there
were
some
reactions. The biggest of
them came from Mr. Jose
Augusto Sava whoose
letter we take the liberty to
publish to come* given
that the same was directed
to this editor.
If we re-read the past
editorial and compare it
with the letter of Dr Sava, we verify that the same has nothing of
agressive or resentful, we only try to discuss about a publicity
campaign that was badly elaborated and that disconsidered
the consumer.
It is known that the distributors have problems, but in terms
of the responsibilities...oh...my dear companion and allert reader,
this is a question of point of view.
*Leia a carta no Painel do Leitor na página 4 / *Read the letter in the readers pannel in page 4
Sumário / Contents
Painel do Leitor / Readers Panel
Espaço Empresarial/ Company Space
Chances do Brasil no mercado de créditos de carbono
The chances of Brazil in the carbon credits market
A guerra das tarifas / The war of tariffs
Proinfa - ainda não é pra valer! Proinfa - Is still not for real!
Artigo Técnico / Technical Article
O investimento em P&D de interesse público
The investment in R&D of public interest
Investidores falam sobre o mercado de energia
Investors talk about the energy market
Espaço do Internauta / Internet Room
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Prezada equipe da
PCH Notícias, inicio este
e-mail congratulando-o
pela excelente qualidade
da revista. Peço sua colaboração no sentido de solicitar a atualização do meu endereçopara recebimento da mesma.
Roberto Varela Freitas
Prezado senhor Geraldo L. Thiago Filho,
Membro do Comitê Diretor
do CERPCH
Parabenizo o CERPCH pelo esforço na defesa de uma solução adequada para a expansão da geração
hidrelétrica através de PCHs.
Contudo o Editorial Cenas de um
teatro de mentiras foi um deslize imperdoável.
Senão vejamos:
1- O assunto é inoportuno em relação ao objeto do CERPCH, uma
polêmica que em nada contribuirá
para solucionar a questão energética
no Brasil;
2- As colocações feitas demonstram uma visão de quem conhece o assunto apenas de leitura na imprensa, senso comum;
3- Os contratos de concessão das distribuidoras são monopólios naturais, é
assim no mundo inteiro, as tarifas são definidas pela ANEEL conforme os
contratos e recebem remuneração pelo custo, as distribuidoras recebem a mais
intensa fiscalização da ANEEL, não há que se falar de cláusula abusiva em
contrato de direito administrativo imposto pelo poder concedente, não há
imunidade alguma contra riscos e prejuízos, veja o caso da AES-ELETROPAULO,
CEMAR etc;
4- Mesmo antes da crise energética de 2001/2002, as distribuidoras jamais atingiram sequer a rentabilidade mínima estabelecida nos contratos, e
nos anos citados, foi necessário os socorro emergencial para não se repetir o
caso da Califórnia, concordata ou falência, pois tiveram que pagar pela energia
não recebida das geradoras, que tudo fizeram para não honrar o Anexo 5 dos
Contratos Iniciais;
5- O custo da energia emergencial termelétrica é conhecido por todos que
trabalham no setor elétrico, portanto nada há que possa causar estranheza, a
decisão em adotar tal medida era a única, na época, eficaz e segura de forma
a garantir suprimento confiável até que novas centrais, com energia mais
barata, pudessem entrar em operação;
6- O tom pouco formal e até ofensivo da matéria não está compatível com
a complexidade e importância do assunto;
7- O fato é que a União e os Estados arrecadam tributos (impostos, taxas e
contribuições) em montante enorme ao longo de toda a cadeia de produção,
comercialização, transmissão e distribuição de energia elétrica, portanto é o
“sócio majoritário” neste negócio;
8- O consumidor fica no meio de um discussão que não avança no sentido
do entendimento, uma vez que prevalece a crítica com interesse político/
eleitoral;
9- Não choveu o suficiente por alguns anos e os reservatórios foram
deplecionados, a expansão da capacidade de geração foi insuficiente para
enfrentar este evento raro, um sistema predominantemente hidrelétrico sempre
estará a mercê desta contigência, se for dimensionado economicamente;
10- O consumidor se comportou com maturidade e acatou todas as recomendações e normas impostas pelos órgãos do governo;
Espero que no futuro os assuntos tenham um tratamento mais profundo e
fundamentado e permitam, em tempo hábil a emissão da opinião divergente.
Não pretendo com esta mensagem nada além de provocar sua atenção no
sentido de buscar o aprofundamento do seu conhecimento sobre este vasto e
complexo assunto.
Não encare com uma crítica e sim como uma recomendação. Acredito que
receber feed-back é um presente que nos ajuda a crescer.
Estou ao seu dispor para conversar sobre o assunto, apesar de não ser
especialista em distribuição de energia, mas posso indicar alguns amigos.
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Painel do Leitor / Readers Panel
4
Dear SHP News team, I begin
this E-mail congratulating you for
the excellent quality of the
magazine. I ask your collaboration
in updating my address for
receiving the magazine.
Roberto Varela Freitas
Dear Sir Geraldo L. Tiago Filho
Member of the Directors
Committee of CERPCH
Congratulations CERPCH for the
effort in defending an adequate solution for
the expansion of hydroelectric generation
through SHPs.
However the editorial Scenes of a Theatre
of Lies was an unforgivable shortfall.
We can see:
1-The topic is not relevant to the objective
of Cerpch, a controversy that will in no way
contribute to provide a solution to the energy
question in Brazil.
2-The placements made demonstrate a
vision of someone who only knows the subject
through reading in the media, common sense;
3-The concession contracts of the
distributors are natural monopolies, it is like
this all over the world, the tariffs are defined
by Aneel according to the contracts and receive
and receive an income for their cost. The distributors receive the most
intense monitorization from Aneel, nothing to say about abusive clause
in administrative law contract imposed by the exceeding power, there
is no immunity at all against risks and deficits, see the case of AESELETROPAULO, CEMAR etc
4-Even before the energy crisis of 2001/2002, the distributors never
reached not even the minimum profitability established in the contracts
and in the cited years emergency help was needed for the case of
California not to repeat itself, agreement or failure given they had to
pay for the non received energy from the generators, that did everything
not to honour Anex 5 of the initial contracts.
5-The cost of the emergence thermo energy is known by all that work
in the electric sector, therefore there is nothing that can cause
strangeness, the decision in adopting such a measure was the only
one in the time, effective and secure in such a way to guarantee a
trusty supply until new centrals with cheaper energy could enter in
operation.
6-The tone is not at all formal and is even offensive therefore not
compatible with the complexity and importance of the subject.
7-The fact is that the union and the states gathered tributes ( such
as taxes, charges and contributions ) all together along all the
production, commercialization, transmission and distribution line of
energy and so is the main member of the business.
8-The consumer gets in the middle of a conversation that does not
advance in the sense of understanding, once the political interest
critic prevails.
9-There was not enough rain for some years and the reservoirs
became depleted, the expansion of the capacity of generation was
insufficient to encounter this rare occasion, a predominantly hydro
system will always be vulnerable to this problem, if it is dimensioned
economically:
10-The consumer did behave with maturity and took on board all the
recommendations and rules put in by the government.
I hope that in future the subjects have a more in depth and
fundamental treatment and permit in good time the emission of the
diverging opinion.
I do not intend to with this message nothing in addition to stimulate
your opinion in the way of searching the deepening of your knowledge
about this vast and knowledge topic.
Do not see this as a critic and yes as a recommendation. I believe
that receiving feed-back is a present that helps us grow.
I am at your disposal to talk about the topic, although not a specialist
on the subject of energy distribution, I can indicate you some friends.
Yours sincerely
Atenciosamente,
Jose Augusto Sava
○ ○José
○ ○ ○Augusto
○ ○ ○ ○Sava
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Espaço Empresarial/ Company Space
5
PCH Braço Norte III
A Guarantã Energética foi constituída com o objetivo específico de
implantar, gerenciar e comercializar a energia elétrica gerada pela PCH
Braço Norte III localizada no Rio Braço Norte, divisor dos municípios
de Guarantã do Norte e Novo Mundo, no estado de Mato Grosso.
Obra iniciada em 2001,a potência instalada da PCH será de
14,0 MW. Seu projeto foi desenvolvido pela Larrosa & Santos e a construção civil e montagem eletromecânica está sendo executada pela Amper
Construções Elétricas.
Os PCAs (Planos de Controle Ambiental) foram desenvolvidos pela TD Engenharia, de acordo com as solicitações da Fundação
Estadual de Meio-Ambiente (FEMA- MT).
Características do empreendimento
A área do reservatório no NA max. normal será de 13,0 km². A
queda bruta máxima do aproveitamento é de 26,4 m e a vazão média
3
(MLT) do rio Braço Norte no barramento é de 60,1 m /s.
O desvio do rio foi feito através de 2 (duas) adufas e serão usadas
duas comportas do tipo vagão para o fechamento. As barragens da
margem direita e esquerda são do tipo homogênea de terra. O vertedouro
é do tipo de superfície controlado por 3 (três) comportas tipo
segmento,com manutenção feita através de comporta ensecadeira.
O circuito de adução será composto pela tomada d’água com comportas de acionamento hidráulico, tendo 2 (dois) condutos forçados com
comprimento de 28 metros, aduzindo 41 m³/s até cada uma das as unidades geradoras.
A casa de força será do tipo abrigada contendo 2 geradores de 7,0
MW de polos salientes e duas turbinas do Tipo Kaplan “S” eixo horizontal com multiplicadores de velocidade, contratados a Alstom Brasil
Ltda.
A Subestação elevadora prevê a instalação de um transformador de
15/17 MVA trifásico na tensão 6,9/138,0 KV.
Diferente da maioria das usinas deste porte, a PCH Braço Norte III
será operada e controlada da PCH Braço Norte II, pertencente ao mesmo grupo, através de sistema remoto, utilizando rádios digitais.
O início de operação da primeira turbina da PCH Braço Norte III
está previsto para o mês abril e a segunda para o mês de maio de 2003,
comercializando 75.000 Mwh/ano.
Localizada 8 km à jusante da PCH Braço Norte III, teve início a
construção da PCH Braço Norte IV, usina com características idênticas
à anterior, inclusive com o mesmo tipo de turbinas, já encomendadas da
Alstom, e com previsão para gerar em julho de 2004.
SHP Braço Norte III
Trad. Felipe Moreton Chohfi
Guarantã energética was constituted with the specific objective
of implanting, managing and commercializing the electric energy
generated by the SHP Braço Norte III located in the river Braço
Norte the dividor of the municipalities of Guarantã do Norte and
Novo Mundo in the state of Mato Grosso.
A construction initiated in November of 2001, the installed
power of the SHP is of 14.0 MW. Its Project was developed by
Larrosa e Santos and the civil construction and eletromechanical
sorting is being executed by Amper Construções Elétricas.
The Plans of Environmental Control (PCAs) were developed
by TD engenharia in accordance with the requirements of State
Environmental Foundation (FEMA- MT).
Caracteristics of the enterprise
The normal área of the reservoir of NA Max will be of 13.0km2.
The maximum free fall of the use is of 26.4m and the average flow
(MLT) of the river Braço Norte in the barrage is og 60.1m3/s.
The diversion of the river was made through two Adulfas and
two comport type wagons will be used for the closure. The barrages
from the right to the left margin are of the type earth homogeneous.
The vertedouro is of the surface controlled type by three segmented
type wagons, with maintenance made through na esnecadeira
comport.
The abduction circuit will be composed by the taking of water
with hydraulic action comports, having two forced conducts with a
length of 28 metres bringing 41m3/s to each one of the generating
units.
The force haouse will be of the protected type containing two
generators of 7.0MW of salient poles and two turbines of the
Kaplan types “S” horizontal axis with speed multiplyers contracted
to Alston Brasil Ltda
The elevated substation forecasts the installation of a
transformer of 15/17 MVA trifasic at tension of 6.9/138.0KV.
In contrast to the majority of the dams of this size the SHP
Braço Norte III will be operated and controlled from SHP Braço
Norte II, that belongs to the same group through the remote system,
using digital rádios.
The beginning of the operation of the first turbine of the SHP
Braço Norte is forecasted for the month of April and the second for
the month May of 2003, commercializinggg 75000MWh/year.
Located 8km near the PCH Braço NorteIII, was the beginning
of the construction of the SHP Braço Norte IV, a dam with
caracteristics identical to the previous one, including with the same
type of turbines already reserved by Alstom and forecasted to
generate energy for March of 2004.
PCH Braço Norte III – Casa de Força
Adução das Turbinas
SHP Braço Norte III- Force House
Aduction of the turbines
Meio Ambiente
6
Chances do Brasil no mercado
de créditos de carbono
Evana Rosa
O Protocolo de Kyoto é acordo internacional sobre mudança do clima que ainda não entrou em vigor. Ele prevê a redução da emissão de gás carbônico como
forma de diminuir o efeito estufa na atmosfera. Emilio Lèbre La Rovere, professor Adjunto IV do Programa de
Planejamento Energético do COPPE/UFRJ
e
coordenador
do
Laboratório
Interdisciplinar de Meio Ambiente, concedeu uma entrevista à revista PCH Notícias
& SHP News, onde esclarece como vai
funcionar este mercado e as chances do
Brasil no novo investimento.
PCH Notícias: O Proinfa prevê que,
em dez anos, as fontes renováveis de
energia representem 10% da capacidade
instalada no Brasil. O senhor acredita que
os projetos que incentivem estas fontes
renováveis terão direito ao certificado de
carbono, apesar de a lei obrigar esta conduta?
La Rovere: De acordo com o protocolo de Kyoto, existem cenários de referência. Se for entendido que o Proinfa já faria
parte da linha de base, ele não teria direito
na obtenção dos certificados de carbono.
Acontece que o fato de existir a lei não
implica que isto vai acontecer realmente
na prática. É apenas uma lei para facilitar
incentivos a fim de atingir um objetivo ou
chegar o mais próximo possível dele. Mas,
a aprovação desta lei não vai significar
que o governo vai sair multando empresas que não aplicarem fontes alternativas
de energia. Então, já existe um entendimento de que para julgar um cenário de
referência, é necessário conhecimento
setorial.
PCH Notícias & SHP News: Como vai
se processar, na prática, este mercado?
La Rovere: As empresas vão preparar seus projetos com o auxílio de assessorias técnicas especializadas e vão submeter a uma instância do país hospedeiro.
No caso brasileiro, é a Comissão
Interministerial do Clima que vai aprovar
atestando que o projeto realmente reduz
as emissões e também contribui para o
desenvolvimento sustentável do país.
Logicamente, quem deve dizer isto é o próprio país.
Este projeto, já validado previamente
por uma entidade independente, é encaminhado ao Executive Boarn. O Executive
se reúne, aprova e aí existe uma contabilidade. Neste momento, não haverá emissão de certificados no papel, mas, será
feita uma contabilidade eletrônica. Então,
será avaliado para qual país será aprovei-
tado o certificado.
A delegação brasileira colocou na regulamentação de Marraquechi que quem valida tem
que ter conhecimento setorial e regional. É necessário ter alguém que conheça do contexto
para poder avaliar se aquele cenário de referência é realmente válido ou se está havendo
alguma forma de trapaça.
PCH Notícias: A saída dos Estados Unidos
comprometeu o processo?
La Rovere: A saída dos Estados Unidos
afetou este mercado. Existem algumas simulações que foram feitas sobre as quantidades de
certificados de carbono que seriam necessárias para atingir as metas dos países industrializados que indicam que com a saída dos Estados Unidos baixou muito a demanda. Outras
concessões foram feitas aos países do Anexo
I, em Marraquechi, o que também diminuiu a
demanda. Agora, quanto se pode traduzir de
demanda para o Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL) ainda é uma variável incerta
porque nós temos que ver o que os países do
Anexo B vão fazer dentro de suas próprias
fronteiras. A União Européia, por exemplo, é
pressionada pela opinião pública e pelos movimentos ecologistas, a comprar de seus países. Além disso, é necessário saber quanto
eles vão comprar da Rússia. Como a Rússia
não é um país confiável e pode inundar o mercado de certificados, o preço da tonelada pode
cair muito e vai ser muito fácil para os países
industrializados cumprirem suas metas. Também é preciso saber quantos países vão se
interessar por investir na Europa do Leste.
Finalmente, vai chegar o Mecanismo de
Desenvolvimento Limpo (MDL) e aí tem todos
os países em desenvolvimento concorrendo
uns com os outros. A minha visão é a de que
os projetos do MDL vão se concentrar naqueles
países em desenvolvimento para onde já vai o
maior fluxo de investimento direto estrangeiro
hoje, são os 12 bons alunos da classe, entre
os quais estão incluídos o México, Coréia, China,
Índia e Brasil.
PCH Notícias: Então, neste primeiro
momento os países da Europa não irão buscar
seus certificados na América do Sul.
La Rovere: O protocolo de Kyoto diz que os
mecanismos de flexibilidade foram criados para
apoiarem os esforços dos países do Anexo 1 a
cumprirem suas cotas de forma complementar.
Houve uma grande discussão em Marraquechi
que tentou definir estes parâmetros do que vem
a ser complementarmente. Mas, isto acabou não
sendo aprovado e a única restrição que vão
encontrar é a sua própria opinião pública interna. Existem ecologistas que ficam em alerta cobrando dos governos uma postura mais conseqüente, sobretudo na Europa.
O Brasil está bem
posicionado, mas, na primeira
rodada, a demanda será muito
pequena
Emilio Lèbre La Rovere
PCH Notícias: De que forma o Brasil vai,
de fato, se inserir no mercado?
La Rovere: O Brasil está bem
posicionado, mas, nesta primeira rodada, a
demanda será muito pequena. A boa notícia
é que quando o protocolo de Kyoto for ratificado, haverá um aprofundamento e as metas se tornarão cada vez mais rigorosas,
conseqüentemente, a demanda por certificados vai aumentar. Eu diria que assim como
o aumento do efeito estufa envolve uma
grande inércia e é um problema de longo
prazo. Também a tradução disto em termos
de mercado vai ter um início muito lento, mas,
é um problema estrutural que veio para ficar
e tende a crescer. Daí, a importância de sair
à frente. As empresas que se prepararem
em avanço levarão vantagem.
PCH Notícias: As PCHs também terão
chance neste mercado?
La Rovere: As PCHs têm alguma chance,
mas, não é o filet mignon. A quantidade de
emissões carbono evitada por uma PCH é
muito pequena. Claro que é uma
hidroetrelicidade que poderá avançar futuramente no Brasil. A melhor condição de a PCH
candidatar a certificados de emissão de carbono é em sistemas isolados e depende da
região geo-elétrica que você está. Numa região onde a geração térmica é preponderante, aí a PCH vai ter uma situação melhor. Se
ela for substituir uma geração a óleo diesel,
ocorre uma relação custo por tonelada de
carbono evitado muito melhor, por exemplo.
Environment
7
The chances of Brazil in the
carbon credits market
Trad. Felipe Moreton Chohfi
The Kyoto Protocol na international
agreement about climate change, previews
between the nations a reduction in the
emission of atmospheric carbon as a way
of reducing global warming in the
atmosphere, but still did not enter in force.
Emilio Lebre La Rovere teacher of the energy
planning program- PPE of the Federal
University of Rio de Janeiro UFRJ and
coordinator of the Interdisciplinary
Laboratory of Environment- LIMA conceded
an interview to the magazine PCH Notticias
and SHP News, where he makes clear how
this new market will work and the chances
of Brazil in this new investment.
PCH Notícias & SHP News: Proinfa
previews that in 10 years renewable energy
sources will represent 10% of the installed
capacity in Brazil. Do you believe the
projects that involve renewable energy will
be eligible for the carbon certificates
considering that the law obliges this
conduct?
La Rovere: According to the Kyoto
protocol there are reference scenarios. If it
is understood that the Proinfa is already part
of the baseline, it would not have the right
for obtaining carbon certificates. However
the fact that there exists a law does not mean
this will actually happen in practice. It is
what the anglosaxons call the With for Think.
You fix a desirable objective. It is a law to
facilitate incentives directed to achieving
an objective or getting the nearest possible
to it. But, the fact of approving this law will
not mean that the government will go out
fining companies that do not apply
renewable sources of energy. So there
already exists an understanding that to judge
a reference scenario, a sectorial knowledge
is necessary.
PCH Notícias & SHP News: In practice,
how will this market be processed?
La Rovere: The companies will prepare
their projects with the help of specialized
technical accessories and will submit to an
assessment of the guest country. In the
brazilian case it is the interministerial
comission of climate that will approve,
ensuring that the project really reduces
emissions and also contributes to
sustainable development in Brazil. Logically
that it is the actuall country that has to say
this.
This project already validated
previously by an independent entity- the
validation must be made by specialists and
forwarded to an executive board. The
executive board meets, approves and after
exists an accounting. In this moment there
will be no emission of certificates in paper,
but there will be an eletronic accounting.
After it will be judged to which country the
certificate will benefit. The brazilian
delegation placed in the Marraquechi
regulamentation that who valiates needs to
have sectorial and regional knowledge. It is
necessary to have someone that knows
about the context to be able to assess if
that reference scenario os really valid or if
there is being some kid of cheating.
PCH Notícias & SHP News: Do you
think the leaving of the United States
dissapointed the process?
La Rovere: The leaving of the United
States affected this market. There are a few
simulations that were made about the
quantities of carbon certificates that would
be necessary to meet the goals of the
industrialized countries that indicate that
with the leaving of the U.S.A the demand
decreased a lot. Other concessions were
Brazil is very well
positioned, but, in the first
round the demand will be
very small
Emilio Lèbre La Rovere
made to the countries of anex I in
Marraquechi, allowing for example the
accounting of some carbon in agricultural
activities and in soil use change activities,
what also decreased the demand. Now how
much can be translated in demand to the
Clean Development Mechanism (MDL) is
still a uncertain variable because we have
to see what the anex B countries wil do within
their own boundaries. The European union
for example is pressurized by public
opinion and by their actual ecological
movements to buy from their own countries.
Secondly it is also important to know how
much they will buy from Russia. Given that
Russia is not a very trusty country and hence
could flood the market with certificates, the
price of the tonne could go down a lot and it
will be very easy for the industrialized
countries to comply with their targets. Thirdly
it is necessary to know how many countries
will want ot invest in East Europe. Finally
will come the Clean Development
Mechanism and we will have all the
developing countries fighting against each
other. My vision is that the CDM projects
will concentrate in these developing
countries to which the greatest ammount of
foreign investment already goes today,
meaning the 12 developing countries that
are the good students of the class. Including
Mexico, Correa, China, India and Brazil.
PCH Notícias & SHP News: So you
believe that in the first round the European
countries will not be searching for
certificates in South America.
La Rovere: The Kyoto protocol states
that the flexibility mechanisms were created
to complementarily and in a subsiduary way,
aid in the efforts of the countries of Anex I
in meeting their quotas.
There was a big discussion in
Marraquesh that tried to define these
parameters of what comes to be
complementarily and in a subsiduary way.
But this ended up not being approved and
the only restriction that will be found is their
own public opinion. There are ecologists
looking to charge the fovernment a more
consequent posture, above all in Euriope.
PCH Notícias & SHP News: In what
form will Brazil in fact be inserted in the
market?
La Rovere: Brazil is very well
positioned, however in this first round the
demand will be very small. The good news
is that when the Kyoto protocol becomes
ratified there will be a deepening and each
time more rigorous goals, consequntly the
demand for certificates will rise. I would
say that in the same way that the global
warming problem involves a great inertia
and is a long term problem. Also the
translation of this into a market will have a
very slow beginning, but is a structural
problem that has come to stay and tends to
grow. Therefore the importance to go out in
front. The companies that get prepared in
advance wil take advantage.
PCH Notícias & SHP News: The SHPs
will also have a chance in this market?
La Rovere: The SHPs have a good
chance but the are not the minced beaf.
The quantity of greenhouse gas emissions
avoided by a SHP is very small. Of course
it is a form of hydro power that could
advance a lot in Brazil. The best condition
for a SHP to become a candidate for
eligibility for a carbon market certificate is
in isolated systems, depending of the geoelectric system that you are. In a region
where the thermo generation is
predominant, than the SHP will have a better
situation. If it substitutes a diesel oil
generation, there is a cost per tonne relation
of the amount of atmosferic carbon avoided
that is much better.
8
Economia
A guerra das tarifas
Borges de Souza
jornalista colaborador
Nove milhões e oitocentos mil consumidores da Cemig, CPFL, Cemat e Enersul, sofreram um aumento em suas contas de luz entre 18 e 29% desde 8 de abril último. O aumento não representou mais um reajuste anual com base na inflação - mas a primeira revisão
quadrianual, das tarifas das empresas concessionárias de distribuição de energia elétrica, realizada desde o início do programa de
privatização do setor. Ou melhor, o primeiro
“reposicionamento tarifário” destas empresas
como explica o engenheiro elétrico e professor da Unifei, José Wanderley Marangon Lima.
O conceito é importante, ao reposicionamento
- que na prática significa a consignação de um
preço base de energia para cada concessionária
- seguir-se-ão nos próximos quatro anos a dedução por produtividade do chamado “fator
x”, e os reajustes anuais sobre o IGP-M.
Assim, o consumidor da Cemig, por exemplo, que está pagando algo em torno de R$
28,00 a mais por cada R$ 100,00 da sua conta
de luz, deve levar em conta algo mais que o
custo de vida antes de chingar o Lula. Mesmo
porque nem ele, presidente, nem as distribuidoras ficaram satisfeitos com o aumento,
como no caso da CPFL, que deverá arcar todo
restante do ano com uma correção praticamente igual à inflação dos últimos doze meses.
Afinal, o reposicionamento tarifário das
distribuidoras é o primeiro arranjo de equilíbrio financeiro, do modelo energético proposto com a criação da Aneel, fora os dois antecedentes da Escelsa. E isto porque a empresa do
Espírito Santo foi a primeira distribuidora
privatizada dentro desta política, em 1995.
Detalhe – as duas revisões da Escelsa foram
trienais e determinaram descontos posteriores
de produtividade, sobre os reajustes com base
na inflação medida pelo IGP-M, nos anos posteriores a 1998 e 2001.
Curtos circuitos
Com data marcada para o ano inicial de
um novo governo, saído da oposição, e num
mundo a beira de um conflito mundial de componentes energéticos, seria esperar demais que
o reposicionamento tarifário das distribuidoras não provocasse a tempestade que vem provocando, ainda que seja em copo d´água. Afinal, o país está hoje longe do risco de um apagão
como em 2001. Pelo contrário, o que existe
são senhoras “sobras” de energia que alcançam nada menos do que o equivalente a vinte
usinas de Três Marias, ou quase 6 mil
megawatts, como atestou à PCH Notícias o
presidente da Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica
(ABRAGEE), Flávio Neiva. O panorama in-
(Fonte: Boletim Energia da Annel de fevereiro)
terno foi entretanto ensombrecido por desastres administrativo-financeiros de algumas empresas, como a Eletropaulo, engolidas por uma
dívida financeira que alcança R$ 15 bilhões em
todo setor elétrico.
Assim, o reposicionamento tarifário vem
acontecendo de forma contestada por todas
partes envolvidas. No papel, ele deveria estar
se processando de comum acordo entre agente
regulador (Aneel), distribuidoras e consumidores - via audiências públicas. Mas isto não acontece. A revisão na faixa dos 28% autorizada
O professor Marangon afirma que as tarifas
elétricas estão sendo reposicionadas
The teacher Marangon affirms that the electric
tariffs are being repositioned
para a Cemig, por exemplo: não alcançou o
mínimo consenso desde o início das discussões
em fevereiro. E o mesmo vem acontecendo,
de forma ainda mais atribulada com a CPFL, a
quem foi reservado um índice próximo a 19%
em princípio. Nos dois casos, a grita é das distribuidoras por aumentos maiores; enquanto
um dos mais notórios consumidores a se manifestar contra foi o presidente Lula, quando afirmou no final de fevereiro que só tomou conhecimento da revisão tarifária de energia
elétrica pelos jornais. Ou seja, o quadro está
muito distante até agora da “obtenção de uma
tarifa justa para consumidores e investidores”,
que incentive, “o cumprimento de metas de
eficiência e de qualidade de serviços”, como
pretende oficialmente a Aneel.
Desafios ou distorções
A ministra das Minas e Energia, Dilma
Rousseff, foi clara ao declarar já no seu discurso de posse, em fevereiro, que um dos principais desafios de seu ministério seria “conter o
crescente aumento das tarifas de energia e dos
preços dos combustíveis”. Pouco depois, assessores da presidência encarregaram-se de espalhar nos jornais a versão de que a ministra
fora encarregada de evitar reajustes de energia
elétrica superiores a 40%, o que teria determinado a fixação de um teto de 28 a 30% no
reposicionamento tarifário de abril. O que passasse, complementaram, seria empurrado para
os quatro anos seguintes. Quase um mês depois, o discurso foi aparentemente colocado
em prática com o anúncio dos índices de
27,49%; 18,77%, 24,99% e 28,55% propostos pela Aneel para o reposicionamento do
primeiro grupo de distribuidoras composto pela
Cemig; CPFL; Cemat e Enersul, respectivamente. O superintendente de regulação
econômica da Aneel, César Antônio Gonçalves, afirmou inclusive, na ocasião, que “o
regulador (Aneel) não é indiferente à questão
de que há um novo governo com respaldo de
61% dos eleitores.”
Tal discurso e prática estão em desacordo, porém, com a filosofia do
reposicionamento, em que o item inflacionário deveria ser apenas uma referência, segundo
comentou à PCH Notícias o ex-coordenador
do Comitê de tarifas do Conselho Nacional de
Política Energética do MME, José Wanderley
Marangon Lima. Não bastasse isto, as distribuidoras vêm contestanto na Justiça Federal,
desde o ano passado, a utilização pela Aneel da
avaliação dos ativos das distribuidoras ao invés
do preço de compra das empresas, no cálculo
Economics
9
The war of tariffs
Trad. Felipe Moreton Chohfi
Nine million and eight hundred thousand
consumers of Cemig, CPFL, Cemat and Enersul,
suffered a rise in the light bills between 18 and 29%
since 8 of April last. The rise did not represent one
more annual readjustment- with base in inflation,
but yes the first quadriannual revision of the tariffs
of the dealership companies of electricity distribution,
undertaken from the start of the program of
privatization of the sector. Or better the first tariffs
repositioning of these companies- what explains as
having a specific index for each one of them, as
clarified by the electrical engineer and teacher at
the Federal University of Itajubá, José Wanderlei
Marangon lima.
Like this the consumer of Cemig for example
that is paying something around R$28 more for
every R$100 of the light bill, must take in account
something more than the cost of living before
swearing at Lula. Even because not even him, the
president, nor the distributors became happy with
the rise, like in the case of CPFL, that should have
all the remaining year a correction practically equal
to the inflation of the last months.
After all the
tariffs repositioning
of the distributors is
the first arrangement
of
financial
equilibrium of the
energetic model
proposed with the
creation of Aneel
National Agency of
Electric Energy,
taking out the two
ancestors of Escelsa.
This because
O presidente da Abragee, Flávio Neiva,
the company
contesta dados das distribuidoras
The presidento of Abragee, Flavio Neiva from Espirito
questions data of the distributors
Santo state
was the first privatizes distributor inside this politics,
in 1995. Detail- the two revisions of Escelsa were
triannual and determined subsequent discounts of
productivity, over the readjustments with base in
inflation measured by the IGP-M in the subsequent
years of 1998 to 2001. discounts of subsequent
Short circuits
The present date is marked by the initial year of
a new government having left from the opposition
government and in a world near to a worldwide
conflict of energy components, it would be expecting
too much if the tariffs repositioning of the disributors
did not cause the storm that it has been causing.
After all the country is today far from the risk of a
blackout such as in 2001. On the contrary what we
have is a great surplus of energy that is equivalent to
nearly 6 thousand MW, as explained to SHP News by
the president of the Brazilian Association of Energy
Generating Companies ( ABRAGEE ), Flávio Neiva.
(Source: Boletim Energia da Annel de fevereiro)
The internal panorama was darkenned by
administrative-financial disasters such as
Eletropaulo, swallowed by a financial debt
of R$15 billion in the whole electric sector.
Like this, the tarriff repositioing has
been happeing in a contested way by all
the involved parties. In the paper it should
be processing itself in a common
agreement between the mediator agent and
the authorizor ( Aneel ), distributors and
consumers, through public audiences. But
this does not happen, the revision in the
order of 28% authorized by Cemig for
example, did not reach the minimum
consensus since the beginning of the
discussions in February. The same is
happening in an even more attributed way
with CPFL, to which an index near to 19%
was reserved to start with. In the two cases
the shout is of the distributors for higher
rises, while one of the more notorious
consumers to manifest against this was the
president Lula, when he affirmed in the
end of February that he only took notice of
the tariffs revision of electric energy by the
papers. Hence the picture is very distant
up to now from obtaining a fair tarriff for
consumers and investors that gives
incentives to the undertaking of the aims
of efficiency and quality of services, that is
what Aneel intends to do officially.
readjustments of electric energy superior to
40% what would have determined the fixing of
a ceiling of 28% to 30% in the April
repositioning of the tarriff. Nearly a month later
the speech was apparently put into practive
with the spreading of the index of 27.49%;
18.77%, 24.99% e 28.55% proposed by Aneel
for the repositioning of the first group of
distributors composed by Cemig; CPFL; Cemat
and Enersul respectively. The superintant of
the economic regulation of Aneel César
Antônio Gonçalves affirmed in the occasion
that the regulator ( Aneel ) is not indifferent in
the question that there is a new government
with 61% of the voters.
Such a speech and practice are in
disagreement, however with the filosofy of
repositioning, in which the inflationary item
should only be a reference as mentioned to
PCH Noticias the ex coordenator of tariffs of
the National Council of Energy Policy of MME,
José Vanderley Marangon Lima. As if this was
not enough the distributors have been
questionning in the Federal Justice since last
Challenges or distortions
The minister of Mines and Energy,
Dilma Rousseff, was clear while declaring
during her speech into power on February
that one of the main challenges during her
power would be to maintain the growing
rise of the tariffs of energy and of the prices
of the fuels. Shortly after acessors of the
presidency became in charge of spreading
in the news papers the version that the
minister was in charge of avoiding
O secretário executivo do MME, Maurício Tolmasquim
é contra o repasse do ágio da compra das distribuidoras às tarifas
The executive secretary of the Ministry of Ministry
of Mines and Energy, Mauricio Tolmasquimis
against the repassing of the premium of purchase
of the distributors to the tariffs
Economia
10
da base da remuneração via tarifas. Como explicou à PCH Notícias um técnico ligado às
distribuidoras, a utilização do preço de compra
implicaria na contemplação da necessidade de
investimentos, jogando inevitavelmente muito
acima os índices até agora propostos. E não é
só, a utilização do preço de compra implica no
repasse do ágio pago nos leilões às tarifas, como
advertiu o secretário executivo do MME, Maurício Tolmasquim, em entrevista publicada no
número anterior da PCH Notícias. Segundo
Tolmasquim: “durante algum tempo ganhava
a licitação quem oferecesse o maior valor e aí
entrava a questão do ágio, que vai ser recuperado através de tarifas, ou seja vai ser repassado ao consumidor”.
Entretanto, as contestações das distribuidoras não param aí. Elas abrangem também os
“referenciais modelos” utlizados pela Aneel
para estimar as necessidades tarifárias das distribuidoras, e o não reconhecimento do custo
cambial da energia gerada. O “referencial modelo” ou “empresa referência” não está sendo
bem aceito pelas distribuidoras porque seu conceito permanece discutido, assim como o da
base de remuneração das tarifas. Segundo co-
mentou um especialista da área à PCH Notícias, o “referencial modelo” deveria ser geral e
não específico para cada distribuidora, conforme vem adotando a Aneel.
Já a correção de perdas cambiais na compra de energia é menos reconhecida. Isto porque elas só acontecem com a energia elétrica
dolarizada (por força de contrato), da Itaipu
Binacional. E esta responde por no máximo
30% da geração do país, conforme o presidente da Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica – ABRAGEE – Flávio Neiva.
Vítma certa
Na ponta da turbina, Flávio Neiva diz ainda
que as revisões exigidas pelas distribuidoras não
encontram justificativa nos custos de compra
de energia elétrica. E acrescenta, “as
distribuidoras de energia elétrica detém muito
mais do que apenas os 27% da arrecadação das
tarifas alegados por elas”. Então por que uma
revisão, ou reposicionamento, acima da média
dos reajustes pela inflação já realizados nos
últimos quatro anos? Especialistas do setor dão
uma explicação simples – a queda de 20% no
consumo de energia elétrica, determinada pelo
racionamento de 2001, representou uma perda equivalente de receita ainda permanente para
as distribuidoras. E elas não teriam outro
caminho senão recuperá-la via tarifas.
Só que esta explicação estoura no interruptor do consumidor, incluindo o do presidente Lula, além de nada ter a ver com um
modelo tarifário. Afinal ela significa que nós
consumidores teríamos que engolir uma taxa
média de 20%, além da inflação, por ter atendido ao chamado cívico do racionamento. Os
reajustes vem sendo escalonados para evitar
evitar tal choque, mas eles não deixarão a faixa dos 20 a 30%, mesmo sem atender todos os
reclamos das distribuidoras.
Não existe índice satisfatório, de qualquer
modo, como verificou a área econômica da
Casa Civil da Presidência no começo de março. Reunida no Palácio do Planalto, os ministros tinham à mesa os seguintes dados: aumento do IPCA 1999/2002: 100,68%; preços administrados – 228,26%; eletricidade – 262,12%
(fonte IBGE).
O lado das distribuidoras : Cat - Leo
quer repasse de custos não gerenciáveis
A Companhia Força e Luz de Cataguazes-Leopoldina - CFLCL
- é uma das empresas concessionárias distribuidoras que passará pela revisão tarifária quadrianual, mas apenas no ano que vem.
Além de distribuidora a empresa é também geradora, o que a destaca, portanto, como companhia que pode dar informações gerais
sobre como vem se comportando o atual sistema de energia elétrica,
implantado pelos governos Fernando Henrique Cardoso e as mudanças com o novo governo Lula. A PCH Notícias procurou, assim, passar algumas questões sobre à realidade atual energética,
especialmente a dos reajustes e revisões tarifárias, ao persidente
da empresa, Manoel Otoni Neiva. Ele nos encaminhou as seguintes
respostas.
PCH Notícias & SHP News- De qual percentual foi o último
reajuste tarifário da Cataguazes-Leopoldina para consumidores
industriais, comerciais e residenciais – se é que ele foi diferenciado?
CFLCL- O último reajuste de tarifas da CFLCL foi em 18 de
Junho de 2002, e a Aneel naquele momento, concedeu um aumento de 16,19%. Este reajuste foi aplicado indiferentemente em todas
as classes de consumo da CFLCL.
PCH Notícias & SHP News- Quantos consumidores de
cada tipo o reajuste atingiu?
CFLCL - O reajuste atingiu 286 mil consumidores como um
todo, sendo 217 mil residenciais, 3 mil industriais, 26 mil comerciais, 36 mil rurais e 4 mil integrantes das demais classes.
PCH Notícias & SHP News - Qual foi a base de preço deste
reajuste e até que ponto ele foi atendido pela Aneel?
CFLCL - O reajuste de tarifas acontece anualmente, e o da
CFLCL tem como data o dia 18 de Junho de cada ano. Portanto, a
fórmula de cálculo feita segue ao estabelecido na Resolução Aneel
270 de 1998.
Esse repasse de custos se dá devido ao fato da Aneel anualmente atualizar os seus encargos e também pela inflação gerada
no período. O mesmo atualiza os encargos pelos valores descritos
nas Resoluções, e os custos
gerenciáveis pelo IGP-M. Portanto, no
último reajuste, a forma de cálculo foi
considerada no seu conceito básico.
PCH Notícias & SHP NewsQual dos setores geração ou distribuição da Cataguazes-Leopoldina
está mais equilibrado financeiramnente e Manoel Otoni Neiva,
por que?
presidente da Cate-Leo
CFLCL - Em termos setoriais, tanto Manoel Otoni Neiva,
a geração quanto o segmento de distri- president of Cate-Leo
buição encontram-se seriamente
afetados hoje no Brasil em função do baixo consumo de eletricidade,
consequência direta do comportamento pós racionamento dos consumidores. Em termos específicos, como a geração de nosso grupo
apresenta-se contratada, o maior desequilíbrio situa-se no segmento de distribuição, agravado por problemas de natureza regulatória.
PCH Notícias & SHP News- O que a empresa reinvindica em
termos de política energética do governo?
CFLCL - Em termos bem gerais, o que a empresa reivindica é
uma postura regulatória menos injusta e assimétrica relativamente ao
investidor em distribuição de energia elétrica no Brasil: há tempos o
segmento vem se fragilizando financeira e economicamente,
em consequência do não repasse de custos não gerenciáveis às
tarifas (essencialmente, compras de energia e impostos). Reivindicase, também, no que tange ao processo de Revisão Tarifária em curso,
ao qual a nossa empresa se submeterá no ano próximo, uma
regulação sobre os custos gerenciáveis que venha a premiar as
empresas mais eficientes, através da fixação de metas de produtividade e qualidade realistas. Caso o segmento de distribuição no Brasil
continue fragilizado devido a problemas regulatórios, será difícil a
sustentabilidade de um modelo de expansão da oferta em nosso país,
pois a distribuição é a compradora em última instância de energia no
Brasil e a “financiabilidade” dos novos projetos de geração depende
diretamente da possibilidade das empresas de distribuição honrarem seus compromissos.
Economics
year the use by Aneel of the assessemet of the
actives of the distributors instead of the price
of purchase of the companies in the
calculating of the base of remuneration
through tariffs. As explained to PCH Noticias
by a technical linked to the distributors, the
use of the price of purchase would imply in
the contemplation of the need for investments,
placing it inevitably up the indexes proposed
up to now. That is not all, the use of the price
of purchase implies in the repassing of the
premium payed in the auction to the tariffs,
like adverted the executive secretary of the
Ministry of mines and Energy, Mauricio
Tolmasquim in an interview published in the
previous number of the SHP News magazine.
Following Tolmasquim for some time the
licitation would be won by that one who could
offer more value and that is where the
question of the agile came in, that will be
recovered through tariffs, or being will be
re-passed to the consumer.
Meanwhile the questions of the
distributors do not stop there. They cover as
well the reference models used by Aneel to
estimate the tariff needs of the distributors,
and the non recognition of the exchange cost
of the energy generated. The reference model
or reference company is not being well
accepted by the distributors because its
performance concept discussed, including
that of the funds base of the tariffs. As
mentioned by a specialist of the area to PCH
Noticias the reference model should be
general and not specific for each distributor,
as Aneel has been adopting.
In the case of the correction of exchange
losses in the purchase of energy is already
less recognized. This is because they only
happen with the electric energy that is in
dollar ( by force of contract ) of Itaipu
binational. Corresponding to in the
maximum 30% of the countries energy
generation, following the president of the
Brazilian Association of the Electricity
Generating Companies ( ABRADEE )- Flavio
Neiva.
Sure victim
In the other end of the turbine, Flávio
Neiva also said that the demanded revisions
by the distributors do not find a justification
in the costs of purchase of electric energy. He
adds that the distributors of electricity hold a
lot more than only 27% of the earnings from
the tariffs as they say. So why a revision or
repositioning above average of the
readjustments by inflation already
undertaken in the last four years? Specialists
of the sector give a simple explanation saying
that the fall of 20% in the demand of electric
energy, determined by the rationing of 2001,
represented a loss equivalent to the receipt
still permanent for the distributors. These
would not have another solution if not
recovering it by tariffs.
But, the result is that this explanation
explodes in the interuptor of the consumer,
11
including that of the president Lula, although
he has nothing to do with the tariff model.
After all it means that us consumers will have
to swallow an average rate of over 20%, not
counting the remuneration of the actives of
the concessionaries, for having attended the
civic calling of the rationing. What is for sure
is that is that the shock to the consumers will
be less understood by the consumers than by
the president Lula and his economic team,
even if limited to readjustments in the range of
30%, meaning without attending all the
complaints of the distributors. Or what can be
expected from facts like this: the economic area
of the Civil House of the Presidency go together
in the beginning of March in the Planalto
Palace, having available the following data:
rise in the IPCA 1999/2002: 100,68%; prices
administered- 228,26%; electricity- 262,12%
( Source IBGE ).
The side of the distributors: Cat-Leo wants
repassing of the non manageable costs
The Power and Light Company of
Cataguazes-Leopoldina- CFLCL- is one of
the distributors that will pass through the
tariff quadriannual revision, but only next
year. In addition to being a distributor the
company is also a generator, what makes it
special as a company that can give general
information about how the present system
of electricity implanted by the previous
government has been behaving and
changes with the new Lula government.
Hence SHP News tried to pass a few
questions about the current energetic
reality, especially that of the readjustments
and tariffs revisions to the president of the
company Manoel Otoni Neiva. He forwarded
to us the following answers.
PCH Notícias & SHP News- What was
the percentage of the last tariffs
readjustment of Cataguazes-Leopoldina for
industrial, commercial and residential
consumers, if it is that it was changed?
CFLCL- The last readjustment of tariffs
of CFLCL was at 18 of June of 2002, and
Aneel at that moment conceded a rise of
16.19%. This readjustment was applied
indifferently in all the classes of demand of
CFLCL.
PCH Notícias & SHP News- How many
consumers of each type did the
readjustment reach?
CFLCL- The readjustment reached 286
thousand consumers in total, from which
217 thousand were residential, 3 thousand
were industrial, 26 thousand commercial,
36 thousand rural and 4 thousand integrants
of the other classes.
PCH Notícias & SHP News- What was
the base of price of this readjustment and
to what point was it attended by Aneel?
CFLCL- The tariffs readjustment
happens annually and that of CataguazesLaopoldina has the fixed date 18th of June
of every year. Therefore the formula of the
calculation made follows the one
established in Resolution Aneel 270 of
1998.
This change of costs happens given
that Aneel annually modernizes their
encargos and also due to the inflation caused
in the period. The same modernizes the
encargos by the values described in the
resolutions, and the costs managed by IGPM. Therefore in the last readjustment the
form of calculation was considered in its
basic concept.
PCH Notícias & SHP News- Which of
the two sectors generation or distribution of
Cataguazes-Laopoldina is more balanced
financially and why?
CFLCL- In sector terms not only the
generation but also the distribution segment
find themselves seriously affected today in
Brazil due to the low demand of electricity, a
direct consequence of the after blackout
behavior of the consumers. In specific terms
such as the generation of our group it
presents itself contracted, the greater
disequilibrium is situated in the distribution
segment, worsened by problems of
regulatory nature.
PCH Notícias & SHP News- What
does the company point out about the energy
policy of the government?
CFLCL- In very general terms what the
company points out is a regulatory posture
that is less unfair and relatively assimetric
to the investor in distribution of electricity
in Brazil: for a long time the segment has
beem becoming more fragile financially and
economically in consequence of the no
repassing of costs not managed to the tariffs
( essentially energy purchases and tax ).
The process of the tariff revision also needs
to be pointed out and is an area to which our
company will dedicate itself in the
forthcoming year towards a regulation about
the management costs that may prize the
more efficient companies, through the fixing
of goals of productivity and realistic quality.
In case the distribution segment in Brazil
continues fragile due to regulatory problems,
it will be hard the sustainability of amodel
of expansion of supply in our country, given
the distribution is the buyer of energy in
last cause in Brazil and the financeability
of the new projects of generation depend
directly of the possibility of the distributing
companies honoring their commitments.
Incentivo
12
Ainda não é pra valer!
Mesmo regulamentado, PROINFA gera inseguranças nos produtores
Fabiana Gama Viana
Foram oito meses de espera. Entretanto, a regulamentação do Programa de Incentivo a Fontes Alternativas (PROINFA) não foi recebida com
festa pelos produtores dessas fontes. Mesmo com a decisão de destinar os
recursos da Conta de Desenvolvimento Energético somente ao PROINFA,
depois de muita discussão entre o antigo governo e o atual, através da
votação da Medida Provisória nº 64, ainda assim, os empreendedores não
encontram motivos para acreditar que as fontes alternativas, dessa vez,
entrarão no mercado da mesma forma que os outros tipos de geração de
energia. Com o texto original da MP64, os recursos da CDE poderiam ser
utilizados para o atendimento de classificação de baixa renda.
O Programa
O PROINFA foi criado em 26 de Abril de 2002 para incentivar a
geração de fontes alternativas de energia por meio da contratação de 3,3 mil
MW pela Eletrobrás. O programa foi regulamentado apenas em 24 de Dezembro de 2002, através do Decreto nº 4541. De acordo com o Decreto, a
Eletrobrás terá até o dia 29 de Abril de 2004 para realizar os contratos de
compra e venda de energia com os produtores independentes autônomos
com empreendimentos previstos para entrar em operação até o final de
Dezembro de 2006. Para que o contrato seja celebrado, a estatal realizará
processo de chamada pública, atendendo a programação do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), seguindo as necessidades do mercado
energético no país.
Sobre os preços da energia que será gerada, o fator que impede as fontes
alternativas de serem competitivas, o Decreto coloca que os valores para
cada fonte (eólica, solar e PCH) serão definidos pelo Ministério das Minas e
Energia. Estes serão divulgados através de portaria com 30 dias antes da
chamada pública.
Dúvidas
O que vem causando mais dúvidas nos produtores é a falta de garantias
de compra de energia alternativa pela Eletrobrás. Segundo o Decreto, a
estatal paga a energia apenas quando houver recursos disponíveis no fundo
criado para o programa, ou seja, a Conta de Desenvolvimento Energético
(CDE). Esse item prejudica os investidores na hora de buscar financiamentos junto aos bancos, inclusive o Banco Nacional de Desenvolvimento
Econômico e Social (BNDES).
A CDE
A CDE, instituída pela Lei 10.438/02, será utilizada para cobrir a
diferença entre o Valor Econômico (VE) estabelecido e o valor real relacionado a cada fonte alternativa, fazendo-as com que se tornem competitivas
no mercado energético. No caso das PCHs e dos projetos de Biomassa, esse
valor econômico é R$111 o MWh, enquanto que, na eólica, é R$170 o
MWh.
Inadimplência
No dia 10 de Fevereiro, venceu a primeira parcela da CDE. Quase
nenhuma empresa fez o depósito. Segundo a ANEEL, a inadimplência atingiu 90%.
As cotas mensais que devem ser pagas pelas distribuidoras foram fixadas pela ANEEL (Resolução 42/03) e variam em função da fatia de mercado
de cada concessionária. A CEMIG ficou com a maior cota, R$13,4 milhões
por mês. Depois vêm Eletropaulo (R$12,9 milhões), Light (R$9,1 milhões), CPFL (R$6,8 milhões) e Copel Distribuidora (R$6 milhões).
De acordo com as distribuidoras, há uma resistência quanto ao pagamento da CDE, pois, na definição das cotas, não há fontes de subsídios
definidas para custear o pagamento que, somado, será de R$1,075 bilhão
neste ano. Já, segundo os pequenos produtores, não há motivos para o nãopagamento da conta, pois a CDE estaria substituindo a Conta de Consumo de
Combustível (CCC).
Segundo definição da ANEEL (Resolução 42/03), as inadimplências
devem ser multadas em 2% mais juros de mora de 1% ao mês, proporcional
ao atraso, sobre o valor devido.
Is still not for real!
Even regulamented, PROINFA raises uncertainties on
the producers
Felipe Moreton Chohfi
It was 8 months of delay. However, the regulamentation of the Program
of Incentive to Alternative Energy Sources ( PROINFA ) was not well received
by the producers of alternative sources. Even with the decision of allocating
the resources of the account of Energy Development only to PROINFA,
after a lot of discussion between the previous and present government
through the voting of temporary meazures number 64, enterpreneurs still
did not find enough reazons to believe that the alternative sources can enter
the market in the same way as the other energy generating sources. With the
original text of MP64, the resources of CDE could be used for attending the
classification of low income.
The program
The PROINFA was created on April 26th 2002 to provide an incentive
to the generation of energy through alternative energy sources by means of
the contracting of 3,3 thousand MW by Eletrobrás. The program was
regulamented only on december 24th of 2002, through the paper number
4541. According to the paper, Eletrobrás will be given util the 29th of April
of 2004 to undertake the buying and selling of energy contracts with the
independent autonomous producers with projects previewed to enter into
operation until the end of December 2006. For the contract to be celebrated
the state owned company will undertake a public call process, attending the
programming of the National Council of Energy policy ( CNPE ), following
the needs of Brazil’s energy market.
About the prices of the energy that will be generated, the factor that
prevents alternative energy from being competitive, the paper places that
the values for each source ( wind, solar and SHP ) will be defined by the
Ministry of Mines and Energy. These will be announced with 30 days before
te public call.
Doubts
What has been causing more doubts to the producers is the lack of
guarantee in the purchase of alternative energy by Eletrobrás. Following
the paper the state owned company pays for the energy only when there are
available resources in the savings created for this program the Account for
Energy Development ( CDE ). This item affects the investors when trying to
find financing together with the banks, including the National Bank for
Economic and Social development ( BNDES ).
The CDE
The CDE constituted by the law 10.438/02, will be used to cover the
difference between the economic value ( VE ) established and the real value
related to each alternative source, making them become competitive in the
energy market. In the case of the SHPs and the biomass projects this economic
value is R$111 for the MWh, while for wind energy it is R$170 for the MWh.
Bad debts
During the 10th of February the first parcel of the CDE expired. Hardly
any company made the deposit. Following Aneel the bad debt reached
90%.
The monthly quotas that must be payed by the distributors were fixed
by ANEEL ( in Resolution 42/03 ) and varry as a function of the slice of
market of each concessionary. CEMIG stayed with the largest quota of
R$13.4 million per month. After comes Eletropaulo ( R$12.9 million ),
Light ( R$9.1 million ), CPFL ( R$6.8 million ) and Copel Distributor ( R$6
million ).
According to the distributors, there is a resistance regarding the
payment of the CDE given that in the definition of the quotas there is no
defined source of subsidies to account for the payment that all together will
be R$1.075 billion this year. The small producers say there is no reason for
not paying the bill as CDE would be substituting the fuel account ( CCC ).
PCH Notícias & SPH News
Seção de Artigos Técnicos
Article Tecnical Seccion
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Apresentação de Artigos
O FATOR DE CARGA NO CUSTO DO KWH EM
MICROS CENTRAIS HIDRELÉTRICAS ISOLADAS
Gilnei Carvalho Ocácia, Roberlaine Ribeiro Jorge, Anildo Bristoti, Antenor Balbinot
Departamentos: 1Ciências Agrárias e 2Matemática – Universidade Luterana do Brasil
ABSTRACT
RESUMO
Sistemas isolados de suprimento de energia atendendo a um consumidor ou a um grupo de um mesmo padrão, requerem uma distribuição da carga
considerando restrição de horário para determinadas utilizações,
minimizando picos de demanda, diminuindo o valor do investimento e do
kWh.
Neste trabalho são considerados três casos: a) uma MCH, 50 KVA,
queda de 10m e vazão de 900 L.s-1, suprindo energia para onze residências
e para irrigação de melão e funcionamento de uma agro-indústria de moagem e produção de embutidos; b) uma PicoCH, 5 kVA; para alimentar
quatro residências e pontos de iluminação; e, c) uma PicoCH, 2 kVA, 12m
e 30 L.s-1, para suprir energia residencial e para refrigeração de leite.
No primeiro caso, há disponibilidade mensal de 36 MWh, contra
um consumo residencial médio de 2,5 MWh perfazendo um fator de
carga de 6,94%. A agro-indústria viabilizará o investimento. O suprimento obedece a critérios de prioridades: a agro-indústria, funcionará
somente durante o dia, exceto nos horários de irrigação e, o aquecimento
de água, somente nos períodos de pequena demanda. A utilização de
“freezers” requer seu acionamento na noite anterior a sua execução, para
formação de banco de gelo.
No segundo caso, há uma disponibilidade de 540 kWh por residência
devido ao elevado fator de carga. No terceiro, o fator de carga fica entre 25
e 33%. E uma pequena barragem de acumulação permite a geração por 6 a
8 horas diárias. O sistema atende o período de ordenha e a energia excedente é acumulada em baterias.
Isolated systems of energy supply assisting a consumer or a group of
a same pattern, request a distribution of the load considering schedule
restriction for certain uses, reducing the cost of the investment and of the
price for kWh.
In this work tree cases are analyzed: a) a Small Hydro Power, of 50
KVA, fall of 10m and flow of 900 L.s-1, supplying energy for eleven houses
and for irrigation of melon farmings and operation of a grinding agriculture-industry and production of sausages. b) a Pico Hydro Power, of 5 kVA
to energy supply for four residences and illumination points; and,; e, c)a
Pico Hydro Power, of 2 kVA, 12 m and 30 L.s-1, to supply residential energy
and for cooling of milk.
In the first case, while the monthly energy available would be 36 MWh,
only 2,5 MWh is used for residential supply. Therefore the load factor is. The
entrance in operation of the agriculture-industry is what will make viable
the investment. The supply obeys criteria of priorities. The agricultureindustry should only work during the day, except in the period for irrigation.
Heating of water is accomplished in the periods of small demand of the
other loads. The freezers should requests start working in the previous night
before its use, in order to form a bank of ice.
In the second case, there is a readiness of 540 kWh for residence due to
the high load factor. On installation (c) the construction of a small accumulation dam allows the electric power generation for a period from 6 to 8
hours daily The load factor is between 25 and 33%. The system is turned on
during the period of milk cooling and the spare energy goes to a bank of
batteries.
Artigo Técnico
14
INTRODUÇÃO
PATTERSON (2000) defende a tese de
que a eletricidade não é uma “commodity” (mercadoria). O motivo desta afirmação está no fato
de que dos seis bilhões de habitantes existentes
na Terra, cerca de dois bilhões não tem acesso à
eletricidade. Estes só poderão ingressar na
modernidade ( partindo do pressuposto de que
a eletricidade é fundamental para este
“desideratum”), produzindo eletricidade a partir de fontes primárias locais ou seja de forma
descentralizada. As fontes primárias locais mais
apropriadas são: hídrica, eólica e solar direta.
Por outro lado, na era da globalizaçào é
inadmissível que cerca de um terço da humanidade não disponha de eletricidade. Esta assertiva
não se baseia somente em sentimentos humanitários de solidariedade mas tambem tem motivos econômicos, pois o acesso à eletricidade
traz consigo a necessidade da aquisição de
eletrodomésticos, por exemplo. Situação que
interessa muito aos fabricantes destes equipamentos.
Considerando as três fontes primárias de
origem solar que podem suprir eletricidade para
residências e comunidades distantes das redes
públicas (BALBINOT, 2002),a energia
fotovoltáica é sem sombra de dúvida a mais
disponível ( o sol nasce para todos diz o adágio
popular). No entanto, atualmente, a eletricidade
fotovoltáica ainda é bastante cara. Quanto à
energia eólica, a questão econômica é mais favorável do que a solar direta. Porém, além de
apresentar uma disponibilidade muito mais restrita, também não é competitiva com os aproveitamentos hidráulicos.
Assim sendo, sempre que houver disponibilidade, a energia de origem hídrica tem prioridade sobre as outras duas. Esta situação deu
origem a um movimento mundial para difundir
aproveitamentos hidrelétricos de baixíssima potência (KAREKEZI, 1995), denominados de
Pico Centrais Hidrelétricas (PiCHs ). A faixa
das PiCHs vai até 5 kW.
Para cada região onde é pretendida a implantação de unidades de geração, constituem
uma necessidade a avaliação dos aspectos técnicos e econômicos relativos à construção de
PiCHs, levando-se em conta fatores tais como
disponibilidade de materiais locais para a construção de pequenas barragens, tipo de formação geológica dos leitos dos arroios e rios, topografia, métodos expeditos de avaliação de
vazão, etc. Porém, como em todo e qualquer
sistema energético, o fator de carga da instalação é fator decisivo no custo final da energia
utilizada.
FATOR DE CARGA
Tradicionalmente, o custo do kW instalado é utilizado como referência dos investimentos em geração hídrelétrica, servindo de
parâmetro de comparação entre diferentes aproveitamentos, usualmente, na forma empregada
para as usinas do sistema interligado que utilizam um referencial de fator de carga de 50%.
Desse modo, a potência média utilizada apresenta um custo duas vezes maior do que o custo de instalação. Nesses sistemas, a carga total
instalada é muito superior a demanda real a cada
instante, porém, como apresentam os mais diversos fatores de carga e são independentes somente os consumidores em tarifa horosazaonal são submetidos a condicionantes
tarifários – sua distribuição estocástica ao longo do dia faz com que a demanda efetiva seja
muito inferior ao somatório de todas as cargas
supridas pelo sistema interligado. Na verdade,
não são totalmente independentes pois existem
alguns condicionantes externos como por exem-
Figrura 1. Vista da barragem, aparecendo a comporta para limpeza de fundo e o vertedouro.
MCH de 50 kVA
plo, a necessidade de iluminação pública, as
atividades pessoais relacionadas com início e
final da jornada de trabalho, etc. Mas são tão
diversas, que com a ajuda da política tarifária
aplicada aos consumidores com contrato horosazaonal, perfazem um fator de carga de 50%.
Porém, para sistemas isolados, os padrões
estatísticos utilizados para situações com grande número de eventos, como no sistema interligado, não são válidos. Quando o suprimento
energético é realizado a um consumidor isolado, ou a um grupo de consumidores de um mesmo padrão, a situação deve ser analisada caso a
caso. Estas unidades, sem exceção, requerem
uma distribuição da carga, considerando restrição de horário para determinadas utilizações,
de modo a eliminar picos de demanda, aplainando esta curva, e, em consequência, requerendo uma menor potência instalada, com um
melhor fator de carga. Fatores de carga entre 25
e 20%, elevam o custo do kW médio utilizado,
em relação ao custo do kW instalado, de 4 a 5
vezes, tornando o custo de geração entre 2 a 2,5
maior do que o custo de geração das unidades
interligadas. Entretanto, convêm destacar que
nos sistemas isolados a geração é realizado junto ao consumo, não incidindo custos do sistema interligado, como, por exemplo, os de transmissão.
CASOS
Neste trabalho são analisados três casos,
todos em municípios situados no Rio Grande
do Sul:
a)
o primeiro, no município de Jóia,
onde foi implantada uma micro-usina
hidrelétrica, de 50 KVA, queda de 10m e vazão
de 900 L.s-1, para suprir energia para onze residências rurais, onde vivem 52 pessoas, para
irrigação de lavouras de melão e funcionamento
de uma agro-indústria de moagem e produção
de embutidos.
b)
O segundo, no município de São
Francisco de Paula, de 5kVA, queda de 75m e
vazão de 12 L.s-1, para suprir energia elétrica
para quatro residências e para iluminação de
uma área de “camping”.
O terceiro, também no município de São
Francisco de Paula, onde foi implantada uma
pico-central hidrelétrica, de 2 kVA, queda de 12
m e vazão de 30 L.s-1, para suprir energia
residencial e para refrigeração de leite.
Caso 1
Neste caso, o curso de água oferece uma
vazão firme superior a vazão turbinada. Assim,
não há necessidade de lago para armazenamento
de água, no entanto, a declividade do terreno é
pequena, de modo que a altura da barragem (figura 1), de 4 m, é decisiva para formar a queda
de 10m.
A disponibilidade mensal de energia elétrica,
Artigo Técnico
é de 36 MWh, contra um consumo residencial
médio estimado, de 2,5 MWh, para suprimento de 11 casas, perfazendo um total de 52 pessoas. A usina atendendo somente ao consumo
residencial, apresenta fator de carga de 6,94%.
Isto eleva o custo em torno de 7 vezes em relação a forma com que usualmente é calculado o
custo para as unidades do sistema interligado
quando é considerado um fator de carga de 50%.
A entrada em operação de uma agro-indústria
de moagem de grãos e de produção de embutidos de origem suina é que viabilizará o investimento.
Para atendimento de todas as cargas, com
a manutenção de um fator de carga satisfatório,
no projeto foi determinado que o suprimento
da demanda obedeça a critérios de prioridades.
A agro-indústria, que está em implantação, deverá funcionar somente durante o dia, exceto
nos horários previstos para irrigação de lavouras de melão. No consumo residencial, o aquecimento de água somente pode ser realizado em
horário noturno, nos períodos em que não houver atividades na agro-indústria. Para conservação da carne “in natura” e dos embutidos produzidos, há necessidade de utilização de
“freezers”. Estes equipamentos devem ser acionados na noite anterior ao dia em que é necessário sua utilização, de maneira a formar um
banco de gelo no período em que há uma ociosidade da MCH, fazendo com que seu consumo
durante os períodos em que exitem outras demandas, seja minimizado. Esta MCH apresenta um custo US$ 35.000,00 ou de US$ 700,00/
kVA.
Caso 2
Neste caso, foi empregado um modo bastante interessante de manter um elevado fator
de carga, em pequenas unidades isoladas. É o
método apresentado por BRISTOT (2000).
Consiste do emprego de cargas resistivas em
reservatórios de água (boilers), montadas em
paralelo com as demais cargas, e sendo acionadas
sempre que uma carga sai de serviço. Quando
isto acontece, é detectado pelo respectivo relé
de corrente que aciona uma resistência de mesma potência da carga por ele monitorada, de
modo que a demanda do sistema permanece
constante.
O Núcleo de Energia da ULBRA está testando uma pico-central hidrelétrica implantada
no município de São Francisco de Paula. Este
aproveitamento foi realizado em uma queda
d’água (figuras 2 e 3) situada no Parque das
Cachoeiras, com potência limitada, para manutenção da cachoeira, mesmo nos períodos de
estiagem, pois esta é uma atração turística do
local. Assim, o máximo de água turbinada
corresponde a 20% da menor vazão estimada.
Foi instalada uma turbina Pelton, acionando um
gerador de 5 kVA, atuando com uma vazão máxima de 12 L.s-1 e uma altura de 75 m. Esta
15
unidade supre a energia de quatro residências e
de iluminação de uma área de “camping”.
Foi disponibilizada, para cada residência,
uma potência firme (constante) de 750 W que
supre energia para as demandas domésticas de
iluminação, comunicações, refrigeração e, inclusive, água quente para o banheiro e para a
cozinha. Embora o valor da potência seja pequeno, não permitindo a utilização de forma
generalizada de equipamentos por limitação de
demanda, a disponibilidade mensal de energia,
por residência, fica em torno de 540 kWh. Esta
unidade apresenta um custo estimado,
BALBINOT (2002), de US$ 2.350,00, ou de
US$ 470,00/kVA.
época do ano. Assim, o fator de carga fica entre
25 e 33%. O sistema é posto em marcha pela
manhã, às seis horas, atende o período de
ordenha e a energia excedente é armazenada em
baterias para atendimento da residência no
período em que a comporta está fechada
para enchimento da barragem, através de um inversor cc/ca. Foi instalada uma turbina Banki (figura 5), atuando com uma vazão de 30 l.s-1 e uma
queda de 12 m. Esta PicoCH apresenta um custo
de US$ 1.300,00, ou US$ 650,00/kVA (ver tabela 1).
Custos
O custo da MCH (50 kVA) resultou
maior do que o das PicoCHs, devido as características topográficas e de solo dos locais de implantação. Para implantação desta unidade foi
necessário a construção de um canal de adução de
600 m para obtenção da altura de 10 m, pois a
declividade do local é muito pequena.
Figura 2. Cachoeira da Usina do Remanso
Caso 3
Neste caso, o curso de água apresenta
uma vazão inferior a requerida para funcionamento contínuo do sistema, pois pela manhã
há uma demanda muito superior à média diária
devido as operações de ordenha e resfriamento
do leite. A solução adotada foi a construção de
uma pequena barragem de acumulação (figura
4) que permite a geração de energia elétrica
por um período de 6 a 8 horas diárias, conforme a
Figura 3. Casa de máquinas da Usia do Remanso, com a cahoeira ao fundo
Tabela 1. Custos das usinas e do kVA instalado
Artigo Técnico
16
CONSIDERAÇÕES FINAIS
Em relação aos casos considerados
neste trabalho, verifica-se que para a unidade
de 50 kVA, consideradas as condições acima
referidas, é necessário um fator de carga mínimo de 35%. Já para a unidade de 2 kVA, um
fator de carga mínimo de 33%. Ou seja esta
unidade, como tem fator de carga inferior a este,
atua com custo do kWh superior a US$ 0,03/
kWh. A PicoCH de 5 kVA, demandaria um fator
de carga de 24%, porém como trabalha com um
fator elevadíssimo, apresenta um custo muito
baixo do kWh, inferior a US$ 0,01.
O valor do fator de carga que torna a viável a
implantação de uma unidade de geração, depende do valor do investimento e do custo admitido para o kWh, além é claro das condições de
financiamento
Figura 5. Montagem da PicoCH do Cerrito e construção da casa de
máquinas
BIBLIOGRAFIA
[1]
[2]
[3]
[4]
PATTERSON, Waltt. Transforming
Electricity. Editora Earthscan. 2000.
BALBINOT, A. Aspectos Técnicos e
Econômicos na Construção de uma Pico
Central Hidrelétrica. Dissertação de
Mestrado. Programa de Pós-Graduação em Energia, Ambiente e Materiais. ULBRA. Canoas. 2002.
KAREKEZI, S.; RANJA, T. e FRANCIS,
O. Small Hydro Power in Africa.
Renewable Energy for Development.
October 1995, Vol. 8, No. 3.
BRISTOT, Anildo, SANTOS, João Carlos
Vernetti dos, BARRETO, Gelson Luis Fer
nandes. A Model of Electric Power
Distribution Starting from
Community Micropower Systems.
In: World Renewable Energy Congress
VII, 2000, Brighton, Grã Bretanha.
Anais. Oxford: Pergamon, 2000, p.
1608-10.
Figura 8. Barragem da PicoCentral Hidrelétrica do Cerrito.
Na figura 6, são apresentadas curvas de estimativas de custos do kWh,
considerando investimentos de US$
400,00 a US$ 800,00 por kVA instalado,
taxa de juros de 12%aa e 20 anos para
amortização.
Utilizando-se US$
0,03/kWh como referência, verifica-se que
para investimentos de US$ 400/kVA, um
fator de carga de 20% já confere
atratividade ao investimento. Verifica-se,
também, que a cada US$ 100,00 de acréscimo no investimento, há necessidade de
um acréscimo de 5% no fator de carga.
Figura 6. Custo da energia produzida versus fator de carga, para diferentes valores do custo de implantação do kVA
Artigo Técnico
17
VIABILIZAÇÃO DE PCH’s
CONEXÃO ELÉTRICA
Ivo Mauro Filho
Wolmer Roque Zanin
COPEL Geração S.A.
Rua José Izidoro Biazetto 158 CEP 80200-240 Curitiba- Paraná
Telefone: 41 310-5584: 41 331-2964
RESUMO
Os estudos de viabilidade técnica e econômica
de um empreendimento devem, juntamente com
os dados sobre o potencial hidráulico do local, ser
acrescidos de todas as implicações relativas ao
sistema elétrico a ser utilizado para a conexão. A
Aneel, ao outorgar as autorizações aos produtores independentes explorarem pch’s, o faz através de resoluções. Estas contêm obrigatoriedades
cujo cumprimento oneram o empreendedor, o
mesmo podendo acontecer com as determinações de outros órgãos oficiais. Algumas legislações, como aquelas que tratam dos requisitos da
interligação com o sistema elétrico, normalmente são analisadas quando os estudos de viabilidade
já foram concluídos, e nesta fase do projeto o
empreendedor é surpreendido com investimentos imprevistos, ocasionando em algumas situações a inviabilidade econômica do empreendimento. A proposta deste trabalho é destacar dentre o
leque de variáveis de obrigações que surgem, a
importância que deve ser atribuída, para quem
estuda a viabilidade de uma PCH, a sua conexão
no sistema elétrico brasileiro.
ABSTRACT
To the studies of economical and technical
feasibility of an enterprise must be along with
the data about the hydraulic potential of the
site, added all relative information to the implications concerned to the electric system to be
utilized for the connection with the Grid. When
ANEEL grants the authorization to the Independent Energy Producers to explore Small Hydroelectric Power Plants resources, makes it through
Resolutions. These Resolutions contain obligations, which mean additional costs to the undertaker, occurring the same with the regulations of
others official agencies. Some legislation, like
those deal with requirements for the connection
with the electric system, are normally analyzed
when feasibility studies are already concluded,
and at this stage of the Project, the undertaker is
taken by surprise with unexpected investments,
what means additional costs and it can bring
about, in some circumstances, the unfeasibility
of the Project. The purpose of this paper is to
detach, in the roll of variable obligations that
may appear after the feasibility studies, the importance that must be given by the one who
studies the feasibility of a Small Hydroelectric
Power Plant to the connection with the Brazilian
electric system.
INTRODUÇÃO
Os estudos de viabilidade que precedem
a outorga da autorização de uma PCH devem
considerar todos os aspectos técnicos e
econômicos envolvidos até a entrada em operação comercial. Os investimentos aportados
durante esta fase de estudos podem parecer
elevados, todavia o risco de desprezar a consideração de qualquer obrigatoriedade da legislação, que no futuro será necessária
implementar, poderá inviabilizar economicamente todo o projeto.
Os empreendedores de PCH’s são geralmente Produtores Independentes, ou
Autoprodutores de energia elétrica, cujo negócio principal não está voltado a geração de
energia elétrica, por conseguinte não dispõem
de quadros de pessoal especializados, capazes de conduzir o processo de elaboração e
realização de um projeto.
Muitas vezes, estes empreendedores de
PCH’s contratam um “main contractor” o
qual se encarrega da realização completa do
empreendimento, sub-contratando os demais
fornecedores, inclusive projeto, assumindo
o risco correspondente perante o empreendedor. Normalmente, o “main contractor” e
seus fornecedores, não sendo empresas ligadas ao setor elétrico, e portanto, não tendo
conhecimento completo das regras que estão
envolvidas com a interligação destas usinas
ao sistema elétrico brasileiro, ignoram na fase
de planejamento uma parcela considerável do
investimento a ser empregado no futuro.
As legislações dos diversos órgãos Federais, Estaduais e Municipais, especialmente
aquelas relacionadas ao meio ambiente, devem ser pesquisadas sistematicamente, buscando dentre elas quais estão abordando a
construção e operação de PCH’s.
O objetivo deste trabalho é apresentar a
importância que deve ser dada para a análise
das normas, resoluções e leis que estão relacionadas ao projeto, construção e operação
de uma PCH, e no caso particular, a conexão
ao sistema elétrico brasileiro.
LEGISLAÇÕES FEDERAIS
Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL
As legislações para outorga de autorização
de PCH’s, instituída pela ANEEL, encontramse disponíveis no site www.aneel.gov.br, e estão em constante processo de atualização.
Entre as que devem ser destacadas, citamos:
Resolução no 245, de 1999 – Participação
no rateio da Conta de Consumo de Combustível (CCC), quando substituir a utilização de
derivados de petróleo nos sistemas isolados.
Resolução n o 022, de 2001 –
Comercialização da energia gerada pelas PCH’s
com concessionárias de serviço público, tendo
como teto tarifário o Valor Normativo estabelecido para esta classe de empreendimento.
Resolução no 393, de 1998 - Procedimentos para registro e aprovação do inventário.
Define critérios para os estudos de inventário.
Resolução no 395, de 1998 - Estabelece
procedimentos gerais para registro e aprovação
de estudos de viabilidade e projeto básico de
empreendimentos de geração hidrelétrica, assim como da autorização para exploração de
centrais hidrelétricas e declara de utilidade pública, para fins de desapropriação, as áreas necessárias a implantação de instalações de geração de energia elétrica.
Operador Nacional do Sistema - ONS
O Operador Nacional do Sistema, site
www.ons.org.br, instituiu os Procedimentos de
Rede. Os Procedimentos de Rede são documentos elaborados pelo ONS, com a participação
dos Agentes e homologados pela ANEEL, que
estabelecem os procedimentos e os requisitos
técnicos para o planejamento, a implantação, o
uso e a operação do Sistema Interligado Nacional e as responsabilidades do ONS e de todos
os demais Agentes de Operação.
Estes Procedimentos são subdivididos em
Módulos, os quais devem ser conhecidos pelo
empreendedor (conhecido como Agente Gerador sob a ótica do ONS), pois muitos deles
18
estabelecem requisitos mínimos do projeto.
A seguir citamos alguns Módulos que merecem atenção do Agente Gerador:
Módulo 3 – Acesso ao Sistema de Transmissão. Aprovado pelo Conselho de Administração
e utilização provisória autorizada pela ANEEL Resolução 420/2000.
Módulo 12 – Medição para Faturamento. Aprovado pelo Conselho de Administração e em
fase de homologação pela ANEEL.
Módulo 13 – Telecomunicações. Aprovado pelo Conselho de Administração e em fase de
homologação pela ANEEL.
Leis Federais
Se destacam as seguintes Leis Federais que regulamentam o setor:
Lei no 9.074, de 1995 e Lei no 9.427, de 1995 - Estabelece normas para outorgas de autorizações e prorrogações de concessões. Autorização não onerosa para explorar o potencial hidráulico.
Lei no 9648, de 1998 - Flexibiliza o mercado de energia para as PCH’s. Isenção relativa à
compensação financeira pela utilização de recursos hídricos.
Lei no 9427, de 1996 – Estabelece a livre comercialização de energia com consumidores de
distribuição que possuem carga igual ou superior a 500 KW, conforme parágrafo 5º, art. 26 da Lei
no 9.427 de 26/12/1996, alterada pelo art. 4º da Lei 9.648 de 27/05/1998.
Lei no 9427, de 1996 – Redução na tarifa de uso dos sistemas de transmissão e distribuição em
no mínimo 50% - inciso I do art. 26. A redução será de 100% para empreendimentos que iniciarem
a operação até 31 de dezembro de 2003 – inciso II do art. 22 da Resolução ANEEL no 281 de 01/
10/1999.
ETAPAS PARA OBTENÇÃO NA ANEEL DE OUTORGA DA AUTORIZAÇÃO
No processo de obtenção de outorga da autorização o empreendedor deve tomar ações referentes as questões ambientais e institucionais, ações técnicas e institucionais, e ações econômicas
e financeiras, as quais apresentamos no organograma simplificado a seguir:
Artigo Técnico
PCH no sistema elétrico de transmissão, sejam
assumidos pelo empreendedor, que neste caso
é o Agente Gerador.
As PCH’s que se encontram em estágio de
pesquisa, projeto e construção e estão situadas
em locais de difícil acesso, distantes das redes
de distribuição e ou de linhas de transmissão,
podem apresentar custos elevados para a
integração no sistema elétrico. Neste caso, é
preciso considerar o valor das perdas de energia
transmitida e o nível de tensão da transmissão o
qual se dará a conexão. Normalmente, a tensão
de transmissão é definida técnica e economicamente pela tensão de conexão disponibilizada
pelo Agente de Distribuição local.
A ênfase principal nos estudos de viabilidade técnica e econômica, conduzida pelo Produtor Independente que deseja se conectar, é
voltada para a usina propriamente dita, onde os
custos são predominantes. Todavia, a parcela a
ser despendida na conexão ao sistema elétrico
deve ser levada em consideração quando sde
planeja o investimento, pois a possibilidade de
inviabilização neste aspecto é bastante comum.
Análises de interligação elétrica da PCH
são fundamentadas em estudos elétricos dos
Agentes de Transmissão ou Distribuição, nas
Resoluções editadas pela ANEEL, nos Procedimentos de Rede do ONS, nas Resoluções do
CONAMA, nas Resoluções do órgão ambiental
do Estado, e também nas Leis e Decretos relativos ao uso de solo da região. Estas análises
devem preceder as etapas de estudos de viabilidade, projeto, construção e operação do empreendimento.
Custos de conexão de uma PCH ao sistema
elétrico
CONEXÃO ELÉTRICA
A conexão elétrica da PCH ao sistema elétrico normalmente se dá na rede de distribuição,
tendo em vista o nível de tensão da transmissão ser abaixo de 230 KV. Ou seja, a conexão não é feita
na Rede Básica da transmissão. De acordo com a legislação atual, definida nos Procedimentos de
Rede do ONS, o Agente Gerador é responsável pelo ônus da subestação elevadora, linha de
transmissão, conexão na rede de distribuição e todas as ampliações e alterações, que se fizerem
necessárias na rede de distribuição, devido ao fluxo de potência gerada e transmitida pela PCH.
Esta imposição regulamentada implica que todos os custos, incluindo os estudos de integração da
Os custos de conexão de uma PCH ao sistema elétrico podem chegar a 5% do custo total
do empreendimento, contudo valores bem menores são atingidos quando são feitas análises
criteriosas. Apesar de tudo, conforme determina a legislação, cabe ao Agente Gerador, como
Produtor Independente, assumir o ônus relativo à conexão, que em alguns casos pode se estender a obrigatoriedade de executar reforços na
Rede de Distribuição local.
As despesas de conexão podem ser atribuídas a:
estudos elétricos de integração;
projetos de engenharia;
linhas de transmissão;
subestações elevadoras;
ampliação das subestações de conexão;
adequação do sistema de proteção da conexão;
comunicação; e
outros empreendimentos.
Em alguns casos, existe a possibilidade de
conexão da PCH inserindo-a no circuito
Artigo Técnico
passante de uma linha de transmissão. Este
tipo de interligação exigirá do Agente Gerador
adequar a subestação elevadora da usina aos
padrões de flexibilidade e confiabilidade do sistema elétrico que compreende as duas extremidades da linha de transmissão interrompida.
Além disso, o Agente Gerador será o responsável na eventualidade de interrupção do fluxo de
potência passante causado por problemas de
operação e manutenção inerentes a subestação
elevadora da PCH.
Estudos e Projetos
No desenvolvimento do projeto de préviabilidade do empreendimento, os estudos
ambientais e energéticos são preponderantes
para definir o custo total. Além disso, projetos
básicos de integração da PCH ao sistema elétrico
deve ser contratado com o Agente de Transmissão ou Distribuição local. Dentre os estudos que se destacam elencamos:
cartografia;
geologia / geotecnia;
hidrologia;
energéticos;
arranjo da usina e subestação elevadora;
integração ao sistema elétrico.
Com relação a integração da PCH ao sistema elétrico, o empreendedor deve dar uma atenção especial ainda na fase de pré-viabilidade,
contratando os seguintes projetos e avaliações:
projeto básico da conexão elétrica;
projeto básico da transmissão;
avaliação das responsabilidades
institucionais da conexão; e
meio ambiente.
Ressalta-se que na matriz dos custos de
análise da pré-viabilidade de um projeto de
PCH, deve-se levar também em consideração a
receita variável e não garantida devido a vazão
não regularizada do rio, a exposição ao mercado
de curto prazo (spot), as dificuldades de obtenção do PPA, a falta de regras e procedimentos
do mercado de compra e venda de energia específicos para PCH’s.
Estudos da Conexão Elétrica
A conexão elétrica pode ser mais ou menos complexa, e essa complexidade dependerá de certos
fatores tais como: a capacidade instalada, a localização geográfica e o nível de tensão disponível na região.
É comum, porém, não é uma regra geral, considerar para o caso de estudos da conexão, três
faixas de potência das PCH’s.
PCH’s com potência superior a 1 MW e inferior a 5 MW
Uma PCH nesta faixa de potência, normalmente é inserida em circuitos de tensão até 34,5 KV.
O empreendedor deve manter contatos com a
concessionária de distribuição de energia elétrica
19
local, ou outra entidade competente, para solicitar os estudos elétricos da conexão.
O ponto de conexão da geradora será definido
em acordo entre o Agente Gerador e Distribuidor, tendo como base os estudos da conexão.
PCH’s com potência superior a 5 MW e inferior a 15 MW
O transporte da energia gerada por PCH’s com
capacidade instalada na faixa de 5 a 15 MW até
o ponto de conexão na Rede de Distribuição,
levando em consideração os estudos técnicos e
econômicos da transmissão, normalmente utilizam a tensão de transmissão de 69 KV.
PCH’s com potência superior a 15 MW e
inferior a 30 MW
O transporte da energia gerada por PCH’s com
capacidade instalada na faixa de 15 a 30 MW
até o ponto de conexão na Rede de Distribuição, levando em consideração os estudos técnicos e econômicos da transmissão, normalmente
utilizam a tensão de transmissão de 69 ou 138
KV.
LEGISLAÇÃO AMBIENTAL A RESPEITO DA CONEXÃO
A Legislação Federal relativa ao
licenciamento ambiental de linhas de transmissão, definida na Resolução CONAMA 001/86,
esclarece que as LT’s com tensão inferior a 230
KV, que operem de modo independente a uma
geradora , isto é , que não façam parte do mesmo projeto, não necessitam de serem licenciadas via elaboração do EIA/RIMA de Estudos
de Impactos Ambientais.
A mesma resolução define também que
todo empreendimento de geração de energia
elétrica e seus sistemas associados sejam licenciados juntos , sob o mesmo processo. DAs
Resoluções da ANEEL em vigência, definem
que a conexão elétrica da usina é de responsabilidade do agente gerador, desde a subestação
elevadora até o ponto de conexão da usina, a ser
definido nos estudos elétricos, e deste modo,
sendo todas as instalações são considerada parte integrante do empreendimento, independentemente se a LT é de propriedade ou não do
agente gerador, e é deste modo que os órgão
ambientais entendem o licenciamento da usina.
Assim sendo, o agente gerador, quando dos estudos de viabilidade, devem incluir os custos
ambientais a serem assumidos pelo empreendimento.
A Resolução 006/87 estabelece as definições, responsabilidades, critérios e diretrizes
para a elaboração do EIA/RIMA, tendo como
objetivo a obtenção da LP e da LI.
De acordo com o Artigo 2ª da resolução
do CONAMA 001/86, XI - “As usinas de
geração de eletricidade , qualquer que seja a fonte de energia primária, acima de 10 MW, devem
elaborar o EIA/RIMA.”
No ano de 2001, o CONAMA emitiu a
resolução n.º 279, a qual permite que os órgãos
ambientais dos Estados decidir pelo
licenciamento do empreendimento através da
elaboração do RAS - Relatório Ambiental Simplificado. Esta Resolução institui prazos reduzidos para cada etapa dos estudos inclusive para
a audiência pública, mas não reduz as responsabilidades do agente gerador frente ao meio
ambiente. Cada empreendimento necessita de
estudos específicos sujeitos a questionamentos
por parte da comunidade e do Poder Judiciário
- Promotoria Pública do Meio Ambiente.
Em resumo, o agente gerador deverá incluir nas planilhas de viabilidade econômica
preliminar, os custos dos investimentos a serem solicitados e relacionados na Licença Prévia e Licença de Instalação a serem obtidos. O
empreendedor deve obter informações antecipadas dos eventuais custos, e exigências que
venham a onerar o empreendimento, os quais
são padronizados para cada região, pois os agentes oficiais que interagem nos diversos empreendimentos são os mesmos.
CONCLUSÃO
A proposta deste trabalho foi mostrar que
dentre o leque de variáveis que surgem, um dos
aspectos importantes que deve ser considerado
para quem estuda a viabilidade de uma PCH é a
sua conexão no sistema elétrico, incluindo as
implicações com a legislação ambiental.
O custo da conexão da PCH ao sistema
elétrico pode, em alguns casos, inviabilizar um
projeto. E se este custo não for previsto nos
primeiros passos do planejamento e estudos
de viabilidade, que são desencadeados pelo
empreendedor, o preço a pagar vai se tornando
cada vez mais alto.
Os autores recomendam aos investidores
nesta área de mercado, que procurem as concessionárias de geração com experiência neste
tipo de empreendimento, para juntos buscarem
soluções técnicas e econômicas que viabilizem
os projetos de construção e conexão de PCH’s.
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
BRASIL. Ministério do Meio Ambiente –
CONAMA – Resoluções.
Disponível em : http://www.mma.gov.br/
conama
BRASIL. Ministério das Minas e Energia ANEEL – Resoluções. Disponível em: http://
www.aneel.gov.br
BRASIL. Eletrobrás – ONS – Resoluções.
Disponível em : http://www.ons.org.br
GOVERNO DO ESTADO DO PARANÁ. Secretaria de Meio Ambiente - Instituto Ambiental do
Paraná. - Disponível em: http://www.pr.gov.br/
iap
CURITIBA. Seminário Oportunidade de Negócios em Hidrelétricas – 27 de abril de 2002
Artigo Técnico
20
CRERAL – UMA EXPERIÊNCIA DE COOPERATIVA NA
ELETRIFICAÇÃO RURAL E A NOVA LEGISLAÇÃO
PARA AS COOPERATIVAS
João Alderi do Prado
Diretor - Presidente
Cooperativa Regional de Eletrificação Rural do Alto Uruguai LTDA
[email protected]
RESUMO
A Cooperativa Regional de Eletrificação
Rural do Alto Uruguai LTDA – CRERAL, foi
fundada em 23 de Julho de 1969, com o objetivo
de levar energia ao meio rural, pois, na época, a
concessionária não fazia esse serviço.
São 33 anos de atuação na distribuição de
energia elétrica no meio rural e, mais recentemente, na geração de energia.
O presente trabalho apresenta um pouco da
história da CRERAL e também o novo cenário
para as cooperativas de eletrificação rural frente
ao novo modelo elétrico brasileiro.
Após 33 anos, a CRERAL tem hoje uma
experiência importante na distribuição de energia elétrica no meio rural. Em 2001, contava
com 5.647 associados ligados, distribuídos em 37
municípios da região Norte, tendo sua sede em
Erechim-RS. Conta com um sistema elétrico de
1.781 Km de redes e 18.890 postes, 1.475 transformadores instalados com uma potência de
17.161 KVA. A CRERAL implantou um modelo
de gestão democrática que permite a participação
dos associados nas decisões da cooperativa, incluindo desde os núcleos organizados nas comunidades (que hoje são 105) até a assembléia geral. Os
associados definem as prioridades, as mudanças,
os investimentos e inclusive a tarifa que será cobrada.
Com estudos iniciados em 1997, a CRERAL,
ingressou na geração de energia. Em 2000 inaugura a sua primeira PCH. Com potência de 720
KW, a Usina Abaúna foi responsável por 26% da
energia consumida pela cooperativa em 2001.
Está em construção a PCH Usina Cascata das
Andorinhas, com potência de 1.000 KW, que deverá estar funcionando no final de 2002.
O novo modelo elétrico trará grandes mudanças para o cooperativismo de eletrificação com
a possibilidade de transformação das cooperativas em permissionárias de serviço público de
energia, mas também representará um grande
desafio para sua inserção e continuidade neste
novo cenário.
ABSTRACT
Cooperativa Regional de Eletrificação Rural do Alto Uruguai LTDA – CRERAL was created in July 23 rd , 1969, to take energy to the
countryside, because the concessionaire did not
use to do that in that time.
CRERAL has been distributing electric energy in the countryside for 33 years and, recently,
it has been producing energy too.
This work shows a brief historic of CRERAL
and a new scenario to the cooperatives of rural
electrification in relation to the new Brazilian
electric model.
After 33 years, CRERAL has a great experience in distributing electric energy in the countryside. In 2001, CRERAL had 5,647 partners
using the energy in 37 cities in the north region
of Rio Grande do Sul, with its head-office in
Erechim – RS, with an electric system of 1,781
km of web and 18,890 posts, 1,475 transformers
installed with a potency of 17,161 KVA.
CRERAL has implanted a model of democratic management, that permits the partners to
take part in the decisions of the cooperative, including organized groups in the communities
(that are 105 today) and the general assembly.
The partners define the priorities, the changes,
the investments and the tariff to be charged.
With studies starting in 1997, CRERAL started
producing energy. In 2000, was inaugurated the
first PCH. With a potency of 720 KW, Abaúna
Dam was responsable for 26% of the energy consumed by the cooperative in 2001. Cascata das
Andorinhas PCH Dam, with a potency of 1,000
KW , is being built and it must be working by the
end of 2002.
The new electric model will bring great
changes to the cooperativism of electrification
with the possibility that the cooperatives be transformed in permissionaires of public service of
energy, but it will also represent a great challenge to be inserted and to continuo existing in
this new scenario.
INTRODUÇÃO
A CRERAL foi fundada há 33 anos, para
suprir uma lacuna deixada pela concessionária,
que não atuava na área rural. Com um processo de
organização próprio, a CRERAL distribui energia
a seus associados e propicia uma ampla participação no processo de organização e de decisão. É
uma experiência de gestão diferenciada das demais empresas, pois é o próprio associado que
define investimentos, prioridades e tarifas. Com
a inauguração da primeira PCH, Usina Abaúna,
começou a gerar energia e pretende se tornar autosuficiente. Com este objetivo, já está em construção uma nova PCH, Usina Cascata das Andorinhas, que deverá estar concluída no final deste
ano. Terá pela frente o desafio de uma nova legislação do sistema que permite a transformação das
cooperativas em permissionárias de serviço público.
HISTÓRICO
No dia 23 de Julho de 1969, um grupo de
agricultores fundou a Cooperativa Regional de
Eletrificação Rural do Alto Uruguai Ltda. CRERAL, com sede em Erechim – RS, tendo como
objetivo promover o desenvolvimento através do
acesso à energia elétrica. No ano seguinte, era
inaugurada a primeira rede de energia, no
município de Sananduva. A partir daí deu-se início
a expansão das redes por vários municípios,
construídas, muitas vezes, em parceria com os
associados que executavam atividades não-técnicas
na construção. As negociações eram demoradas,
pois envolviam vários agricultores, várias reuniões,
orçamentos, etc.
Nesta época, a grande maioria das redes era
financiada com prazo de pagamento em até 10
anos. Durante as décadas de 70 e 80 a CRERAL
expandiu seu sistema por vários municípios da
região Norte do estado. No final dos anos 80, viveu
um período de grandes dificuldades. Havia um
grande descontentamento dos associados com
relação à situação financeira da cooperativa, com
os problemas técnicos existentes nas redes, com a
falta de estrutura para atendimento, com tarifa
elevada e com uma direção que não dialogava com
a base. Esses fatores geraram uma mobilização do
quadro social que acabou com a renúncia da antiga
direção em 1992. Aos poucos, a CRERAL foi
recuperando a estabilidade financeira, retomando
os investimentos e criando um novo processo de
participação dos associados. O estabelecimento de
uma nova tarifa, definida em conjunto com os
associados, só foi possível com uma ampla
negociação, mobilização e até ação judicial, que
viabilizou um novo patamar de compra de energia
junto à concessionária, com a homologação do
DNAEE.
O SISTEMA ATUAL
No final de 2001, a CRERAL tinha 5.647
associados ligados, distribuídos em 37 municípios da
região Norte do estado. A grande maioria dos
associados são pequenos agricultores ou estão
localizados na área rural. A CRERAL atende
integralmente três sedes de municípios e parcialmente
outras duas sedes. Para atender os seus associados, a
CRERAL possui um sistema de distribuição de energia
com 1.781 Km de redes, 18.890 postes instalados e
1.475 transformadores com potência de 17.161 KVA.
A tabela a seguir mostra o quadro de associados por
classe e o consumo. O consumo médio dos associados
em 2001 foi de 219 Kwh/mês e a energia distribuída
totalizou 14.870 MW/h.
Artigo Técnico
Classe
Rural
21
Além de decidir os rumos da cooperativa, os
Assoc. %
Consu- % Consumo
associados assumem várias tarefas necessárias para
Assoc.
m
o
*
4910
86,95
12731,792
85,62
Comercial
87
Industrial
23
Poder Públ. 149
Ilum. Públ. 24
Residencial 440
Res. Baixa R. 14
Total
5647
*Consumo kWh
1,54
0,41
2,64
0,43
7,79
0,25
100
449,059
169,034
468,594
436,081
601,148
14,587
14870,295
3,02
1,14
3,15
2,93
4,04
0,10
100
As ligações são na sua maioria monofásicas
conforme mostra a próxima tabela.
Ligações Monofásicas Bifásicas Trifásicas
5647
4722 83,6%
698 12,3% 227 4,1%
Na área de atuação da CRERAL, são poucas
as famílias que ainda não possuem energia. O
crescimento de associados é pequeno, mas o
consumo tem crescido mais que as médias do Brasil
e do estado, tendo registrado um índice de 3.7%
em 2001. Nos últimos anos, a CRERAL tem
investido na recuperação das redes, com
substituição de postes de madeira por postes de
concreto, instalação de religador automático,
substituição de cabos nas linhas troncais,
transformação de redes monofásicas em redes
trifásicas, etc.
Os serviços de manutenção, ampliação,
reformas e emissão das contas de consumo são
executados pela própria cooperativa, que conta com
36 funcionários. Além da sede própria, a
cooperativa possui uma filial no município de
Estação e vários postos de atendimento aos
associados. Atualmente está implantando um
programa de gerenciamento integrado das redes.
O MODELO DE ORGANIZAÇÃO
A CRERAL desenvolveu um modelo de organização que garante participação dos associados nas decisões e no acompanhamento de sua
implantação. Foram constituídos 105 núcleos
comunitários que se reúnem anualmente para
avaliar e discutir as ações da cooperativa. Cada
núcleo elege dois representantes que participam
do conselho de líderes. Este conselho, que conta
com 210 associados, se reúne a cada seis meses
para aprofundar o andamento das atividades e
apresentar as sugestões e solicitações das
comunidades. O conselho de líderes elege seus
representantes, a partir do número de participantes,
que farão parte do conselho ampliado. O conselho
ampliado é um órgão que congrega o conselho de
administração, o conselho fiscal e os líderes eleitos,
reunindo ao todo 50 associados. Este é o órgão
que toma as definições durante o ano, a partir das
decisões da Assembléia Geral, que é a instância
maior de decisão. Com esse sistema, a CRERAL
consegue garantir uma ampla participação e
envolvimento dos associados na sua construção.
Os encontros realizados nas comunidades, no início
de 2002, contou com a participação de 2.300
associados.
o bom desempenho da CRERAL. Entre estas
tarefas, pode-se destacar o trabalho realizado em
mutirão para a limpeza na rede e também a autoleitura, onde o associado informa mensalmente o
consumo de energia registrado no seu medidor. São
raros os casos de fraude na leitura do consumo, o
que mostra o compromisso do associado com a
cooperativa.
Outro dado importante é a satisfação do
associado com a cooperativa. Em Agosto de 2001,
uma pesquisa realizada para avaliar a qualidade
da energia, o atendimento dos plantões, o
atendimento do escritório, o trabalho da direção
da CRERAL e dos líderes, teve o seguinte
resultado:
Ótimo
20,49%
1,85%
Bom
63,70%
Regular
Ruim
13,96%
É importante destacar a participação dos
associados na pesquisa, que foi muito grande, com
quase 3.000 associados respondendo, o que
representa 53% do quadro social.
USO RACIONAL DA ENERGIA
Visando uma melhor utilização da energia e
procurando conscientizar o associado, a CRERAL
desenvolve uma campanha permanente para o uso
racional e coletivo de energia. Uma das principais
metas é a não utilização no horário de pico de
equipamentos elétricos que não tenham a
necessidade de ser ligados neste horário. Com isso
a demanda praticamente não tem crescido nos
últimos anos, apesar do crescimento do consumo.
Outra meta é o uso coletivo dos transformadores
por associados ligados no mesmo transformador.
Este caso diz respeito especificamente a motores
com poucas horas de uso durante o dia. Cada
associado tem um horário estabelecido para ligar
o motor, permitindo que a mesma carga do
transformador atenda mais de um usuário.
GERAÇÃO DE ENERGIA
Em 1997, a CRERAL iniciou uma série de
estudos sobre a geração de energia elétrica em
PCH’s o que resultou, em 1998, no início da
construção da PCH Usina Abaúna, concluída em
2000. A geração de energia pela Usina Abaúna
em 2001 foi de 3.822 MW/h, representando quase
26% da energia distribuída pela cooperativa. Está
em construção a PCH Usina Cascata das
Andorinhas, com potência de 1.000 KW, e estará
em funcionamento no final de 2002. As duas PCH’s
responderão por 50% do atual consumo da
CRERAL. A geração de energia em PCH tem dois
objetivos importantes: o primeiro é que a geração
será fundamental para a cooperativa continuar
distribuindo energia com tarifa compatível, e o
segundo é a gerar energia com custos baixos, sem
causar danos ao meio ambiente e sem necessitar
deslocar famílias para outras áreas.
A EXPERIÊNCIA DA CRERAL
Mais do que participar das decisões, os associados da CRERAL têm participado na execução
das atividades, revelando uma sintonia muito grande com o modelo democrático e com a expectativa de uma cooperativa de eletrificação. Este é
um dos grandes pilares desta experiência.
Outro aspecto importante é que a CRERAL
já vem há anos desenvolvendo campanha pelo uso
racional da energia.
O trabalho da CRERAL mostra claramente a
diferença entre uma cooperativa de eletrificação
rural e uma concessionária de energia.
O COOPERATIVISMO DE
ELETRIFICAÇÃO RURAL NO
BRASIL
Os primeiros movimentos e Cooperativas
de Eletrificação Rural no Brasil surgiram no Rio
Grande do Sul, no início da década de 40. A
primeira cooperativa brasileira de eletrificação rural
fundada foi a Cooperativa Força e Luz de Quatro
Irmãos, em 1941, no município de Erechim-RS.
Tinha por objetivo gerar e distribuir energia para a
pequena localidade. Hoje, Quatro Irmãos já é
município, embora a cooperativa não esteja mais
atuando. No Rio Grande do Sul encontra-se a
cooperativa mais antiga em atividade - a
Cooperativa Regional Eletrificação Teutônia Ltda.
- CERTEL, fundada em 1956, e a maior
cooperativa - a Cooperativa de Energia, Telefonia
e Desenvolvimento Rural do Alto Jacuí Ltda. COPREL, que em 2001 tinha 38.156 associados.
No Rio Grande do Sul, a última cooperativa
fundada foi a Cooperativa Sudeste de Eletrificação
Rural de Encruzilhada do Sul, em 1975 e nos
últimos anos três cooperativas foram incorporadas
por cooperativas maiores.
Atualmente, no Rio Grande do Sul atuam 15
cooperativas que atendiam em 2001 193.082
associados, sendo 70% deles agricultores. Estas
cooperativas atendem também 72 sedes municipais
e possuem 11 PCH’s em funcionamento e vários
projetos de geração em construção ou em estudos.
A OCB (Organização das Cooperativas do
Brasil) registra a existência de 138 cooperativas
de eletrificação rural no país, atendendo mais de
550.000 associados. As cooperativas de
eletrificação rural organizam-se na maioria dos
estados através de uma Federação e a nível
nacional reúnem-se em duas confederações.
A INFRACOOP, Confederação Nacional das
Cooperativas de Infra-estrutura, representa 69
cooperativas dos estados do Rio Grande do Sul,
Santa Catarina, Paraná, São Paulo, Rio de Janeiro
e Mato Grosso do Sul, contanto em 2002 com
414.684 associados, assim distribuídos:
Estado
Rio Grande do Sul
Santa Catarina
Paraná
São Paulo
Rio de Janeiro
Mato Grosso do Sul
Total
Federação Coop. Associados
FECOERGS
FECOERUSC
FECOERPA
FECOERESP
FECODERJ
FECOERMS
06
15
22
7
17
4
4
69
193.082
145.308
8.123
46.326
16.861
4.984
414.648
Artigo Técnico
22
Em relação as demais cooperativas do Brasil, os dados disponíveis são fornecidos pela
ANEEL, que apresentava em 2000, o seguinte
quadro:
Estado
Cooperativas
Pará
Rondônia
Ceará
Paraíba
Piauí
Sergipe
Rio G. do Norte
Goiás
Mato Grosso
Minas Gerais
Pernambuco
Total
1
1
12
7
1
1
8
11
1
4
11
58
Associados
4.062
ND
33.000
11.400
2.653
3.252
24.300
20.414
901
ND
62.269
124.802
Registramos em Içara, Santa Catarina, a
COOPERALIANÇA, como concessionária de
distribuição de energia elétrica, com mais de
23.500 associados.
A IMPORTÂNCIA DAS COOPERATIVAS
DE
ELETRIFICAÇÃO RURAL
A importância do cooperativismo de eletrificação
rural foi destacado pela própria ANEEL quando
editou a resolução nº333/99: “as cooperativas, em
sua maioria denominadas de eletrificação rural,
desempenharam e continuam a desempenhar papel
histórico no processo de interiorização dos serviços
de energia elétrica, cujo o pioneirismo em áreas
rurais, e até mesmo urbanas, de várias regiões do
país, levou-as a serem contemporâneas ou até
precederem algumas concessionárias de serviço
público de energia elétrica, assim viabilizando o
acesso a esse serviço a mais de 500.000
consumidores de todas as classes de consumo”.
A REGULAMENTAÇÃO DA
ELETRIFICAÇÃO RURAL
O decreto 62.655/68 regulamenta a execução de serviços de eletrificação rural mediante
autorização para uso privativo e estabelece em seu
artigo 1º que: “é considerada eletrificação rural a
execução dos serviços de transmissão e distribuição
de energia elétrica destinada a consumidores
localizados em áreas fora dos perímetros urbanos
e suburbanos das sedes municipais e aglomerados
populacionais com mais de 2.500 habitantes, e que
se dediquem a atividades ligadas diretamente à
exploração agropecuária, ou a consumidores
localizados naquelas áreas, dedicando-se a
quaisquer tipos de atividades porém, com carga
ligada de até 45 KVA”. No artigo 2º decreta que
“depende de permissão federal, por ato do Ministro
das Minas e Energia, a execução de obras de
transmissão e distribuição de energia elétrica
destinada ao uso privativo de consumidores rurais,
individualmente ou associados”. Além disso, o
decreto estabelece “as condições que os
interessados deviam obedecer ao solicitar a referida
autorização”.
Foi com base nesse decreto que as
cooperativas de eletrificação rural puderam
desenvolver suas atividades e expandir suas redes.
Com o decorrer dos anos, impulsionados pela
energia elétrica, um grande número de pequenas
vilas ou distritos que eram atendidos pelas
cooperativas emanciparam-se e começaram a criar
condições para a instalação de empresas de
pequeno e de médio porte que foram atendidas
pelas cooperativas.
A atuação das cooperativas em áreas urbanas
e de grandes consumidores gerou, e ainda gera,
muitas desavenças entre as cooperativas e as
concessionárias, principalmente as concessionárias
privadas, pela disputa de consumidores potenciais,
gerando atritos inclusive judiciais na expansão dos
sistemas.
A NOVA LEGISLAÇÃO
A Lei n.º 9.074, de 07 de Julho de 1995,
estabeleceu as normas para outorga e prorrogação
das concessões e permissões de serviços públicos.
No seu artigo 23 estabeleceu que: “Na prorrogação
das atuais concessões para distribuição de energia
elétrica, o poder concedente diligenciará no sentido
de compatibilizar as áreas concedidas às empresas
distribuidoras com as áreas de atuação de
cooperativas de eletrificação rural, examinando
suas situações de fato como prestadoras de serviços
público, visando enquadrar as cooperativas como
permissionárias de serviço público de energia
elétrica”. Estabeleceu ainda em seu parágrafo
único que: “Constatado, em processo
administrativo, que a cooperativa exerce, em
situação de fato ou com base em permissão
anteriormente outorgada, atividade de
comercialização de energia elétrica a público
indistinto, localizado em sua área de atuação, é
facultado ao poder concedente promover a
regularização da permissão”. Com essa nova Lei,
fica resguardada a atuação das cooperativas em
áreas urbanas e no atendimento de grandes
consumidores, com a condição de serem
Permissionárias de Serviço público de energia
elétrica.
A RESOLUÇÃO DA ANEEL N.º 333/99
A ANEEL publicou no dia 02 de Dezembro
de 1999 a resolução 333 que estabelecia as regras
para a regularização das cooperativas de
eletrificação rural e também estabelecia as
condições gerais para implantação de instalações
de energia elétrica de uso privativo e sobre a
permissão de serviços públicos de energia elétrica.
Precisamente com relação à regularização das
cooperativas, a resolução estabelecia que o
processo administrativo seria instaurado a partir
da solicitação das cooperativas, que deveria ser
feito em até 90 dias após a publicação da resolução.
Estabelecia que as cooperativas que atendessem
os requisitos do artigo nº 23 da Lei 9.074 seriam
enquadradas como permissionárias de serviço
público e que as cooperativas que não atendessem
à legislação seriam enquadradas como autorizadas
para uso exclusivo. Fixava as condições para
definição da área de atuação de cada cooperativa,
as condições de acesso, compra e venda de energia elétrica e que as cooperativas seriam enquadradas como permissionárias de serviço público
ou autorizadas para uso exclusivo. Estabelecia
ainda que em 180 dias a ANEEL definiria quais os
mecanismos de compensação, considerando a
dimensão e a estrutura do mercado atendido pelas
cooperativas, a fim de garantir a prestação de
serviço adequado.
COOPERATIVA AUTORIZADA
Seria aquela que detinha propriedade e operava instalação de energia elétrica de uso privativo de seus associados cujas as cargas instaladas
fossem destinadas ao desenvolvimento de
atividade predominantemente rural. Neste caso,
a cooperativa seria classificada como “consumidor
rural”, teria uma área de atuação estabelecida, e,
além de submeter-se às “Condições Gerais de
Fornecimento”, deveria manter um cadastro das
instalações de energia elétrica, registros contábeis
dos valores vinculados à energia elétrica e registro
em separado dos rateios entre seus associados, das
despesas diretas e indiretas com a energia elétrica
consumida.
COOPERATIVA
PERMISSIONÁRIA DE
SERVIÇO PÚBLICO
Seria
aquela
cooperativa
que
concomitantemente detinha a propriedade e
operava as instalações de energia elétrica e
atendesse a público indistinto.
A permissão seria formalizada mediante o
contrato de adesão que, entre outros, disporá sobre
a obrigação da permissionária quanto a: prestação
de serviço adequado; praticar tarifas préviamente
homologadas pela ANEEL; manter registro
contábil, conforme o Plano de Contas do Serviço
Público de Energia Elétrica; celebrar contrato de
uso e de conexão aos sistemas de transmissão e
distribuição; manter contratos de compra e venda
de energia elétrica que assegurem o atendimento
de seu mercado, e garantir o livre acesso ao seu
sistema elétrico. Definia que, até 45 dias após o
ato de regularização da permissão, deveria
apresentar proposta para estrutura e níveis de
tarifas a serem praticados, sendo que a proposta
tarifária deveria ter níveis módicos, compatíveis
com um custo eficiente de serviço adequado e com
uma razoável remuneração do investimento,
demonstrando o equilíbrio enconômico-financeiro
da permissão.
PROCESSOS ADMINISTRATIVOS
Com base nesta resolução, as cooperativas
de eletrificação do Brasil encaminharam o pedido
de abertura de processo administrativo, juntamente
com os dados e documentos solicitados para a
instrução do processo. Da mesma forma, foi
iniciado o processo de negociação com as
concessionárias para a definição da área de
atuação. Em muitos estados, as agências estaduais
Artigo Técnico
de regulação firmaram convênio para acompanhar e coordenar o processo administrativo e a
definição de áreas de atuação, através do estabelecimento de uma poligonal.
A ANEEL registrou que 259 cooperativas
solicitaram a abertura de processo administrativo
para regularização como permissionárias ou
autorizadas. Destas cooperativas, 104 eram do
estado de Das cooperativas que solicitaram a
abertura de processo administrativo, somente 127
encaminharam a instrução do processo.
Esta resolução teve, em 2001, por parte da
ABRADEE, Associação Brasileira das
Distribuidoras de Energia Elétrica, o ajuizamento
de uma ação de inconstitucionalidade fazendo com
que a ANEEL, após um processo de mediação,
revogasse essa e publicasse uma nova resolução.
A RESOLUÇÃO DA ANEEL
N.º 012
A ANEEL publicou no dia 11 de Janeiro de
2002 a resolução 012 estabelecendo somente as
condições gerais para a regularização de
cooperativas de eletrificação rural. A principal
mudança é que esta resolução trata somente da
regularização das cooperativas, excluindo as
questões de autorização para uso privativo e da
permissão de serviço público, que era o grande
questionamento das concessionárias, receosas com
a possibilidade de surgimento de novos agentes,
além das cooperativas existentes.
Esta resolução estabeleceu novamente o prazo
para solicitação de abertura de processo
administrativo, exceto às cooperativas que haviam
efetuado anteriormente. Manteve os mesmos
critérios para o enquadramento das cooperativas
como permissionárias de serviço público ou
autorizada para uso exclusivo. Fixou em 90 dias,
após lei autorizativa, o prazo para definição dos
mecanismos de compensação.
COOPERATIVAAUTORIZADA
A alteração mais abrangente, no caso de
cooperativa autorizada foi o estabelecimento de que
a autorização será em caráter precário e com prazo
determinado, sujeito à prorrogação.
A cooperativa autorizada não poderá dar
atendimento em área urbana, salvo no período de
até dois anos da publicação da lei.
As demais condições permanecem
praticamente iguais às da resolução nº 333/99.
COOPERATIVA PERMISSIONÁRIA
A permissão para exploração do serviço
público de energia elétrica por cooperativa
compreende a distribuição e comercialização de
energia elétrica a público indistinto e caracterizase pelo atendimento amplo e não discriminatório
das diversas classes e subclasses de consumidores.
A permissão será formalizada mediante contrato
de adesão com prazo de 20 anos, contados a partir
de 08 de Julho de 1995, podendo ser prorrogado
por igual período.
23
As condições de compra de energia são as
mesmas que as das concessionárias, conforme
dispõe o art. 10 da Lei nº 9.648/98, que estabelece
a chamada descontratação a partir de 2003.
A LEI 10.438
Por fim, a Lei n.º 10.438, de 26 de Abril de
2002, determina em seu artigo 17, item XI, que a
ANEEL poderá “estabelecer tarifas de suprimento
de energia elétrica realizado às concessionárias e
permissionárias de distribuição de energia elétrica,
inclusive às Cooperativas de Eletrificação Rural
enquadradas como permissionárias, cujos
mercados próprios sejam inferiores a 300 GWh/
ano, e tarifas de fornecimento às Cooperativas
autorizadas, considerando parâmetros técnicos,
econômicos, operacionais e a estrutura dos
mercados atendidos”. E, no art. 18, muda a redação
do artigo 10 da Lei 9.648/98, ficando o § 5º com o
seguinte texto: “o disposto no caput não se aplica
ao suprimento de energia elétrica às
concessionárias e permissionárias de serviço
público com mercado próprio inferior a 300 GWh/
ano, cujas as condições, prazos e tarifas
continuarão a ser regulamentadas pela ANEEL”.
Na prática, significa dizer que as cooperativas
que tenham mercado inferior a 300 GWh/ano não
precisarão negociar a compra de energia
diretamente com as empresas geradoras. É a
ANEEL que irá definir as condições e tarifas do
suprimento de energia.
Outro avanço desta lei é que a Eletrobrás
poderá repassar recursos do RGR, para as
cooperativas fazerem eletrificação rural. Até o
momento, as cooperativas não tiveram acesso ao
recursos do programa Luz no Campo.
CONCLUSÕES
A experiência da CRERAL, bem como das
demais cooperativas de eletrificação rural, deixam
muito clara a diferença entre o seu papel e o das
grandes concessionárias.
O cooperativismo de eletrificação rural foi
pioneiro em levar energia ao meio rural, atua há
décadas, distribui energia a milhares de famílias e
foi responsável pelo desenvolvimento de inúmeras
comunidades rurais que passaram à condição de
município ou que tiveram acesso a serviços pela
organização cooperada.
O caráter social das cooperativas, a forma
de organização e de decisão e o envolvimento
com a comunidade local tornam as cooperativas
um agente de desenvolvimento
As cooperativas de eletrificação rural, na sua
grande maioria, foram fundadas na década de 60
e 70. Apesar do êxito do trabalho de muitas delas,
que contribuem inclusive com o processo de
desenvolvimento social, não se tem registros do
surgimento de novas cooperativas no Brasil. Ao
contrário, constatamos o desaparecimento de
algumas delas em vários estados ( três só no Rio
Grande do Sul).
No novo modelo elétrico brasileiro,
dificilmente surgirão novas cooperativas devido à
restrição das concessionárias, à nova legislação e
pelo índice elevado de eletrificação em vários
estados.
A definição dos mecanismos de compensação
são fundamentais para as cooperativas. O mercado
atendido pelas cooperativas é muito diferente do
mercado das concessionárias e por isso elas não
terão condições de atuar com as mesmas regras. É
importante salientar que as concessionárias
utilizam o subsídio cruzado (uma classe de
consumidor subsidia outra classe) para atender o
mercado rural e que as cooperativas não têm essa
possibilidade, pois o mercado não rural das
cooperativas é muito pequeno.
As primeiras análises indicam que, se as
mesmas regras fossem à CRERAL, a tarifa ao
associado teria uma elevação superior a 50%.
Uma das formas de aplicar os mecanismos
de compensação é a manutenção das atuais
condições de compra de energia pelas cooperativas.
Este mecanismo é possível depois da aprovação
da Lei 10.438. Todas as cooperativas de
eletrificação rural atendem, atualmente, mercado
inferior a 300 GWh/ano.
O estabelecimento da área de atuação da
cooperativa, através de uma poligonal, irá definir
o seu mercado. Neste caso, a restrição à cooperativa
autorizada de não atuar em áreas urbanas irá
prejudicar ainda mais o seu mercado, dificultando
a sua continuidade. Além de, em vários casos, o
associado das áreas urbanas não querer sair da
cooperativa.
O poder concedente não fez a
compatibilização das áreas quando prorrogou
vários contratos das concessionárias. Como várias
dessas concessões foram privatizadas e é
exatamente nas concessionárias privadas que tem
sido mais difícil a negociação de áreas, tem sido
muito lento o processo de regularização das
cooperativas. É importante lembrar que foram estas
concessionárias as principais responsáveis pelo
ingresso da ABRADEE na justiça contra a
resolução 333/99.
No caso do prazo da permissão, de 20 anos,
a data de início é de sete anos atrás. Na prática
quando as cooperativas assinarem o contrato de
adesão restará pouco mais da metade do tempo
determinado no contrato.
É importante afirmar que, independente do
enquadramento das cooperativas, sejam mantidas
as características consolidadas do cooperativismo.
Tanto no que diz respeito à relação com o seu
associado, quanto ao trabalho desenvolvido, sua
inserção na comunidade ou sua forma de
administração.
Foram estas características que as
consolidaram em todo o Brasil.
PALAVRAS CHAVES
CRERAL,
Eletrificação Rural,
Cooperativa,
Cooperativismo,
Legislação.
Artigo Técnico
24
USO DE FERRAMENTAS DE SIG PARA INVENTÁRIO
PRELIMINAR DE POTENCIAIS REMANESCENTES
Clayton Jacques Cardoso Pinheiro Ávila
Osmar Abílio de Carvalho Júnior
Renato Fontes Guimarães
Juan José Verdesio Bentancurt
Departamento de Geografia – Universidade de Brasília
CEP: 70.910-900 - Campus Universitário Darcy Ribeiro - ICC Norte - Subsolo Módulo 23, Asa Norte, Brasília, Tel.: (61) 307-2814
RESUMO
INTRODUÇÃO
O presente trabalho tem por objetivo desenvolver uma metodologia em ambiente de SIG
para determinar as áreas mais propicias para a
instalação de pequenas centrais hidrelétricas
(PCH). A determinação do potencial físico para
a implantação de PCH deve considerar a conjunção de alguns parâmetros principias: a) estimativa da vazão e b) identificação do desnível topográfico. Para identificar os dados de vazão especifica ao longo do curso d’água foi obtida a área
de contribuição especifica a partir da imagem gerada a partir do Modelo Digital de Terreno. A
utilização de ferramentas de SIG otimizou os cálculos, sendo um procedimento simples e rápido
para analises no contexto regional. O aproveitamento das quedas d’água para a implantação de
PCH pode ser feito considerando duas situações
fisiográficas: a) o desnível topográfico durante o
trajeto do rio, que utilizaria as cascatas naturais e
b) o desnível topográfico nas margens do rio, que
permitem o aproveitamento das áreas com grandes gradientes a partir do desvio do fluxo d’água.
Para estas situações foram desenvolvidos
algoritmos específicos para seu calculo. O cruzamento destas informações que estimam a vazão e
o declive médio permitem identificar os melhores sítios para a implantação de PCHs e analisa a
necessidade de desvios do curso d’água.
A área de estudo localiza-se no extremo oeste do Estado da Bahia, no Município de São Desidério
(12º40’S / 45º 50’ W). A área em estudo compõe a Sub Bacia do Rio Grande, que por sua vez compõe
a Bacia do Rio São Francisco. Esta área possui uma intensa atividade agrícola, gerando uma demanda de
energia elétrica que deve ser suprida a partir de um planejamento sustentável dos recursos naturais.
O inventário preliminar para o estudo de implantação de uma PCH deve considerar o potencial
físico, a demanda dos usuários e determinar a melhor alternativa técnica de projeto de PCH. Neste
trabalho é apresentada uma metodologia em SIG para determinar áreas propícias segundo o potencial
físico. Esta análise deve considerar dois parâmetros principais: a) estimativa de vazão e b) determinação do desnível topográfico para determinação de locais apropriados para a implantação de empreendimentos de geração (Figura 1).
ABSTRACT
The present work has as aim to develop a
methodology in Geographical Information System (GIS) environ to determine the most favorable areas for installation of Small Hydropower
System (SHS). The determination of the physical potential for the SCS construction should consider the conjugation of two main parameters: a)
outflow estimate and b) identification of the topographical difference. Outflow data were simulated for rivers from the contribution area image
obtained by the Digital Elevation Model. The
employment of GIS allows an optimization of
this calculation being an extremely simple and
fast procedure for analysis in the regional context. The use of the hydraulic potential of fall
for SHS can be made considering two
physiographical situations: a) topographical difference along the flow that uses natural falls of
the river and b) topographical difference in the
borders of the flow that needs river deviation.
Specific algorithms were developed for both situations. The crossing of these two information
that estimate the outflow and fall allows to identify the best places for the SHS construction.
ESTIMATIVA DE VAZÃO
No Brasil existem regiões onde a rede de monitoramento hidrológico possui uma distância média
entre as estações superior a 200km. Nestas áreas com precariedade de informação a estimativa da
disponibilidade hídrica é feita a partir da extrapolação de dados regionais. Estas estimativas são
baseadas em estudos como os de regionalização das curvas de permanência de vazões, simulação chuva
vazão e o calculo da vazão específica (OMM, 1994). O uso destas opções esbarra em limites de escala
estabelecidos pelas equações regionais e pela dificuldade de caracterização de regiões hidrologicamente
diferentes (Silveira et al, 1998; Tucci, 2000). Neste estudo nos utilizamos da metodologia de extrapolação
de vazões pela sua simplicidade matemática, que permite a obtenção de respostas com um baixo custo
computacional.
A metodologia adotada pode ser subdividida em três etapas: a) confecção do MDT, b) confecção
do mapa da área de contribuição (fluxo acumulado), e c) extrapolação dos dados de vazão para os
demais pontos do rio a partir de estações conhecidas.
O MDT da área de estudo foi confeccionado a partir das cartas digitais na escala 1:100.000 do
mapeamento sistemático do IBGE em formato digital fornecidas pela Companhia de Desenvolvimento do Vale do São Francisco e do Parnaíba (CODEVASF). As cartas foram editadas e unidas através do
programa ArcView (ESRI, 1993a). A interpolação dos dados foi feita com o módulo Topogrid do
programa ArcInfo (ESRI,1993b), projetado para criar um modelo topográfico digital voltado para à
hidrologia. Este módulo utiliza uma técnica de interpolação de interação por diferenças finitas, em que
combina a eficiência de uma interpolação local (como o método Inverso do Quadrado da Distância),
com métodos de interpolação global que utilizam uma superfície de continuidade, como o interpolador
Kriging (ESRI, 1993b). As dimensões do pixel estabelecidas para o MDT foram de 30m por 30m de
forma a compatibilizá-lo com as imagens de satélite TM-Landsat. O MDT é o plano de informação
primário para a modelagem dos parâmetros físicos relativos à aptidão hidroelétrica de PCHs.
Figura 1 – Parâmetros para a implantação
de
aproveitamentos
hidroelétricos. Fonte – CIELE, 2000.
Artigo Técnico
25
A extrapolação dos dados de vazão foi feita considerando a área drenada à montante de cada célula
denominada de área de contribuição (Beven e Kirkby, 1979) (Figura 2). Uma representação hipotética do cálculo da área de contribuição a partir de uma grade regular é apresentada na Figura 3. O mapa
de área de contribuição é então determinado, realizando-se a contagem cumulativa dos pixels de acordo
com o direcionamento do fluxo e multiplicando pela área do pixel.
Para simular os dados de vazão ao longo do rio foi utilizado o calculo da vazão específica (Pinto
et al, 1976) e a imagem da área de contribuição. A partir dos dados de vazão de uma estação conhecida
pode-se extrapolar valores de vazão para os demais pontos da bacia de forma linear. Para a área de
estudo foi utilizado a Estação de Derocal, pertencente à Rede de observação da ANEEL, localizada nas
coordenadas 12º24’37”S e 045º07’29” W, e com uma área de contribuição de: 6231 km2. Esta estação
é a única dentro da bacia de estudo com dados consistentes para o estudo. Sua série histórica esta
resumida na tabela 1.
Realizou-se o calculado da vazão específica da estação de Derocal conforme a equação (1).
Qe = Q
DTM
Equação 1 – Calculo de Vazão específica
A
Onde:
Qe – Vazão especifica;
Q – Vazão e
A – Área da Bacia de Contribuição
Flow Direction
Esta informação forma a base de dados espacial que alimenta a equação (2) (Figuras 2 e 4).
Equação 2 – Calculo da vação especifica por Pixel
Onde:
QeP – Vazão especifica por pixel
Qe – Vazão especifica;
Ap – Área por pixel em m2
Tabela 1 – comportamento hidrológico (m3/s) da estação de Derocal, Cód. 46455000.
Fonte ANEEL (2000)
Jan.
Média
45
65,5
Fev.
65,9
Mar.
61,3
Abr.
57,8
Mai.
49,2
Jun.
Jul.
42,7 40,9
52,2
Ago.
Set.
39,7
42,5
Out.
52,1
Nov.
Dez.
63,9
Area of Contribution (pixel)
Area of corresponding contribution to point 1
1
Figura 2 – A área delimitada corresponde à bacia de drenagem para um determinado pixel
(quadrado vermelho) (Guimarães, 2000).
Figura 3 – Determinação do mapa de área
de contribuição a partir do MDT e da direção
de fluxo
Artigo Técnico
26
pela célula central do filtro, expressa pela seguinte formulação (Equação 3).
A
Df = CCj – CMinj
Equação 3 – Calculo de desnível ao longo do curso d’água
Onde:
Df = Desnível ao longo do curso d’água
CCj = Célula central da janela
CMinj = célula com mínimo valor na janela
A Figura 5 apresenta a operação e o resultado esperado para o desnível ao longo do fluxo para o
exemplo dado na figura 8.
Em contraposição, o desnível topográfico à margem do fluxo pode ser obtido a partir da detecção
do valor máximo em uma janela 3 por 3 células. De forma análoga, estabelece-se uma relação de
subtração com a célula central para quantificar esse desnível (equação 4):
Dm = CMaxj – CCj
B
Equação 4 – Calculo de desnível ao longo da margem do rio
onde:
Dm = Desnível ao longo da margem do rio
CMaxj = Célula com valor Maximo na janela
CCj = Célula central da janela
Figura 4 – Mapas de Fluxo Acumulado(A)
que multiplicado pela vazão especifica por
Pixel de Aproximadamente 7,540-06 gerou o
mapa de Vazão especifica(B)
IDENTIFICAÇÃO DOS DESNÍVEIS TOPOGRÁFICOS
O aproveitamento do potencial hidráulico
para as PCHs pode ser feito considerando duas
situações fisiográficas:
• Desnível topográfico ao longo
do fluxo d’água - aproveitamento do
encachoeiramento natural do rio;
• Desnível topográfico em relação às bordas do fluxo – aproveitamento das áreas com altos gradientes
nas bordas do rio a partir de uma obra
de desvio do fluxo d’água.
Esses dois tipos de desníveis topográficos
devem ser tratados individualmente a partir de
um algoritmo próprio que realize o cálculo para
cada situação. Ambos os algoritmos partem de
operações matemáticas sobre o MDT.
O desnível ao longo do fluxo deve considerar apenas o percurso da d’água não podendo ser
susceptível as zonas de margem. Para estipulá-la
foi utilizado um filtro com uma dimensão de 3
por 3 células capaz de identificar o menor valor
encontrado na janela. Como a água escorre para a
cota mais baixa o valor determinado expressa a
atitude em que o fluxo d’água migrará com relação à célula central. Para realizar essa filtragem
foi utilizado a função Focalmin do programa
ArcInfo. O valor do desnível ao longo do fluxo é
obtido pela subtração do valor mínimo da janela
Figura 5 – Exemplificação do procedimento para o cálculo do desnível topográfico na
direção do fluxo
Os desníveis podem também ser expressos na forma de declividade. As imagens de declividade e de
desnível topográfico foram classificadas para melhor evidenciar as áreas de maior potencial. A classificação evidencia as regiões com declividades superiores que 3% e desníveis entre 10 a 15 metros
conforme os critérios estabelecidos por Moreira et al (1998) (Figura 6 e 7).
Os melhores locais para implantação das PCHs é obtido pelo cruzamento da declividade ou
diferença de cotas com a vazão estimada. Para auxiliar a determinação destes pontos pode-se empregar
um gráfico de dispersão entre essas duas variáveis pelo programa ENVI (RSI,1997). As células de
interesse posicionam-se nos vértices superiores do gráfico (Figura 8).
RESULTADOS E CONCLUSÃO
Os resultados alcançados demonstram que a morfologia da região escolhida não apresenta grandes
desníveis ao longo do curso d’água sendo os principais desvios nas zonas das bordas (Figura 9). As
principais áreas selecionadas pela metodologia coincidiram com as PCHs já existentes na bacia. Este
fato comprova a eficiência do método.
Este método é simples e de fácil implementação permitindo um rápido inventário das áreas
propícias para a implantação de PCHs. Desta forma, a metodologia proposta permite auxiliar na
estratégia de desenvolvimento da região.
Artigo Técnico
Figure 6. Declividade reclassificada (detalhe)
27
Figure 7. Carta de detalhe com os resultados do processamento
para identificar os valores de diferença de nível no terreno
Figure 8. Gráfico 2d Scatter Plots com a identificação dos melhores pontos (em vermelho) (a) para a instalação de barragens (b)
Figura 9. a desvio do rio para canal
de adução (PCH Rieger)
Artigo Técnico
28
PALAVRAS CHAVES:
Energia, PCH, Geoprocessamento.
REFERÊNCIAS
Figura b-canal de adução junto a tomada d’água para a usina
(PCH Alto Fêmeas – COELBA
Figura c - conduto forçado interligando o canal de adução
a casa de maquinas da usina (PCH Rieger)
Figura d - casa de força da usina, tendo ao fundo o curso normal do rio (PCH Rieger)
[1] BEVEN, K. J. and KIRKBY, M.
J., A Physically Based, Variable
Contributing Area Model of Basin
Hydrology. Bulletin of Hydrological
Sciences, v. 24, 1979. p.43-69.
[2] ESRI, 1997, Understanding GIS
– the ARC/Info method (Self-Study
workbook – version 7.2 for Unix and
Windows NT), Ed. Environmental
Systems Research Intitute, Inc.
Redlands – Califórnia.
[3] ESRI, 1996, ArcView Spatial
Analyst – advanced spatial analysis
using raster and vector data, ESRI,
Redlands – USA.
[4] Moreira, M. A. R. G. Pinaud, R.
Z. Barreto, A. C. Freitas, M. A. V. de,
Pequenas Centrais Hidrelétricas,
alguns tipos de instalações, sistemas e componentes, O Estado das
Energias Renováveis no Brasil, CDROM, ANEEL, Brasília/DF, 1998
[5] Pinto, N. L. de S., et al., 1998,
Hidrologia Básica, Ed. Edgard
Blücher, São Paulo/SP.
[6] RSI, 1997, Envi 3.0 User’s Guide,
RSI, Colorado USA,
[7] Silveira, G. L. Tucci, C. E. M.,
1998, Monitoramento em pequenas
bacias para a estimativa de disponibilidade hídrica; Revista Brasileira de Recursos Hídricos, Vol. 3 nº 3
Jun/Set.
[8] Tucci, C. E. M., 2000, Hidrologia
4 – Ciência e Aplicação (Segunda
edição), Editora da Universidade (Universidade Federal do Rio Grande do
Sul) / ABRH, Porto Alegre.
P&D
30
O investimento em P&D de
interesse público
PCH Notícias & SHP News entrevista o professor Gilberto De Martino
Jannuzzi, diretor técnico do CT ENERG
Fabiana Gama Viana
Todo ano, as concessionárias,
permissionárias e autorizadas do setor de
energia são obrigadas a investir 1% de sua
Receita Operacional Líquida (ROL) em
pesquisa e desenvolvimento (Lei nº 9991/
2000). Esses recursos investidos são conseqüência de cláusula específica dos contratos de concessão das empresas. Excluem-se dessa obrigatoriedade as instalações
eólicas, de biomassa e pequenas centrais
hidrelétricas.
Em entrevista exclusiva ao PCH Notícias & SHP News, o Diretor Técnico do
Fundo CT ENERG e professor da
UNICAMP, Gilberto De Martino
Jannuzzi, fala da importância do fundo e
do investimento em pesquisa e desenvolvimento de interesse público. A seguir, os
principais trechos da entrevista.
PCH Notícias & SHP News – Há alguma
previsão do que vai ser o investimento em
Pesquisa e Desenvolvimento no setor
energético no novo governo?
Jannuzzi – Até agora, da parte do governo, da parte do MCT [Ministério de Ciência e Tecnologia], ainda nós não temos essas definições claras. Eu estou dando continuidade aos trabalhos que nós iniciamos
dentro do Fundo de Energia [CT ENERG],
atendendo uma solicitação do Comitê
Gestor, que seria esse grupo de energia.
Estamos fazendo um trabalho de
prospecção tecnológica, ou seja, uma continuação do trabalho que nós já iniciamos
no passado [no antigo governo]. E a nossa
idéia agora é sermos capazes de ser mais
objetivos, de determinar uma lista de prioridades para investimentos. Nós estamos
desenvolvendo procedimentos que vão envolver consultas a vários especialistas, em
que nós vamos procurar identificar essas
prioridades. No ano passado, logo que eu
entrei [no MCT], um grande problema foi
lidar com célula a combustível. Agora nós
estamos fazendo de uma maneira mais geral, pegando todas as tecnologias. Eu vou
fazer também, a pedido do próprio Comitê
Gestor, um programa de P&D para energia
solar, energia eólica e energia de biomassa.
PCH Notícias & SHP News – E as PCHs?
Jannuzzi – PCH é menos complicado do
que essas três fontes. É um setor mais
homogêneo, não tem grandes desafios ali. Na
Professor Jannuzzi
área solar, você tem muitos grupos fazendo
muitas coisas, desfocados. Os grupos, alguns
são muito bons, outros não o são. Outros
são pequenos demais. . Então é preciso arrumar uns tópicos que ajudem a orientar as
atividades nessa área. Mas nós estamos fazendo de uma maneira mais global, pegando
todas as fontes de energia, e nós não estamos
fazendo só para eletricidade, nós estamos pegando tecnologias de gás natural, petróleo, carvão.
PCH Notícias & SHP News – A Lei que
obriga as concessionárias a investir 1% de sua
Receita Operacional Líquida em P&D [Lei
nº9991/00] anualmente e o Fundos Setoriais
foram criados no governo Fernando Henrique
Cardoso. Como era antes disso?
Jannuzzi – No caso específico de
eletricidade, em 1997, a ANEEL colocou
uma Resolução, colocando uma obrigação
que atingia as concessionárias. Inicialmen-
te as que eram privadas e depois todas que
foram renovando os contratos de concessão. Antes do ano 2000, os nossos trabalhos, aqui da UNICAMP, já apontavam uma
certa distorção dessa Resolução porque essa
maneira de se regular a atividade de P&D
(naquela época, esse recurso de P&D era
todo gerenciado pela própria empresa) deixava um vazio do que chamamos de pesquisa de interesse público. Em 2000, então, foi criada uma Lei (Lei 9991/00) que
reconhece isso. Então, atualmente, ela divide essa obrigação de P&D. Metade dos recursos ficam dentro da própria empresa,
outra metade vai para o fundo. Esse fundo é
o CT ENERG, que, segundo o próprio documento de diretrizes do CT ENERG, é um
fundo que vai procurar investir em projetos
de interesse público para complementar a parte que as empresas vão fazer, procurando financiar pesquisas que elas estão interessadas.
PCH Notícias & SHP News – Essa metade
que fica para as empresas investirem, elas investirão nas Universidades?
Jannuzzi – A empresa tem a liberdade de contratar quem ela quiser. Como no Brasil, a maior
parte da expertise fica nas Universidades ou
Institutos de Pesquisa, isso é o que tem ocorrido. Mas, eu tenho notado que têm surgido
Research and Development
31
The investment in R&D of public
interest
PCH Notícias & SHP News interviews the professor Gilberto De Martino
Jannuzzi, technical director of the CT ENERG fund
Trad. Felipe Moreton Chohfi
will involve consultation to various
specialists, in which we will aim towards
identifying these priorities. Last year, just as
I got in to MCT a great problem was to deal
with the fuel cell. Now we are doing in a
more general way, getting all the technologies.
I will as well make the request of the actual
Management Committee a program of P&D
for solar, wind and biomass energy.
Jannuzzi- In the specific case of electricity
Every year the dealers of the energy
in 1997, ANEEL placed a resolution, that
sector are obliged to invest 1% of their
made an obligation reaching the dealers.
Liquid Operational Receipt (ROL) in
Initially those that were private and after all
research and development R & D (Law
that went on renewing their concession
number 9991/2000). These invested
contracts. Before the year 2000, our works
resources are a consequence of a specific
here at UNICAMP, already pointed a certain
clause of the concession contracts of the
distortion of this resolution because this way
companies. The wind, biomass and SHP
of regulating the P&D activity ( in that time
installations are excluded from this
the P&D resource was all managed by the
PCH
Noticias
and
SHP
NewsWhat
about
requirement.
company ) left an emptiness that is called
the SHPs?
In an exclusive interview to PCH
research of public interest. In the year 2000,
JannuzziSHP
is
the
Noticias and SHP
a law was created ( Law 9991/00 ) that
least
complicated
out
of
News the Technical
recognizes this. So, presently, it divides this
the three sources. Is a
Director of the CT
obligation od P&D. Half of the resources
more homogeneous
“We are undertaking
ENERG fund and
stay within the company, the other half goes
sector,
there
are
no
big
teacher at the
a work of technologito the fund. This fund is the CT ENERG, that
challenges
there.
In
the
University
of
following the document of directives of CT
cal prosperity, or besolar sector, you have
Campinas, Gilberto
ENERG, is a fund that will try to invest in
many
groups
making
De
Martino
ing a continuation of
public interest projects to complement the part
many
things,
but
Jannuzzi, talks
that the companies will do trying to finance
the
work
that
we
have
unfocused. The groups
about
the
research that they are interested on.
some
are
very
good,
begun in the past [in
importance of the
others
not.
Others
are
fund and of the
PCH Notícias & SHP News- This half that is
the previous governtoo small. So there is a
investment
in
left for the companies to invest, they will invest
need to arrange a few
ment].”
research
and
in the Universities?
topics
that
help
to
development of
orientate
the
activities
public interest. Next
Jannuzzi- The company has the liberty to
in this area. But we are
are the main points
contract who it wants. Given that in Brazil
doing
this
in
a
more
global
way
by
getting
all
of this interview.
the greatest part of
the energy sources.
the expertise is in the
Additionally we are not
PCH Noticias & SHP News- Is there any
Universities and
doing
it
only
for
forecast of what will be the investment in
“The company has the
Research Institutes,
electricity,
we
are
research and development in the energy
this is what has
getting technologies of
liberty to contract who
sector with the new government?
occurred. However,
natural gas, petroleum
Jannuzzi- Until now, from the part of the
it wants. Given that in
I have noted that
and
coal.
government and of the MCT ( Ministry of
many consultancy
Brazil
the
greatest
Science and Technology ), we still do not
companies have
PCH Notícias & SHP
part of the expertise is
have clear definitions about this. I am giving
been arising that are
NewsThe
law
that
continuity to the works that we have started
in the Universities and
also making part of
obliges
the
dealers
to
inside the Energy Fund ( CT ENERG ),
these P&D works.
invest 1% of their
Research Institutes,
attending a demand of the Managerial
Even
Private
Liquid
Operational
comitee, that would be this group of energy.
this is what has ocResearch Institutes
Receipt
in
P&D
(
Law
We are undertaking a work of technological
have started to arise.
curred.”
number 9991/00 )
prosperity, or being a continuation of the
So Universities are
annually and the
work that we have begun in the past ( in the
not
the
only
Sectorial
Funds
were
previous government ). Our idea now is
destination of this
created
in
the
being capable of being more objective, of
investment, however they still hold the largest
Fernando Henrique Cardoso government.
determining a list of priorities for
part of
the investment.
PCH
Notícias
& SHP News- The 50% that go
How
was
it
before
that?
investments. We are developing means that
P&D / Research and Development
to CT ENERG, the dealership hás any power over this quantity?
Januzzi- No, the 50% that are in CT ENERG are no longer related
to the dealership. Who determines how much to spend ( of this 50%)
is the Management Comitee, where there are
people of the government, civil society and of
the private sector. It no longer has anything to
“O Brasil é um dos poucos
do with the electricity companies. The fund will
países em desenvolvimento
use these resources inside another perspective
that must look to attend the interest of society,
que conseguiu criar fundos
with a larger cover. It is very hard that one
para continuar progredindo
electricity company would go to work for
example with energy efficiency, supporting this
em eficiência energética, em
type of project, because what would be the
novas fontes de energia,
interest of CPFL ( São Paulo State Power and
Light Company ) financing a more efficient
olhando até com um horifridge? It is complicated for her as it does not
zonte maior, porque essa
commercialize a fridge.
muitas empresas de consultoria que também estão fazendo parte desses trabalhos de P&D. Até Institutos de Pesquisa privados começaram a surgir. Então não é só Universidade, mas ainda é a maior parte.
PCH Notícias & SHP News –
Os 50% que vão para o CT
ENERG, a Concessionária tem algum poder sobre essa quantia?
Jannuzzi – Não, os 50% que estão no CT ENERG não estão mais
relacionados à concessionária.
Quem determina quanto gastar
[desses 50%] é o Comitê Gestor,
onde tem gente do governo, sociedade civil e do setor privado. Não
tem mais nada a ver com as empresas de eletricidade. O fundo vai
usar esses recursos dentro de uma
outra perspectiva que deve procurar atender interesses da sociedade, mais abrangentes. É muito
difícil que uma empresa de
eletricidade vá trabalhar, por exemplo, com eficiência energética.
perspectiva de interesse público, não há o interesse comercial tão presente, tão
imediato.”
PCH Notícias & SHP News- As well it is less
energy that the company will sell…
Jannuzzi- The resources of CT ENERG also
support the energy efficiency programs of public
interest. This concept is a new one. Brazil is one
of the few developing countries that managed to
create funds to continue progressing in energy efficiency, in new
energy sources, looking even with a larger horizon because this
PCH Notícias & SHP News – E também é menos energia que a
perspective of public interest does not have the commercial interest
empresa vai vender...
so present, so immediate. This was one of the problems that we
Jannuzzi – Os recursos do CT ENERG também apóiam os prograidentified. We will have
mas de eficiência energética de interesse público. Esse
resources for research of
conceito é um conceito novo. O Brasil é um dos poulonger duration. The
cos países em desenvolvimento que conseguiu criar
“Brazil is one of the few decompany in general will
fundos para continuar progredindo em eficiência
veloping countries that mannot do this because they
energética, em novas fontes [de energia], olhando até
are not interested, no
com um horizonte maior, porque essa perspectiva de
aged to create funds to conprofit and the risk is very
interesse público, não há o interesse comercial tão
tinue progressing in energy
high. This is natural we
presente, tão imediato. Esse era um dos problemas
need this resource. We
que nós identificávamos. Vai-se ter recursos para pesefficiency, in new energy
cannot depend on things
quisa de mais longa duração. A empresa, em geral, não
sources, looking even with a
that will only go right
vai fazer isso, porque não interessa, não dá lucro, o
tomorrow.
risco é muito alto. Isso é natural. Nós precisamos
larger horizon because this
desse recurso. Nós não podemos depender de coisas
perspective of public interest
PCH Notícias & SHP
que só vão dar certo amanhã.
does not have the commercial
News- The dealership is
obliged to invest what is
PCH Notícias & SHP News – A concessionária é
side so present, so immedineeded in the region
obrigada a investir o que lhe cabe na região onde está
ate.”
where it is located?
localizada?
Jannuzzi- No. Who
Jannuzzi – Não. Quem aprova isso [os projetos onde
approves this ( the projects that the company will invest ) is ANEEL,
a empresa vai investir] é a ANEEL, e ela tem os critérios para aprovar
and it has the criteria to approve, or not. But until now, it has been
ou não. Mas até agora tem sido projetos que a empresa determina
projects that the company determines as its priority. So it can be very
como sua prioridade. Então podem ser projetos os mais diferentes.
different types of projects. The company will view something that
Ela [a empresa] vai enxergar algum interesse.
interests.
PCH Notícias & SHP News- Is there a problem if the resource of the
PCH Notícias & SHP News – E não tem problema de o recurso da
north region dealership all comes to the southeast region because the
concessionária da Região Norte, por exemplo, vier todo para o Sudescompany of the north only wants to invest in the southeast?
te porque a empresa de lá só quer investir no Sudeste?
Jannuzzi- The company can do this. If it wants it can contract all
Jannuzzi – Ela [a empresa] pode fazer isso. Se ela quiser, ela pode
the projects of the south region. CT ENERG is already obliged to
contratar todos os projetos no Sul. O CT ENERG já é obrigado a
spend 30% of its resources in the North, Northeast and Centerwest
gastar 30% [dos recursos] nas Regiões Norte, Nordeste e Centroregions. This public interest fund tries to correct this type of thing.
Oeste. Esse fundo de interesse público tenta corrigir esse tipo de
The private company will contract the best team to make its
coisa. A empresa privada vai contratar a melhor equipe para fazer o
project, because it will not contract a team from a certain region
projeto dela, porque ela não vai contratar uma equipe de uma determijust because it is near. It can even do this but it will be a decision
nada região, só porque está perto. Ela pode até fazer isso, mas vai ser
of the company. If it will compete with other companies it will try to
uma opção dela. Se ela vai competir com outras empresas, ela vai
guarantee that it is spending in the most intelligent way.
procurar garantir que está gastando da maneira mais esperta possível.
Investimentos
Investidores falam sobre o
mercado de energia
Evana Rosa
Nesta edição, a revista PCH Notícias
inaugura a seção Investimentos. O objetivo é
apresentar opiniões de empresários e consultores para avaliarem o mercado de energia e estratégias do governo para incentivar
investimentos na área. Para estrear a editoria,
PCH Notícias & SHP News entrevistou o
Diretor-Presidente da Companhia Paulista
de Força e Luz (CPFL), Wilson Pinto Ferreira
Junior e o presidente do conselho de Recursos Hídricos e Energia (RHE), empresa de
consultoria e investimentos em energia e recursos hídricos, Fábio Ramos.
Wilson está otimista com a entrada de
Luiz Inácio Lula da Silva no comando do
país. Ele afirma que o governo sinaliza como
soluções de resolver os principais problemas brasileiros, a retomada do crescimento
econômico e a melhoria na distribuição de
renda. “Nestas condições, a empresa de energia leva uma vantagem porque é responsável
pela infra-estrutura que garante este desenvolvimento”, ressalta.
Já para o presidente do conselho da
RHE, um dos pontos mais complexos a serem trabalhados pelo governo é a definição
dos contratos de longo prazo, que seriam
responsáveis por viabilizarem a geração
elétrica num âmbito geral. “O programa de
térmicas está bastante combalido por causa
da questão do dólar e as grandes hidrelétricas
são, de certa forma, inviabilizadas, do ponto
de vista financeiro”.
Fábio Ramos ressalta, ainda, que um
impasse para o investidor se refere à questão
ambiental. Para ele, os órgãos ambientais deveriam apresentar um conjunto de exigências
a serem seguidas pelos empreendedores. “A
questão ambiental se reverte hoje como um
pesadelo e não há uma ação organizada por
parte dos órgãos ambientais no sentido de
orientar. É tudo na base da tentativa e erro”.
Para ele, o Ministério de Minas e Energia deveria atuar politicamente em conjunto com o
Ministério do Meio Ambiente a fim de definir
uma pauta clara para orientar o empreendedor
no sentido de obter as licenças. “No meu tempo de Diretor do Departamento Nacional de
Energia Elétrica tinham sido emitidos manuais para se obter a concessão e os investidores sabiam que se entregassem aquilo, obteriam a concessão. Já está evidente para o
país que muitas coisas são indevidamente
amarradas pelo não licenciamento ambiental”.
Co-geração
PCHs
Sobre o mercado ligado às pequenas cenSobre co-geração, Wilson ressalta que a
CPFL é pioneira na área e a experiência tem trais hidrelétricas (PCHs), os dois ressaltam
sido muito positiva. Ele explica que a em- o apoio que o governo pretende dar para esta
presa sempre manteve uma atividade muito geração. Entretanto, Wilson explica que elas
mais voltada para resolver os problemas dos têm um alto custo de investimento e, no moseus consumidores do que para uma explo- mento em que a Agência Nacional de Energia
ração comercial. Mas, quando foi percebida Elétrica (Aneel) licita grandes conjuntos de
a necessidade da geração térmica no país, a aproveitamentos, as PCHs enfrentam alguempresa passou a vislumbrar a co-geração ma dificuldade. “No caso da CPFL, como eram
exercendo um papel importante na geração centrais muito antigas, o investimento foi mede energia. “Passamos a
sinalizar, então, a possibilidade de viabilizar uma
quantidade bem maior daquela que a gente vinha
trabalhando”.
O presidente ainda
ressalta que só nos últimos
dois anos a empresa aumentou em 15 vezes a
compra de energia deste
tipo de fonte, volume que
deve ser duplicado nos
próximos dois anos. Segundo Wilson, cerca dos
5% da energia da Paulista
colocadas no mercado são
vindas de usinas de co-geração. “Nós conseguimos
O Diretor-Presidente da CPFL, Wilson Pinto Ferreira
viabilizar uma parceria
Junior, está otimista com a entrada do novo governo
com o BNDES, onde o
The President-Director of CPFL, Wilson Pinto Ferreira
banco financia o empreenJunior is optimistic with the entry of the new government
dedor para comprar os
equipamentos e desenvolver sua usina de co-geração. Ele usa o contrato nor”. O presidente da CPFL ainda afirma esde compra de dez anos da CPFL como garan- tar otimista com os planos do governo de criar
incentivos maiores para PCHs. “O maior que
tidor daquele financiamento”, conclui.
Segundo Wilson Pinto Ferreira Junior, a nós temos hoje é o fato de a PCH poder vender
CPFL é hoje uma holding na área de energia energia para consumidores sem pagar o uso da
que opera três distribuidoras: a Paulista, rede, afirma”.
Para Fábio Ramos, as PCHs têm condiPiratininga e RGE. Opera também uma grande geradora que tem em operação hoje 19 pe- ções de participar de forma competitiva do
quenas centrais. A comercializadora, criada em mercado de energia. Ele acredita, inclusive, que
novembro passado, é a empresa responsável serão facilitadas linhas de crédito. Como vanpor todo processo de compra e venda de ener- tagens de uma PCH, ele enumera a questão do
gia para atender a demanda de cada uma das transporte e sua participação no mecanismo
distribuidoras e para vender a energia das em- de realocação de energia. Além disso, segundo
ele, a maioria dos equipamentos de uma PCH
presas de geração.
A CPFL nasceu da fusão de quatro pe- é nacional, o que estimula a economia brasileiquenas empresas municipais de eletricidade ra. “Intrinsecamente a PCH é um grande negóno início do século 20 e hoje distribui energia cio e ela tem uma grande particularidade, perelétrica para 234 cidades paulistas, o que re- mitindo que grupos nacionais ou estrangeiros
presenta 1/3 do Estado de São Paulo com com base em tecnologia nacional possam entrar no jogo”.
seus 645 municípios.
Investments
Investors talk about
the energy market
Trad. Felipe Moreton Chofhi
In this edition the PCH Notícias &
SHP News magazine innaugurates the
section investments. The objective is to
present the opinions of businessman and
consultants about the energy market,
strategies of the government to incentive
investments in the area and guarantee the
increase in the supply of energy. To begin
this section SHP News interviewed the
president of the São Paulo state Power and
Light Company ( CPFL ), Wilson Pinto
Ferreira Junior and the president of the
Council of Water Resources and Energy (
RHE ), a company of consultancy and
investments in energy and water resources,
Fábio Ramos.
For Wilson the expectation is good with
the entry of Lula in the command of the
country. He affirms that the government is
giving a positive sign in saying that the
solutions to the great brazilian problems
will be the re-taking of economic growth
and improval in income distribution. In this
condition the energy company takes
advantage as it is responsible for the
infrastructure that guarantees this
development.
Now for the president of the council
of RHE one of the more complex points to
be worked on by the government is the
definition of the long term contracts that
would be responsible for making electric
generation feasible in general. He thinks
the steam plants programme is very
affected because of the dollar and the big
hydroelectric plants are in a way unviable
from the financial point of view.
Fábio Ramos highlights that an
impasse to the investor, refers to the
environmental issue. For him, the
environmental segments should present a
set of demands to be followed by the
enterpreneurs. “The environmental
question reverts itself today as a nightmare
and there is no organized action by the
environmental segments on the way of
orientation. It is all on the basis of try and
error”. For him, the Ministry of Mines and
Energy should act politically together with
the Ministry of Environment with the aim of
defining a clear line to guide the enterpreneur
in the way of obtaining the licenses. “In my
time of director of the National Electricity
Department manuals had been emited to obtain
the concession and the investors did know that if
they delivered that they would obtain the
concession. It is already evident to the country
that many things are inadequately tied by non
environmental licensing.
Cogeneration
SHPs
About the market linked to the Small
Hydro Power Plants ( SHPs ) both of them
emphasize the support that the government
intends to give for this type of generation. Wilson
explains that these have a higher investment
cost and that in a moment when the National
Agency of Electricity ( Aneel ) licitates great
groups of licensings, the SHPs have a certain
difficulty. “In the case of CPFL given that they
were very ancient plants, the investment was
lower”. The president of CPFL still affirms he
is optimistic with the government plans of
About cogeneration, Wilson highlights that
CPFL is the pioneer in the area and the experience
has been very positive. He explains that the
company always maintained an activity a lot more
aimed towards solving the problems of their
consumers than towards
commercial exploring. However
when the need for thermal
generation in the country was
realized the company started to
realize cogeneration as having
an important role in the
generation of energy.
The president highlights
that in the last two years the
company increaed in 15 times the
purchase of energy from this
source, volume that must be
doubled in the forthcoming two
years. Following Wilson about
5% of the energy from the São
Paulo state Power and Light
Para o presidente do conselho da RHE, Fábio Racompany put in the market comes
mos, as PCHs têm condições de participar de forma
from cogeneration plants. “We
competitiva do mercado de energia / For the president of
managed to viabilize a
the council of RHE, Fabio Ramos the SHPs have condipartnership with BNDES, where
tions of participating competitively in the energy market
the bank finances the
entrepreneur to buy the
creating greater incetives to SHPs. “The
equipments and develop their cogeneration plant.
greatest one that we have today is the fact that
It uses the purchase contract of 10 years from
the SHP can sell energy to the consumers
CPFL as a guarantee of that financing, he
without paying the use of the net”, he affirms.
concludes.
For Fabio Ramos the SHPs have
CPFL today is a holding in the area of energy
conditions of participating actively in the
that operates three distributors: Paulista,
energy market. He also believes that the lines
Piratinga and RGE. It also operates a big
of credit will be eased. As advantages of an
generator that has in operation today 19 small
SHP, he places the question of transport and
centrals. The commercializer created last
its participation in the mechanism of energy
November, is the company responsible for the
re-allocation. In addition he states that the
whole process of purchase and sale of energy to
majority of the equipments of an SHP are
attend the demand of each distributor and to sell
national stimulating the brazilian economy.
the energy of the generation companies. It was
“The SHP is a big deal and has a great
born from the fusion of four small muicipal
particularity as it permits national and foreign
companies of electricity in the beginning of the
groups based on national tecnology to get in
20th century and today distributes electricity to
the game”.
234 cities of São Paulo, what represents 1/3 of
the state of São Paulo with its 645 municipalities.