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Ano - 13 Revista no 50 JUL/AGO/SET - 2011 Esse não é o momento das PCHs? Isn’t it the time of SHPs? e mais and more Meio ambiente e o setor elétrico: o ponto de equilíbrio Environment and the electric sector: the point of balance Artigos Técnicos Technical Articles Agenda de Eventos Events Schedule Publicação apoiada pela Associação Internacional de Máquinas Hidráulicas Comitê Diretor do CERPCH Director Committee CEMIG / FAPEPE / IEE-USP / FURNAS / IME / EletrobrAs / ANEEL / MME Comitê Editorial Editorial Committee Presidente - President Geraldo Lúcio Tiago Filho - CERPCH UNIFEI Editores Associados - Associated Publishers Adair Matins - UNCOMA - Argentina Alexander Gajic - University of Serbia Alexandre Kepler Soares - UFMT Ângelo Rezek - ISEE UNIFEI Antônio Brasil Jr. - UNB Artur de Souza Moret - UNIR Augusto Nelson Carvalho Viana - IRN UNIFEI Bernhard Pelikan - Bodenkultur Wien - Áustria Carlos Barreira Martines - UFMG Célio Bermann - IEE USP Edmar Luiz Fagundes de Almeira - UFRJ Fernando Monteiro Figueiredo - UNB Frederico Mauad - USP Helder Queiroz Pinto Jr. - UFRJ Jaime Espinoza - USM - Chile José Carlos César Amorim - IME Marcelo Marques - IPH UFRGS Marcos Aurélio V. de Freitas - COPPE UFRJ Maria Inês Nogueira Alvarenga - IRN UNIFEI Orlando Aníbal Audisio - UNCOMA - Argentina Osvaldo Livio Soliano Pereira - UNIFACS Zulcy de Souza - LHPCH UNIFEI TECHNICAL COMMITTEE Prof. François AVELLAN, EPFL École Polytechnique Fédérale de Lausanne, Switzerland, [email protected], Chair; Prof. Eduardo EGUSQUIZA, UPC Barcelona, Spain, [email protected], Vice-Chair; Dr. Richard K. FISHER, VOITH Hydro Inc., USA, [email protected], Past-Chair; Mr. Fidel ARZOLA, EDELCA, Venezuela, [email protected]; Dr. Michel COUSTON, ALSTOM Hydro, France, [email protected]; Dr. Niklas DAHLBÄCK, VATENFALL, Sweden, [email protected]; Mr. Normand DESY, ANDRITZ Hydro Ltd., Canada, [email protected]; Prof. Chisachi KATO, University of Tokyo, Japan, [email protected]; Prof. Jun Matsui, Yokohama National University, [email protected]; Dr. Andrei LIPEJ, TURBOINSTITUT, Slovenija, [email protected]; Prof. Torbjørn NIELSEN, Norwegian University of Science and Technology, Norway, [email protected]; Mr. Quing-Hua SHI, Dong Feng Electrical Machinery, P.R. China, [email protected]; Prof. Romeo SUSAN-RESIGA, “Politehnica” University Timisoara, Romania, [email protected]; Prof. Geraldo TIAGO F°, Universidade Federal de Itajubá, Brazil, [email protected]. Expediente Editorial Editor Geraldo Lúcio Tiago Filho Coord. Redação Camila Rocha Galhardo Jornalista Resp. Adriana Barbosa MTb-MG 05984 Redação Adriana Barbosa Camila Rocha Galhardo Fabiana Gama Viana Colaborador Angelo Stano Projeto Gráfico Net Design Diagramação e ArteLidiane Silva Cidy Sampaio Tradução Adriana Candal Joana Sawaya Almeida Revisão Isabela Rennó Goulart de Siqueira Patrícia Oliveira PCH Notícias & SHP News é uma publicação trimestral do CERPCH The PCH Notícias & SHP News is a three-month period publication made by CERPCH Tiragem/Edition: 6.200 exemplares/issues contato comercial: [email protected] / site: www.cerpch.org.br Av. BPS, 1303 - Bairro Pinheirinho Itajubá - MG - Brasil - cep: 37500-903 e-mail: [email protected] [email protected] Fax/Tel: (+55 35) 3629 1443 2 Editorial 03 Editorial 04 Geração Generation Geração hidrelétrica: em busca de dias melhores Hydropower Generation: looking for brighter days Mercado Market 08 Isonomia para todas as fontes Equity for all the sources Regulação Regulation 10 Esse não é o momento das PCHs? Isn’t it the time of SHPs? Curtas News 14 Brasil recebe evento destinado ao mercado latino-americano de energia hidrelétrica Brazil receives the event aimed at the Latin-American hydroelectric energy market Workshop Internacional de Máquinas Hidráulicas e Sistemas International Workshop of Hydraulic Machines and Systems Ministério Público oferece Curso de Direito ambiental para o setor elétrico Public Prosecutor offers Environmental Law Course for the energy sector Comitê Latino-americano do IAHR realiza primeira reunião de trabalhos The IAHR Latin-American Committee holds its first workshop Artigos Técnicos 17 Technical Articles Opinião 66 Opinion Meio Ambiente e Sustentabilidade Environment and Sustainability Meio ambiente e o setor elétrico: o ponto de equilíbrio Environment and the electric sector: the point of balance Sustentabilidade como responsabilidadeempresarial e alavanca de valor Sustainability as corporate responsibility and value leverage Agenda 73 Schedule ISSN 1676-0220 iBarcoder Demo ISSN 1676-022; 0 00 5 0 9 771676 022009iBarcoder Demo editorial Dear Reader, Prezado Leitor, Já é notório que nos últimos tempos os incentivos às pequenas centrais hidrelétricas têm ficado aquém em relação às outras fontes de energia. Com base no atual panorama do setor realizamos, em São Paulo, nossa VII Conferência de Centrais Hidrelétricas onde debatemos com os players do mercado, representantes do governo e fabricantes as ações que precisam ser articuladas para que haja uma alteração, em curto e médio prazo, nesse cenário e assim podermos explorar o potencial hídrico de nosso país. Dentro desse enfoque abordamos em nossas matérias as diretrizes que estão sendo tomadas em relação ao Plano Decenal do Setor Elétrico Brasileiro. Nossa revista traz, ainda, uma entrevista com diretor comercial da Andritz Hydro, Joel de Almeida, na qual ele aponta a questão tributária como principal barreira para a retomada dos negócios no mercado de pequenas centrais hidrelétricas. A criação do Comitê Latino-Americano da International Association for Hydro-Environment Engineering and Research – IAHR, efetivada por meio de uma reunião realizada no Rio de Janeiro sob coordenação do CERPCH. Por fim, vale ressaltar a cobertura do HidroVisionBrasil, evento este realizado pela primeira vez no país, que reuniu representantes do Setor de Geração Elétrica da Europa, Ásia, América do Norte e América Latina. Durante a edição do HydroVision, o CERPCH realizou o I Workshop Internacional de Máquinas Hidráulicas, para a discussão dos principais dilemas do setor de turbinas e bombas. Desejo a todos uma boa leitura! It is noticeable that the incentives given to Small Hydropower Plants over the past few years are much lower in relation to those given to other sources of energy. Based on today´s scenario of the sector, our seventh meeting on Small Hydropower plants was held in São Paulo, where market players, government and manufacturers representatives debated the actions that must be articulated aiming at a short and medium-term change in this scenario, so that the water potential of the country can be used. Under this focus our reports approach the guidelines of the actions that are being taken in relation to the Plano Decenal of the Brazilian Electric Sector. This magazine also has an interview with the trade director of Andritz Hydro, Mr. Joel de Almeida, where he points out the tributary issue as the main obstacle against the SHP market trades. The creation of a Latin American committee of the International Association for Hydro-Environment Engineering and Research – IAHR ratified in a meeting that was held in the city of Rio de Janeiro. Finally, it is important to highlight HydroVisionBrasil. This event was held in Brazil for the first time and gathered representatives of the electric generation sector of Europe, Asia, North and Latin America. During HydroVisionBrazil, CERPCH carried out the first International Workshop on Hydraulic Machines, aiming at the discussion of the main dilemmas of the turbine and pump sectors. Wish you all well! Geraldo Lúcio Tiago Filho Geraldo Lúcio Tiago Filho apoio: G o v IAHR DIVISION I: HYDRAULICS TECHNICAL COMMITTEE: HYDRAULIC MACHINERY AND SYSTEMS e r n o f e d e r a l país rico é país sem pobreza 3 geração Geração hidrelétrica: em busca de dias melhores "Setor precisa vencer as batalhas de comunicação e destravar o licenciamento ambiental para explorar o imenso potencial hídrico do país, estimado em 260 GW, dos quais só aproveitou um terço." Por Júlio Santos Erika Cunha Se a crise mundial não reduzir o ritmo de crescimento e mantiver a meta de 5% de aumento do Produto Interno Bruto (PIB), o país precisará, nos próximos anos, de um bloco substancial de energia. A boa notícia: tem um rosário de fontes para diversificar a matriz, como eólicas, biomassa, gás natural e carvão, por exemplo. A má notícia: é justo na fonte em que tem o maior potencial, a geração hidrelétrica, que estão os maiores nós, sobretudo, no campo ambiental. Apesar dos grandes projetos já em construção na região Amazônica - Belo Monte, Santo Antônio e Jirau , a briga nesta seara tem sido bem renhida. A VII Conferência de Centrais Hidrelétricas, que aconteceu em São Paulo, no mês de agosto, tocou fundo numa outra ferida do segmento: a comunicação, pois, segundo se concluiu, os investidores não estão sabendo colocar para a sociedade e players como os meios de comunicação e o Ministério Público os benefícios deste tipo de geração, limpa, barata, competitiva, com tecnologia nacional, geradora de milhares de empregos e de desenvolvimento econômico e social para inúmeras cidades país afora. Assim como no campo do meio ambiente, é uma batalha decisiva para o país explorar seu imenso potencial hídrico, estimado em 260 GW, dos quais só aproveitou até agora um terço. O peso do segmento fica bem claro nos números do Plano Decenal de Energia 2011-2020, que prevê a entrada nos próximos 10 anos de 70 mil MW de tudo o que o país precisará para o período, ou seja, cerca de 7 mil MW por ano. Deste total, 35 mil MW (49,1%) serão provenientes de grandes, médias e pequenas centrais hidrelétricas (PCH), aí incluídos os 6,5 mil MW das usinas do Madeira e os 11 mil MW de Belo Monte. As eólicas, de acordo com o PDE, entrarão com 10,6 mil (14,9%) e as usinas a biomassa, com 12,3 mil (17,3%), totalizando 81,3% de fontes renováveis. No entanto, a participação da geração hidrelétrica na matriz brasileira cairá de 71%, em 2010, para 64%, em 2020. "O Plano Decenal sinaliza claramente a prioridade para a hidroeletricidade. Agora, ela não vai atender 100% das necessidades como ocorria há 20, 30 ou 40 anos. A opção agora é diversificar as fontes até por uma questão de desenvolvimento tecnológico e de segurança energética", explica Altino Ventura Filho, secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia (MME). Nos próximos 20 anos, a perspectiva do MME é de acrescentar 90 GW de hidrelétricas. Para ele, é inevitável, no futuro, o país encontrar formas de explorar o potencial de geração hidrelétrica que possui, principalmente, na região Amazônica, pois não pode abrir mão de uma energia competitiva. O crescimento da expansão hidrelétrica para a região Amazônica carregando a tendência de reservatórios menores, sem regime de regularização, para reduzir os impactos ambientais preocupa o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Ou seja, a tendência é que a operação do sistema daqui para a frente fique mais complexa, fazendo com que seja necessário uma parcela cada vez maior de 4 geração térmica. "Talvez o caminho seja não se fazer reservatórios como se fazia antes, mas ter um reservatório de porte médio, se for possível, para aumentar a capacidade de acumulação, que é a regularização. O tema precisa ser discutido em conjunto", comenta Hermes Chipp, diretor-geral do ONS. "É preciso ter um ponto de equilíbiro nesta discussão, entre deixar de fazer reservatórios e ter despacho térmico de grandes volumes de energia", diz Chipp. Uma das preocupações do ONS é a sazonalidade da produção de energia nas novas usinas a fio d'água. Por exemplo, ele explica que no período úmido, a geração da hidrelétrica de Belo Monte vai variar de 10 mil MW a 11 mil MW, enquanto no período seco este volume ficará entre 1 mil MW e 2 mil MW. Segundo ele, esta é uma preocupação tanto do ponto de vista de operação energética quanto elétrica. Para Chipp, se for adotada a tecnologia de corrente contínua como em Santo Antônio e em Jirau, será uma variação muito grande. "Esta tecnologia é projetada para transmisitr uma energia mais flat, como é o caso de Itaipu, que está sempre gerando quase tudo que produz, mantendo um carregamento constante num elo de corrente contínua. Este tipo de transmissão não pode ter variações diárias", explica Chipp, que acredita numa solução híbrida para a transmissão de longa distância da energia de Belo Monte. A decisão pela alternativa ainda está no campo de estudos pelo planejamento. A característica das novas usinas coloca na cabeça de Chipp uma outra preocupação: como atender o fornecimento de energia no horário de ponta, período que vai das 18 às 21 horas. Na avaliação dele, a perda de potência das usinas a fio d'água no período seco exigirá mais energia térmica. Como saída o diretor do ONS defende o uso da capacidade adicional das hidrelétricas que tiverem condições de gerar mais energia. "Isso é muito mais barato do que instalar uma nova usina, e na minha opinião deveria ser feito", comenta Chipp, acrescentando que o ONS vem se capacitando para operar um sistema com usinas donas de pequenos reservatórios. Independente do novo perfil das usinas hidrelétricas, a grande questão ainda para o segmento vem do lado ambiental. A professora Virgínia Parente, do Instituto de Eletrotécnica e Energia da Universidade de São Paulo (IEE/USP), avalia que é preciso melhorar a governança no processo de licenciamento ambiental para destravar a geração hidrelétrica. "É necessário haver uma convergência de órgãos nas esferas federal, estadual e municipal para que as exigências sejam coordenadas, que todos interpretem as normas da mesma forma e que não haja uma avalanche de liminares", aconselha Virgínia Parente. Segundo ela, é necessário melhorar as condições para que o setor privado continue investindo neste tipo de fonte energética, pois a percepção, atualmente, é de que o licenciamento ambiental é um processo burocrático e complicado, ficando longe de ter a duração previamente combinada e esperada. Virgínia Parente diz que a lentidão do licenciamento ambiental compromete os primeiros fluxos de caixa de um projeto, que são considerados os mais críticos para a recuperação do capital investido. "Então, os adiamentos fazem com que os projetos percam os seus fluxos de caixa que chegariam ao valor presente com valores mais importantes. Estamos falando, a depender da taxa de generation Hydropower Generation: looking for brighter days "The sector needs to win the communication battles and unlock the environmental licenses locks to explore the huge water potential of the country where only one third of an estimated 260 GW is currently being used." Translation: Adriana Candal "There must be an even point in this discussion between not building the reservoirs and having thermal dispatch of large energy volumes", says Mr. Chipp. One of ONS’s concerns is the seasonality of the energy production in the new run-of-the-river plants. For example, he explains that during the wet period, hydropower generation in Belo Monte Power Plant will vary from 10 to 11 thousand MW, whereas during the dry period this volume will range between 1 and 2 thousand MW. According to him this is a concern that comprises both the electricity and the energy operation points of view. To Mr. Chipp, if the technology of continuous current is adopted as in Santo Santo Antônio and Jirau, the variation will be significantly large. "This technology is designed to transmit a flatter type energy, which is the case of Itaipú, which always generates nearly all it produces, maintaining a constant loading in a continuous current link. This type of transmission cannot have daily variations", explains Mr. Chipp, who believes in a hybrid solution to the problem regarding the long distance transmission of the energy generated by Belo Monte. The decision favoring this alternative is still being studied by the planning commission. The characteristic of the new plants has given Mr. Chipp another concern: meeting the demand of peak periods. He points out two consequences: the use of thermal energy to complete the shortage in the dry period and the loss of power of the runof-the river plants. "If you have a power loss and has places in the plants to install new machines at a reduced cost, this is much cheaper than installing a new plant. In my opinion, this is the thing that must be done", he comments and adds that the ONS has been getting the necessary qualifications to operate a system with this new proposal. Regardless of the new profile of the hydropower plants, the million-dollar question for the segment comes from the environmental area. Professor Virgínia Parente, from the Institute of Electrical technology and Energy of the University of São Paulo (USP), assesses that it is necessary to improve the environmental licensing process to let hydropower generation run freely. "There must be a convergence of the organs of the federal, state and municipal spheres so that the demands can be coordinated, so that everyone interprets the rules in the same way and so that there is not an avalanche of court orders", advises Professor Parente. According to her it is necessary to improve the conditions so that the private sector will continue to invest in this type of energy source, given that today’s perception is that the environmental license is a bureaucratic and complicated process and it is far from lasting the period that was previously agreed and expected. Professor Parente says that the slowness of this process compromises the first cash-flows of a project, which are considered the most critical for the recovery of the invested capital. Erika Cunha If the world crisis does not reduce the pace of growth and the goal of a 5% rise in the NGP is maintained, the country will need a considerable amount of energy within the next years. The good news is: there is a variety of sources in order to diversify the matrix such as wind, biomass, natural gas and coal, for example. The bad news is: the source with the highest potential, hydropower generation, is the source that presents the most difficult obstacles, most of them related to the environmental area. Although the large projects are already being constructed in the Amazon Region, Belo Monte, Santo Antônio and Jirau, the dispute in this arena has been fierce. The 7th Conference on Small Hydropower Plants, held in the city of São Paulo in August, deeply touched another wound of the segment: communication, for, as it was concluded, the investors do not know how to show the society and other players, such as the media and the Public Ministry, the benefits of this sort of generations, which is clean, cheap, competitive, has national technology, generates thousands of jobs and economic and social development to countless to cities all over the country. As well as in the environmental area, it is a decisive battle for the country to explore its huge hydropower potential estimated in 260 GW, out of which only one third has been used. The importance of the segment can be clearly seen through the numbers of the Energy Plan (PDE)2011-2020, which forecasts the input of 70 thousand MW within the next ten years, i.e., everything the country will need within this period, about 7 thousand MW a year. Out of this total, 35 thousand MW (49.1%) will come from large, medium and small hydropower plants. This figure already includes 6.5 thousand MW from the plants on The River Madeira and 11 thousand MW from Belo Monte. According to the PDE the wind farms will contribute with 10.6 thousand (14.9%) and the biomass plants with 12.3 thousand (17.3%), totalizing 81.3% from renewable sources. However, the participation of hydropower generation in the Brazilian electric matrix will fall from 71% in 2010 to 64% in 2020. "The Energy Plan (PDE) is clearly signaling its priority to hydropower. Now, it will attend 100% of the demand as it happened 20, 30 or 40 years ago. The option now is to diversify the sources due to a matter of technological development and energy security", explains Mr. Altino Ventura Filho, Secretary of Energy Planning and Development of the Ministry of Mines and Energy (MME). Within the next 20 years, MME’s perspective is to add 90 GW from hydropower plants. According to him, in the future, the country will inevitably find ways to explore the hydropower generating potential it has, mainly in the Amazon Region, given that it is impossible to let go of such a competitive energy. The growth of the hydropower expansion towards the Amazon region, carrying the trend of smaller reservoirs without regulating regimes in order to reduce the environmental impacts, worries the System Independent Operator (ONS). That is, the tendency is that the operation of the system from now on will get more complex, causing the amount of energy coming from thermal generation to increase. "Perhaps the solution is not to build the reservoirs as they used to be, but a medium-sized reservoir, if it is possible, to increase the accumulation capacity, which is the regulation. This issue must still be debated", says Mr. Hermes Chipp, director of the ONS. 5 geração Erika Cunha Erika Cunha desconto praticada, de perdas de 20% a 50% do valor esperado", estima a professora, acrescentado que isso compromete a competitividade do segmento diante de outras fontes de energia, como as termelétricas. "Por questões de licenciamento, as hidrelétricas começam a perder espaço para as térmicas, que são mais caras e poluentes", ressalta Virgínia Parente. Para o professor Luiz Pinguelli Rosa, diretor da Coppe/UFRJ e secretário-executivo do Fórum Brasileiro de Mudanças Climáticas (FBMC), a hidreletricidade está, hoje, no centro internacional do debate sobre meio ambiente, fortalecendo a pressão no país contra a expansão desta alternativa energética. Pinguelli considera que o governo deveria se empenhar em uma solução negociada com os diversos agentes envolvidos na questão ambiental, além de fazer um trabalho para mostrar as vantagens e também desvantagens da geração hidrelétrica. "O que está se fazendo é uma batalha na democracia. A sociedade hoje no Brasil tem exigências muito grandes. A exigência ambiental é muito forte. O governo tem que ter também uma postura mais política de disputa de espaço para a hidreletricidade", aconselha Pinguelli, que considera muito positivo a volta dos investimentos em geração hídrica, com o licenciamento dos projetos das usinas do Rio Madeira e da Hidrelétrica de Belo Monte. Segundo Pinguelli, a redução da participação das hidrelétricas na matriz brasileira é um contrasenso, mas ao mesmo tempo inevitável, uma vez que o potencial hidrelétrico tem um limite e a pressão ambiental é muito grande. "Nós não conseguiremos usar todo o potencial hidrelétrico disponível. Hoje usamos cerca de um terço. O Brasil tem um grande potencial, mas fica em quarto lugar no mundo no aproveitamento dos recursos hídricos para geração de energia, atrás de China, Estados Unidos e Canadá", compara. Quem também enfrenta uma série de barreiras e entraves para crescer é o segmento de pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), que vão da complexidade ambiental até a falta de isonomia tributária com outras fontes, passando por questões regulatórias. Os números comprovam. Hoje, esta fonte representa apenas 3,2% da matriz elétrica, com 3.670 MW instalados. O Plano Decenal 2020 aponta uma queda de 7,5%, de 6.966 MW para 6.447 MW. 6 No último leilão A-3 apenas 725 MW foram ofertados. "Hoje muitos dos projetos e iniciativas estão ficando para o segundo plano. Os empreendedores estão aguardando melhores condições de preço de negociação para poder investir e colocar de pé os seus empreendimentos", aponta Charles Lenzi, presidente executivo da Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa (Abragel). De acordo com ele, um dos principais problemas é o grande número de projetos em análise na Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Represados na agência são mais de 500 PCHs, que somam uma capacidade instalada de 5,5 mil MW. Agilizar o licenciamento, acelerar a liberação dos projetos na Aneel, ter isonomia tributária com fontes como eólica e biomassa são pontos centrais da cartilha dos investidores em pequenas centrais. Tudo isso junto com a realização de leilões separados por fontes de energia e também por regiões. "Se os projetos fossem aprovados, já existiria um portfólio para fazer este tipo de leilão, que dará mais competitividade às PCHs", observa Lenzi. "Para destravar estes pontos, é preciso um trabalho que envolve todos os agentes", recomenda Lenzi. As palestras e debates da VII Conferência de Centrais Hidrelétricas não deixaram dúvidas de que quem atua no segmento de geração hidrelétrica está numa mesma sintonia para apontar os entraves. Só que o segmento precisa fazer mais para melhorar a imagem desta fonte junto à opinião pública e à sociedade. "As PCHs e as hidrelétricas de uma forma geral estão perdendo a guerra da comunicação. Elas não estão se comunicando com a sociedade, embora os seus benefícios sejam muitos", observa o professor Geraldo Lúcio Tiago Filho, secretário-executivo do Centro Nacional de Referência em Pequenas Centrais Hidrelétricas (CERPCH). Para ele, falta mais diálogo com os vários players, como a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Ministério de Minas e Energia (MME) e Ministério Público (MP) para desatar os nós da geração hidrelétrica. Segundo Tiago, o grande problema no Ministério Público é que ele já está com a ideia preestabelecida, sendo geralmente contrário às hidrelétricas. "Falta um maior esclarecimento sobre os pontos positivos e negativos de um empreendimento de geração hidrelétrica. Infelizmente, o setor de hidrelétrica não está tendo competência para se organizar e se estruturar para fazer este enfrentamento junto à opinião pública. O caminho é a comunicação. Está faltando isso", reconhece. "This way, the delays make the projects lose their cashflows that would reach the present value with more important values. We are talking about, depen-ding on the practiced discount rate, losses ranging from 20% to 50% of the expected value”, she estimates. Professor Parente also highlights that this compromises the competitiveness of the segment against other sources of energy such as thermal power, for example. "Because of licensing problems, hydropower plants have started to lose space to the thermal plants, which are more expensive and cause more pollution. Professor Luiz Pinguelli Rosa, director of Coppe/UFRJ and executive-secretary of the Brazilian Forum for Climatic Changes (FBMC), hydroelectricity today is under the international spotlight in debates about the environment, strengthening the pressure against the expansion of thermal power in the country. Professor Pinguelli thinks that in addition to show the advantages and disadvantages of hydropower generation, the government should do extra effort to find a solution together with the other agents involved in the environmental issue. "What is happening is a battle in the democracy. The Brazilian society has significantly large demands. The environmental demand is considerably strong. The government must also have a more political attitude in relation to the dispute for the space of hydroelectricity", advises Professor Pinguelli, who considers as positive the investments in hydropower generation with the licenses of the projects of the plants on the River Madeira and the Plant of Belo Monte. According to Professor Pinguelli, the reduction in the participation of hydropower plants in the Brazilian matrix does not make any sense, but at the same time it is inevitable, given that the hydropower potential has a limit and the environmental pressure is too strong. "We will not be able to use all of the hydropower potential that is available. Today, we use about one third. Brazil has a huge potential, but it occupies the fourth position in the world when it comes to the use of water resources for energy generation – behind China, The United States and Canada”, he compares. The segment of Small Hydropower Plants (SHPs) also faces a series of obstacles and barriers to grow. They range from environmental complexity, lack of tributary equity in relation to the other sources to regulatory issues. The figures vouch that. Today, this source represents only 3.2% of the electric matrix, with 3,670 installed MW. The Energy Plan 2020 shows a drop of 7.5%, from 6,966 MW to 6,447 MW. Only 725 MW were offered in the last A3 auction. "Today, many projects and initiatives have been put aside. Entrepreneurs are waiting for better trading price conditions to be able to invest and make their enterprises soar up”, says Mr. Erika Cunha generation Geraldo lúcio tiago filho, altino ventura, marcos antônio mroz e charles lenzi, durante a cerimônia de abertura. Mr. Geraldo Lúcio Tiago Filho, Mr. Altino Ventura, Mr. Marcos Ant Mroz and Mr. Charles Lenzi during the opening ceremony Charles Lenzi, executive president of the Brazilian Association of Clean Energy Generation (Abragel). According to hem one of the main problems is the large number of projects being analyzed by the National Agency for Electric Energy (Aneel).There are over 500 SHP projects stuck in the agency, summing up an installed capacity of 5.5 thousand MW. Accelerating the licensing process, accelerating Aneel’s analyses, having tributary equity with other sources such as wind and biomass are pivotal points in the investors’ agenda. Also, carrying out separate auctions for the different sources of energy and regions are of the utmost importance. "If the project were approved, there would already be a portfolio to carry out this sort of auction, which would give more competitiveness to the SHPs", observes Mr. Lenzi. "In order to untie these knots, it is necessary to develop an action involving all of the agents", recommends Mr. Lenzi. The lectures and debates of the 7th Conference on Small Hydropower Plants leave no doubt about showing that those, who act in the segment of hydropower generation, are in tune to point out the obstacles. However, the segment must do something to improve the image of this source towards the public opinion and the society. "SHPs and the large hydropower plants are losing the communication battle. They are not communicating with the society, although their benefits are innumerable", observes Professor Geraldo Lúcio Tiago Filho, Executive secretary of the National Reference Center for Small Hydropower Plants (CERPCH). He says that there is a lack of dialogue among the several players such as the Energy Research Company (EPE), the Ministry of Mines and Energy (MME) and the Public Ministry (MP) to untie the knots of hydropower generation. According to Professor Tiago the greatest problem inside the Public Ministry is that it already has pre-established ideas and they are usually against hydropower plants. "The society in general needs to be shown the positives and negative points of a hydropower generating enterprise. Unfortunately, the sector does not have the competence to organize and structure itself to do that. Communication is the path to be followed. That is what is missing: communication", he recognizes. 7 mercado Isonomia para todas as fontes Joel de Almeida, diretor Comercial da Andritz Hydro, aponta questão tributária como principal barreira para a retomada dos negócios no mercado de pequenas centrais hidrelétricas Por Júlio Santos 8 produtiva. Hoje, está se conseguindo fazer usinas eólicas a preços bem mais baixos do que as pequenas centrais. Ou seja, você precisa de tarifas de energia mais baixas para eólica e tarifas mais altas para viabilizar uma PCH. Hoje, para você construir uma PCH é preciso que a tarifa esteja ao redor de R$ 150 MWh a R$ 155 MWh. Já estão falando em construir eólicas com a energia vendida por R$ 131 MWh. Revista PCH Notícias: Esta questão tributária envolve apenas as eólicas, as usinas a biomassa e as usinas a gás natural? Joel de Almeida: A mesma coisa acontece com as usinas nucleares, que também estão recebendo incentivos. A nuclear tem isenção de IPI e de Imposto de Importação até o final de 2015, ou seja, essa geração importa equipamentos em detrimento da indústria nacional. Angra 3 vai custar R$ 9,9 bilhões para gerar 1,4 mil MW. Com este valor, era possível gerar 1.980 MW de PCHs. Angra 3 vai dar ao governo uma renúncia tributária da ordem de R$ 700 milhões. O prazo de geração de uma nuclear é de seis anos, enquanto uma PCH, se a Aneel e os órgãos ambientais permitirem, em três anos fica pronta. Revista PCH Notícias: Hoje, então, a principal fonte concorrente é a energia eólica? Joel de Almeida: O grande problema do segmento de PCH é mesmo a eólica, que está tirando todos os investidores de PCH. Isto significa que todos esses anos em que a indústria de equipamentos se aperfeiçoou, investiu um monte de dinheiro, trouxe para o Brasil tecnologia de ponta e investiu em fábricas estão sendo jogados fora, pois não se constrói mais pequenas usinas, ou seja, é um desincentivo para a indústria nacional. Revista PCH Notícias: Qual é hoje o principal pleito dos players que atuam neste segmento? Joel de Almeida: O segmento não está pedindo para tirar os incentivos das eólicas e das usinas a gás natural, ou outra fonte qualquer. O que se quer é ter direitos iguais, ou seja, ter os mesmos incentivos que estão sendo dados às outras fontes. Não queremos privilégios. Somos de opinião de que todos os incentivos deveriam ser dados às fontes alternativas de energia: PCHs, eólicas, biomassa e gás natural. Um dos pleitos é isentar de ICMS as principais matérias-primas envolvidas na produção de equipamentos para PCH como chapa de aço, aço carbono, cabo de controle potência etc. Outro é a isenção de IPI para os equipamentos hidromecânicos. Revista PCH Notícias: O senhor disse que a principal concorrência vem das eólicas. Existe algum comparativo dos ganhos que as PCHs teriam em termos de competitividade se houvesse isenção tributária? Joel de Almeida: Para a construção de uma usina eólica, o custo fica de R$ 3,5 mil a R$ 4 mil por kWh instalado. No caso de uma PCH, varia de R$ 4 mil a R$ 5,5 mil, com a carga de impostos. Se a PCH tivesse uma desoneração de 15%, este valor cairia para R$ 3,4 mil a R$ 4,675, ou seja, ficaria equivalente. Com isso, o investidor poderia investir tanto numa quanto em outra fonte que teria o mesmo valor de investimento, a mesa Taxa Interna de Retorno (TIR). Arquivo Andritz Os players que atuam no mercado de pequenas centrais hidrelétricas têm pela frente uma série de entraves para superar. No licenciamento ambiental, a complexidade e, em muitos casos, a subjetividade na hora de aprovar ou não as licenças dos projetos. Na regulação, a batelada de projetos básicos represados na Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). No financiamento, os prazos e spreads diferenciados entre as fontes de energia. No entanto, o calcanhar de Aquiles do segmento está mesmo na área tributária, afetando a competitividade de uma alternativa que marca a história do país em termos de geração de energia. A minguada presença de PCHs no leilão A-3 que o governo promoveu no mês de agosto, com 41 projetos e 725 MW, dá bem a medida da retração deste negócio nos últimos anos. "A razão principal é que o governo deu para as eólicas e usinas a gás natural incentivos em termos de isenção fiscal que não temos para as PCHs", aponta Joel de Almeida, diretor Comercial da Andritz Hydro, uma das principais fabricantes mundiais de equipamentos para geração hidrelétrica com 400 mil MW instalados no mundo. "O grande problema do segmento de PCH é mesmo a eólica, que está tirando todos os investidores de PCH", acrescenta o executivo. De acordo com números apresentados por Almeida, se a PCH tivesse uma desoneração de 15%, o valor do kWh construído cairia para R$ 3,4 mil a R$ 4,675, contra os R$ 4 mil a R$ 5,5 mil atuais. O custo do kWh para eólicas fica em R$ 3,5 mil a R$ 4 mil. "Ou seja, ficaria equivalente. Com isso, o investidor poderia investir tanto numa quanto em outra fonte que teria o mesmo valor de investimento, a mesma Taxa Interna de Retorno (TIR)", comenta o executivo, nesta entrevista exclusiva à Revista PCH Notícias. Revista PCH Notícias: Ao contrário do que ocorria há uns quatro anos, os negócios como PCHs caminham, hoje, num ritmo bem lento. O que preocupa o segmento? Joel de Almeida: A grande preocupação dos fabricantes de equipamentos para PCHs e das empreeiteiras é que houve uma queda muito grande nos negócios deste mercado. Antes nós tínhamos um certo número de usinas sendo construídas e, nos últimos anos, o volume de projetos caiu a níveis muito baixos. Revista PCH Notícias: Dá para quantificar o tamanho desta queda? Joel de Almeida: Um exemplo é o mercado de hoje. No leilão A-3 de agosto, foram habilitados 11 mil MW de eólicas, quase 11 mil de usinas a gás natural e 725 MW de PCHs. Então, pode-se ver o tamanho desta queda. Não está havendo igualdade nas condições das PCHs com outras fontes de energia como as eólicas e usinas a biomassa. Com isso, está acontecendo uma migração dos investidores que querem investir em usinas hidrelétricas de pequeno porte para as outras fontes, sobretudo a eólica. Revista PCH Notícias: Então, a principal razão para esta migração dos investidores é a questão tributária? Joel de Almdeida: A razão principal é que o governo deu para as eólicas e usinas a gás natural incentivos em termos de isenção fiscal que não temos para as PCHs. Por exemplo, as eólicas contam com benefícios de impostos como ICMS zero para aerogeradores; para chapa de aço especial para fontes alternativas; cabos de controle; e anéis de moldagem, enquanto as PCHs continuam pagando ICMS em toda a sua cadeia Market Equity for all the sources Mr. Joel de Almeida, Trading Director of Andritz Hydro, points the tributary issue as the main obstacle against trades in the Small Hydropower Plant – SHP market Translation: Adriana Candal The players that act in the Small Hydropower Plant (SHP) market have a lot to overcome iahead of them: in the environmental licensing process, complexity, and in many cases, subjectivity upon approving the license of the projects or not; in the regulation, the huge amount of Proposals stuck in the National Agency for Electric Energy (Aneel); in relation to funding, the different deadlines and spreads according to the energy source. However, the Achilles’ heel of the segment is in the tributary area, affecting the competitiveness of an alternative energy that has marked the history of the country. The feeble presence of the SHPs in the A3 auction carried out by the government in August with 41 projects and 725 MW gives the real picture a market that has been shrinking over the past few years. "The main reason is that the government has not given SHPs the same incentives given to wind farms and natural gas plants, such as fiscal exemption" says Mr. Almeida, trading director of Andritz Hydro, one of the main worldwide manufacturers of equipment for hydropower generation with 400 thousand MW installed all over the world. "The greatest problem of the SHP segment is the wind energy, which is getting SHP investors", he adds. According to figures presented by Mr. Almeida if an SHP were less onerous, about 15%, the value of the built kWh would drop from today’s R$ 4 thousand to R$ 5.5 thousand to R$ 3.4 thousand to R$ 4.675. The cost of the kWh for wind energy lies between R$ 3.5 thousand to R$ 4 thousand. "That is, it would be equivalent. This way, investors could invest in both sources, having the same investment value, the same Internal Return Rate (IRR)", comments Mr. Almeida in an exclusive interview given to this magazine. Revista PCH Notícias: Contrariwise to what happened a few years ago, today, SHP businesses thread at a slow pace. What is the segment worried about? Joel de Almeida: The great concern of the SHP equipment manufacturers and contractors is that there has been a huge drop in this market. In the past there was a large number of plants being built, but his number has been falling to significantly low levels. Revista PCH Notícias: Is it possible to quantify how high is the fall? Joel de Almeida: One example is today’s market. In the A-3 auction of August, 11 thousand MW from wind farms, nearly 11 thousand from natural gas plants and 725 MW from SHP were traded. This shows you the height of the fall. There is no equity between SHPs and other sources of energy such as wind farms and biomass plants. Because of this the SHP investors are migrating to other sources of energy, mainly wind energy. Revista PCH Notícias: Is the main reason for this migration a tributary issue? Joel de Almdeida: The main reason is that the government gave the wind farms and natural gas plants incentives in terms of fiscal exemption, which were not given to the SHPs. For example, wind farms rely on the benefits of taxes such as “zero VAT” given to windmills, special steel for alternative sources of energy, control cables and etc., whereas SHPs still pay this tax for their entire productive chain. Today, the cost of wind farms are much lower than SHPs. Basically, you need lower energy tariffs for wind farms and higher ones to make SHPs feasible. Today, the tariff to build a SHP must range between R$ 150 MWh and R$ 155 MWh. There is already talk about building wind farms with an energy sales cost of R$ 131 MWh. Revista PCH Notícias: Does this tributary issue involve only wind farms and biomass and natural gas plants? Joel de Almeida: The same thing happens with nuclear plants, which are also receiving the incentives. Nuclear plants are exempt from collecting IPI (a tax over industrialized products) and import taxes until the end of 2015. Thus, this type of generation imports equipment to the detriment of the national industry. Angra 3 will have a cost of R$ 9.9 billion to generate 1.4 thousand MW. With the same amount SHPs could generate 1,980 MW. Angra 3 will not collect something about R$ 700 million in tariffs and taxes. Nuclear generation takes about six years to start, whereas SHPs take only 3 years if Aneel and the environmental organs grant the permissions. Revista PCH Notícias: Today, then, the strongest competitive source against SHPs is wind energy? Joel de Almeida: The greatest problem of the SHP segment is, indeed, wind energy, which is stealing SHP investors. This means that all the years when the national industry of equipment improved itself, invested tons of money, brought new technology to Brazil and invested in factories all over the country are being thrown away because we are no longer building SHPs. The national industry gets discouraged. Revista PCH Notícias: What is the main claim of the players that act in this segment? Joel de Almeida: The segment is not asking for the incentives given to wind energy or biomass plants or other sort of energy to be taken away. The segment wants the same rights, i.e., wants to have the same incentives that have been given to the other sources. We do not want any privileges. Our opinion is that the incentives should be given to all sources of energy: SHPs, wind, biomass and natural gas. One of the claims is the exemption of VAT over the main raw-material involved in the production of SHP equipment such as steel plates, cast stainless steel, carbon steel, power cables and control cables. Another claim is the exemption of IPI over hydro-mechanical equipment. Revista PCH Notícias: You said that the main competition comes from wind energy. Is there a way to compare that gains SHPs would have in terms of competitiveness if there were tributary exemption? Joel de Almeida: The cost of the construction of a wind farm ranges from R$ 3.5 thousand to R$ 4 thousand the installed kWh. In the case of a SHP this cost ranges between R$ 4 thousand and R$ 5.5 thousand with the tax collection. If there were a tributary reduction of about 15%, this value would fall to R$ 3.4 thousand to R$ 4.675. There would be equality. This way, investors could invest in both sources of energy, for they would have the same value and the same Internal Return Rate. 9 regulação Esse não é o momento das PCHs? Resultado do leilão A-3, realizado em agosto, deixa o mercado de PCHs em alerta Por Fabiana Gama Viana PCHs: pontos favoráveis Os incentivos regulatórios, a viabilidade econômica, o baixo impacto ambiental, os programas de incentivo do governo e o enorme potencial previsto para as próximas décadas fazem crescer os olhos diante das PCHs, especialmente por parte dos grandes consumidores de energia. É possível constatar que, nos últimos anos, houve um aumento do número de pequenas centrais no Brasil, além do crescimento de empresas ligadas ao setor e da reestruturação de tradicionais fabricantes de equipamentos. Estes, aliás, são um ponto a favor das PCHs. A indústria nacional hoje está qualificada para atender esse mercado, disponibilizando parte dos componentes hidromecânicos e elétricos, produzindo equipamentos como comportas, condutos, válvulas, turbinas, geradores, reguladores de velocidade, além dos elétricos. Aliado a isso, as PCHs são consideradas como investimento prioritário em infraestrutura pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) para aquisição de financiamentos, da mesma forma que são elegíveis a créditos de carbono. O Plano Decenal 2010-2019 do Ministério de Minas e Energia (MME) indica o aumento progressivo da capacidade de geração das fontes renováveis alternativas. Hoje elas representam 9% da matriz elétrica nacional, podendo chegar a 13% em 2019. Segundo dados da Agência Nacional de Elétrica – Aneel (setembro de 2011), hoje no Brasil estão em operação 409 PCHs, 54 em construção e 144 projetos de pequenas usinas outorgados pela agência, mas que não iniciaram sua construção. O país apresenta ainda um potencial de 22 mil MW para novas PCHs ainda a ser explorado. Os números indicam um bom cenário para os pequenos aproveitamentos hidroenergéticos; contudo, a realidade não é das mais animadoras. Cenário não animador: o resultado do leilão A-3 No Leilão A-3, realizado em 17 de agosto, em São Paulo, nenhuma pequena central hidrelétrica foi contratada. Nesta ocasião, foi negociada a contratação de energia de novos empreendimentos de geração de fontes hidrelétrica, eólica, termelétricas a biomassa e gás natural, com início de suprimento a partir de 1º de março de 2014, e os compradores foram as distribuidoras de energia elétrica. 10 Neste leilão, as eólicas roubaram a cena. Foram imbatíveis e derrubaram os preços da energia. Esta, que tinha sido vendida a um preço médio de R$130,86/MWh no leilão de fontes renováveis alternativas, realizado no ano passado, baixou para um preço médio de R$99,58/MWh no leilão A-3. As térmicas a gás e à biomassa fecharam o certame com um preço médio de R$102,09/ MWh e R$102,41/MWh, respectivamente, muito abaixo dos valores mínimos praticados pelas PCHs. Segundo o Diretor de Energia do Departamento de Infraestrutura da Federação das Indústrias do Estado de São Paulo (Fiesp), Decio Michellis Jr., não foi surpresa para o mercado nenhuma PCH ter sido contratada. “Já se esperava pouca ou nenhuma participação de pequenas centrais no leilão A-3 frente ao limite de preços iniciais: R$139,00/MWh para produto disponibilidade e R$146,00/MWh para produto quantidade, e de preços negociados: R$102,41/MWh e R$100,29/MWh, respectivamente”, explica. O Vice-Presidente da Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia (Abiape), Cristiano Abijaode Amaral, comenta que o setor de PCHs ficou surpreso com os preços praticados no leilão, especialmente da fonte eólica, o que dificultou a participação das pequenas centrais hidrelétricas. E os custos civis e ambientais são os grandes responsáveis pelo valor atual da energia das PCHs. Em declaração feita ao portal Canal Energia (18/08/11) após a realização do leilão A-3, o Presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Maurício Tolmasquim, afirmou que as PCHs precisam buscar meios para se tornar mais competitivas. Além disso, Tolmasquim explicou que não seria viável realizar um leilão somente com pequenas centrais hidrelétricas, o que acabaria prejudicando o consumidor. Para ele, em um ambiente com outras fontes renováveis competitivas, seria difícil justificar ao consumidor a razão de contratar uma energia mais cara. Arquivo pessoal Quando se pensa na história da energia elétrica no Brasil, sem dúvidas, as pequenas centrais hidrelétricas figuram como um dos personagens principais. Elas foram inseridas no sistema elétrico nacional no final do século XIX e estavam voltadas principalmente para atender o sistema de iluminação pública e as indústrias têxtil, alimentícia e de mineração. Passadas algumas décadas de ostracismo por conta do foco dado às grandes centrais, as PCHs voltaram a figurar no cenário energético nacional na década de 1980. A partir daí, muito se tem feito para as pequenas centrais hidrelétricas no Brasil. Certamente, a criação da figura do Produtor Independente de Energia Elétrica, em 1998, representou um grande avanço no que diz respeito às PCHs no país. Além disso, programas de incentivo como o PCH-COM e o Proinfa (Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica) indicaram o grande interesse no desenvolvimento dessa forma geração de energia elétrica. Tempo de tramitação dos projetos E não é só a busca por melhores condições de tarifas nos leilões de energia que tiram o sono dos investidores em PCHs hoje. São entraves para a expansão das pequenas centrais no país os prazos de aprovação e estudos e registro junto à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). A liberação de um empreendimento, envolvendo todas as fases do processo (incluindo o ambiental), pode levar anos, até décadas. Em reportagem especial publicada pelo portal Canal Energia (Matriz Energética: Retrato do Mix – Quem está em alta e quem está em baixa no mercado de energia elétrica – 20/06011), retrata-se o atual momento das PCHs no Brasil. Segundo o texto, igualmente aos grandes parques hidrelétricos, as pequenas centrais hidrelétricas têm encontrado dificuldades para sair do papel, em virtude do tempo de liberação de outorgas e de tramitação dos projetos na Aneel. Regulation Isn’t it the time of SHPs? Results of the A3-Auction, held in August, makes market edgy Translation: Adriana Candal When one thinks about the history of electric energy in Brazil, undoubtedly, Small Hydropower Plants appear as one of the main characters. They entered the national electric system in the late 19th century and aimed at meeting the demand of public illumination and textile food and mining industries. After some decades of ostracism, as the focus was set on large hydropower plants, SHP returned to the national energy scenario in the 1980s. From that moment on, a lot has been done for the Small Hydropower Plants in Brazil. Certainly, the creation of the Electric Energy Independent Producer, in 1998, represented a significant advance in the country as far as SHPs are concerned. Besides, incentive programs such as PCH-COM and Proinfa (a program that encourages the use of alternative sources of electric energy) indicated the huge interest in developing this type of electric energy generation. SHPs: pros Regulatory incentives, economic feasibility, low environmental impacts, the programs of incentives offered by the government and the huge potential forecast for the next decades have drawn the attention towards SHPs, especially the attention of the new energy consumers. It is possible to see that, over the past few years, there has been a rise in the number of Small Hydropower Plants in Brazil, as well as the growth of companies of the sector and the restructuring of traditional equipment manufacturers. These manufacturers, by the way, represent an advantage to SHPs. Today, the national industry is qualified to meet this market, making part of the hydro-mechanical and electrical components available, producing equipment such as gateway, penstocks, valves, turbines, generators, speed governor, etc. Also, SHPs are considered as a priority investment by the BNDES (National Bank for Social and Economic Development) for the acquisition funding, as they are suited for carbon credits. The Plano Decenal 2010-2019 of the Ministry of Mines and Energy (MME) indicates a progressive rise in the generation capacity of the renewable alternative sources. Today, they represent 9% of the national electric matrix, and they may reach 13% in 2019. According to data from ANEEL (National Agency for Electric Energy) – September/2011 – there are 409 SPHs operating in Brazil, 54 being constructed and 144 projects of SHP granted by the agency. The country still has a potential of 22 thousand MW for new SHPs. The numbers indicate a good scenario for small hydroenergy potentials, however, the reality is not very exciting. Discouraging scenario: results of the A-3 auction In the A-3 Auction, held in São Paulo in August 17th, there were no deals with SHPs. At that time, energy PPAs from new generation enterprises of hydropower, wind, biomass and natural gas were traded. The supply will start on March 1st, 2014, and the buyers were electric energy distributors. Wind energy stole the spotlight in this auction. It was unbeatable and dropped the price of the energy. Wind energy, which had been sold for an average price of R$130.86/MWh in the auction of alternative renewable sources, carried out last year, dropped to an average price of R$99.58/MWh in the A-3 Auction. Biomass and natural gas thermal power plants closed the auction at an average price of R$102.09/MWh and R$102.41/MWh, respectively, much lower than the minimum values of the SHPs. According to the Director of Energy of the Infrastructure Department of the Industry Federation of the State of SãoPaulo (FIESP), Mr. Décio Michellis Jr, the fact that there were no trades with SHPs was not a surprise. “A small participation of the SHPs or none at all in the A-3 Auction was already expected due to the initial price limits: R$139.00/MWh for availability product and R$146.00/MWh for quantity product; and traded prices: R$102.41/MWh and R$100.29/MWh, respectively”, he explains. The Vice –President of the Brazilian Association of Investors Energy Self-Production (Abiape), Mr. Cristiano Abijaode Amaral, comments that the SHP sector was surprised with the prices of the auction, particularly the prices of wind energy, which made the participation of small Hydropower plants much more difficult. The civil and the environmental costs hold great responsibility for today´s prices of the SHP energy. In an interview given to the Website Canal Energia (August, 18th) after the A-3 Auctions, the president of the Energy Research Company (EPE), Mr. Mauricio Tolmasquim, said that the SHPs need to look for ways to become more competitive. Also, he explained that an auction offering only energy from Small Hydropower Plants would not be feasible ant that would end up being harmful to the consumers. In his opinion, it would be difficult to explain the reason for purchasing more expensive energy in an environment where there are other sources with more competitive prices. Time to analyze the projects Today, SHP investors do not lose nights of sleep just because of the search for better tariff conditions in the energy auctions. They are also concerned about the obstacles against the expansion of the Small Plants and the time spent on having the approval, carrying out the studies and registering the project at the National Agency for Electric Energy (ANEEL). This whole process, including the environmental license process may take years, even decades. A special report published by Canal Energia (Energy Matrix: Picture of the Mix – Who is going up and who is going down in the electric energy market – June 20th, 2011) portrays today’s position of SHPs in the market. According to the report, just as the large hydropower plants, SHPs have face obstacles to become real due to the time spent on approvals and analyses of the projects at ANEEL. One of the difficulties pointed out by the sector is the small number of technicians working for the regulating agency that are in charge of the analysis and approval of the processes. ANEEL must reinforce its administrative structure. In addition, explains Abiape’s vice-president, Mr. Cristiano Abijaode Amaral, some demands from ANEEL, which aim at eliminating false projects, end up harming serious projects that were presented to the agency, making their cost higher. According to Mr. Décio Michellis Jr., Energy Director of the Department of Infrastructure of FIESP – Industry Federation of 11 regulação Licenciamento Ambiental CERPCH Da mesma forma, a rigidez e demora no processo de licenciamento ambiental têm atravancado a expansão das pequenas centrais hidrelétricas no país. “As PCHs estão recebendo tratamentos similares às grandes hidrelétricas no licenciamento ambiental. Déficits de investimento público estão elevando a pressão para um aumento das compensações sociais, além da proposição/ criação de novas medidas mitigadoras, compensatórias e indenizatórias, inclusive para empreendimentos em operação”, afirma Michellis Jr. O Vice-Presidente da Abiape, Cristiano Abijaode Amaral, explica que as PCHs sempre serão viáveis, desde que seja mantido o conceito de pequeno aproveitamento. “Elas não estão relegadas a um segundo plano, mas as pequenas usinas precisam ser trabalhadas como pequenas”. Segundo Amaral, é muito comum ver um projeto de PCH sendo conduzido igual ao de uma usina grande. “Podemos identificar vários projetos de pequenas centrais hidrelétricas que são grandes usinas em menor escala. Tem PCH com menos de 5MW com casa de máquinas de quatro andares. Nos preços atuais de energia, essa situação não se sustenta”, completa o Vice-Presidente da Abiape. Novos Desafios Em vista de todas essas dificuldades, o mercado de PCHs busca novos caminhos para se expandir. É fato que o mercado livre, no qual se vende energia para grandes consumidores, é de interesse do setor. “O problema é que, devido ao resultado do leilão A-3, até mesmo o consumidor do mercado livre quer energia com dois dígitos. Mas precisamos lembrar que a energia vendida em leilão é contratada por longo prazo”, alerta Amaral. Michellis Jr. completa dizendo que, diante do atual cenário de baixa atratividade econômica para oferta de energia das PCHs, os planos de investimentos em novos pequenos empreendimentos foram adiados pela maioria dos investidores. De forma geral, explica o Diretor de Energia do Departamento de Infraestrutura da Fiesp, dependendo do interesse de cada empreendedor, os mesmos estão realinhando os seus objetivos estratégicos de novos investimentos em energia, reavaliando os riscos associados e novas oportunidades de negócios com fontes alternativas, entre elas, a eólica e biomassa. “Este realinhamento implica o deslocamento de tradicionais investidores em PCHs migrando para outras fontes, com destaque para a construção de novos parques eólicos, entre outras”, conclui Michellis Jr. CERPCH O setor aponta como uma das dificuldades os poucos técnicos na agência reguladora, responsáveis pela análise e aprovação dos processos, havendo necessidade de reforçar a estrutura administrativa na Aneel. Além disso, explica o Vice-Presidente da Abiape, Cristiano Abijaode Amaral, algumas exigências da Aneel, que busca eliminar falsos projetos, acabam prejudicando os projetos sérios apresentados, encarecendo-os de forma desnecessária. E a sobrecarga tributária, assimetria de incentivos fiscais concedidos às eólicas, burocracia excessiva, altos custos de implantação e juros são apontados pelo Diretor de Energia do Departamento de Infraestrutura da Fiesp, Decio Michellis Jr., como as principais barreiras enfrentadas hoje pelas PCHs no Brasil. “Os incentivos dados às eólicas (e inexistentes para PCHs), concedidos pelos Estados pela isenção de ICMS (Imposto sobre a Circulação de Mercadorias e Serviços), são o principal desafio”, explica Michellis Jr. Entenda o mercado de PCHs No Ambiente de Contratação Livre (ACL), as PCHs podem vender energia para • Consumidores livres (demanda contratada mínima de 3 MW); • Consumidores Especiais: • Consumidores (Grupo A4 ou superior) com demanda igual ou superior a 500 kW; • Consumidores (Grupo A4 ou superior) reunidos em comunhões de interesse de fato ou de direito, com demanda total igual ou superior a 500 kW. Os Agentes de Distribuição podem adquirir energia de PCHs das seguintes maneiras • Leilões de compra de energia no Ambiente de Contratação Regulada (ACR): leilões A-1, A-3, A-5 e leilões de fontes alternativas; • Energia de geração distribuída através de chamada pública (pequenas usinas conectadas à rede de distribuição) limitada a 10% da sua carga; • Compra compulsória da energia contratada do PROINFA. Opções do agente proprietário de PCHs para portfólio de contratos Leilões –P reços do leilão corrigidos pelo IPCA; –C ontratos de longo prazo; –B aixo risco. PROINFA –C ontratos de longo prazo; –P reços regulados pelo MME e corrigidos anualmente pelo IGP-M; –B aixo risco. Geração Distribuída –P reços resultantes de processo de chamada pública; –C ontratos de médio/longo prazos; –B aixo risco. Mercado Livre –P reços livremente negociados; –C ontratos de curto/médio/ longo prazos – negociação; –M édio/alto risco. Fonte: Apresentação Riscos e Garantias para a Comercialização de Energia de PCHs, de Luciano Macedo Freire, da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), realizada no Encontro Nacional de Operadores e Investidores em Pequenas Centrais Hidrelétricas, em abril de 2009. 12 Regulation Environmental License In the same way, the strictness and the delay in the environmental license process have entangled the expansion of the Small Hydropower Plants in the country. “SHPs are been treated as large hydropower plants as far as environmental license is concerned. Deficits of public investment are elevating the pressure towards a rise in social compensations, in addition to the proposition/creation of new mitigating and compensating measures, including for enterprises that are already”, says Mr. Michellis Jr. Abiape’s vice-president, Mr. Cristiano Abijaode Amaral, explains that the SHPs will always be feasible as long as the concept of small potential is maintained. “They are not set aside, but the SHPs must be dealt with as small”. According to Mr. Amaral it is very common to see a SHP project being treated as a large hydropower plant. “It is possible to identify several SHP projects that are large plats in a smaller scale. There are 5 MW SHPs with a four-story-tall powerhouse. This is an impossible situation according to today’s energy prices,” says Mr. Amaral. New Challenges Facing all these difficulties, the SHP market has been looking for new paths to expand. It is a fact that the free market, where the energy is sold to the large consumers, interests the sector. “The problem is that, because of the results of the A-3 auction, even the free market consumer wants two-digits energy prices. However, it is necessary to remember that the energy sold in an auction has a long-term contract”, warns Mr. Amaral. Mr. Michellis Jr. says that facing today’s scenario, showing a low economic attractiveness for the offer of energy from SHPs, the investment plans in new small enterprises have been postponed by most of the investors. Generally speaking, said Mr. Michellis, depending on the interest of each entrepreneur, they are aligning their strategic goals of new investments in energy, reassessing the risk and the new business opportunities with alternative sources of energy, wind and biomass included. “This new alignment implies the shift of SHP traditional investors migrating to other sources of energy, such as the construction of windfarms, for example”, concludes Mr. Michellis Jr. CERPCH the State of São Paulo and environmental expert of Rede Energia, the tributary overcharge, asymmetry of fiscal incentives granted to the wind energy, excessive bureaucracy, high implementation costs and high interests are the main obstacles faced by the SHPs in Brazil. “The exemption from paying VAT, an incentive given to wind energy by the states (not extended to the SHPs) is one of the most important challenges. Understanding the SHP Market In the Free Purchase Environment (ACL) the SHPs can sell their energy to • Free consumers (minimum purchase of 3 MW); • Special consumers: • Consumers (A4 Group or above) with a demand not lower than 500 kW; • Consumers (A4 Group or above) joined because of a common interest with a demand not lower than 500 kW. Distribution agents can purchase energy from SHP in the following ways • Energy purchase auctions in the Regulated Purchase Environment (ACR): A-1, A-3 and A-5 auctions and alternative sources auctions; • Energy from distributed generation through public call (small plants connected to the distribution grid) limited to 10% of their load; • Mandatory purchase of the energy of PROINFA. Options of the SHP priority agent for portfolio contracts Auctions –A uction prices corrected by the IPCA; –L ong term contract; –L ow risk. Distributed Generation –P rices resulting from public call processes; –L ong/medium term contracts; –L ow risk. PROINFA –L ong term contracts; –P rices regulated by the MME and corrected by the IGP-M; –L ow risk. Free Market – Prices negotiated freely; –L ong/medium/short term contracts – negotiation; –M edium/high risk. Source: Risks and Guarantess for SHP Energy Trading, by Mr. Luciano Macedo Freire with the Electric Energy Trading Chamber (CCEE). This work was presented at the National Meeting of Small Hydropower Plants Operators and Investor is April 2009. 13 curtas brasil recebe evento destinado ao mercado latino-americano de enerGia hidrelétrica BRAZIL RECEIVES THE EVENT AIMED AT THE LATIN-AMERICAN HYDROELECTRIC ENERGY MARKET Por Adriana Barbosa In its first edition in the country, Hydro Vision Brazil came together on September 20th - 22nd in Rio de Janeiro with a public of 300 people including participants and guests. The event which focused on the hydroelectric sector, sought out to discuss the main issues in Latin-America and Brazil, given that the projection of an increase in energy demands in the region is of more than 4% per year for the next decade and a good portion of it is reserved for hydroelectric energy. There were issues debated during the event such as the implications of this increase and what the potential is for an increase in power capacity in existing hydropower plants. The seminar was divided into lectures by manufacturers in the sector and technical sessions where researchers presented their research and studies which were focused on electric power generation in Brazil and around the world. Aside from the talks and technical papers presented during the three-day event, the fair had the participation of manufacturers from Europe, Asia, North American and Latin-America who displayed their products with the intention of selling their services and equipment. Fotos: Adriana Barbosa Em sua primeira edição no país o Hydro Vision Brasil reuniu entre os dias 20 e 22 de setembro, no Rio de Janeiro, um público de 300 pessoas, entre participantes e expositores. O evento voltado para o setor hidroelétrico buscou discutir as principais questões do setor na América Latina e Brasil. Uma vez que a projeção de aumento da demanda de eletricidade na região é de mais de 4% ao ano para a próxima década e, boa parte dessa fatia é reservada à energia hidrelétrica. Questões como quais são as implicações desse crescimento e qual é o potencial para aumento da capacidade elétrica nas usinas hidrelétricas existentes foram debatidas durante o evento. O Seminário foi dividido em palestras de fabricantes do setor e sessões técnicas, onde pesquisadores apresentaram suas pesquisas e estudos voltados para geração elétrica no Brasil e no mundo. Além das palestras e trabalhos técnicos apresentados durante os três dias do evento, a feira contou com a participação de fabricantes da Europa, Ásia, América do Norte e América Latina que expuseram seus produtos com intuito de vender serviços e equipamentos. Translation: Joana S. de Almeida hydrovision – realizado pela primeira vez no brasil HydroVision is held in Brazil for the first time 14 news 15 16 Technical Articles Seccion TECHNICAL ARTICLES WORKFLOW PARA ADEQUAÇÃO REGULATÓRIA DA MEDIÇÃO DE FATURAMENTO EM PCHs ..........................................................18 A Workflow for SHPs Regulatory Compliance in the Wholesale Market Metering System Danilo Ulisses Soares Barbosa, Fernando de Moura Vidal, Alex Mariano EFICIÊNCIA ECOLÓGICA APLICADA A UMA PCH EM FUNÇÃO DA OPERAÇÃO DE UM RESERVATÓRIO HIPOTÉTICO ..........................24 Ricardo Barbosa Posch Siqueira, José Luz Silveira CONTROLE DIGITAL APLICADO A GERADOR DE INDUÇÃO ISOLADO PARA ATENDIMENTO DE PEQUENAS COMUNIDADES RURAIS ...................................................................................... 29 DIGITAL CONTROL APPLIED TO ISOLATED INDUCTION GENERATOR FOR CARE OF SMALL RURAL COMMUNITIES Alexandre Viana Braga (Autor), Ângelo José Junqueira Rezek (Coautor), Augusto Nelson Carvalho Viana (Coautor), Edson Da Costa Bortoni (Coautor), Walter Denis Cruz Sanchez (Coautor) AVALIAÇÃO DE IMPACTOS AMBIENTAIS EM HIDRELÉTRICAS: Análise de diferentes concepções de aproveitamentos na bacia do rio Doce ..............................................................................................35 ASSEMENT OF ENVIRONMENTAL IMPACTS IN HYDROELECTRIC POWER PLANTS: Analysis of different conceptions of exploitation in the Rio Doce’s watershed Cléo Frossard de Assis Souza (autor1), Lília Maria de Oliveira (autor2), Carlos Henrique de Figueiredo (coautor1), Jorge Batista de Souza (coautor2), DESENVOLVIMENTO DE UM SOFTWARE PARA CÁLCULO DE PERDAS EM PEQUENAS CENTRAIS HIDRELÉTRICAS.............................42 DEVELOPMENT OF A SOFTWARE FOR CALCULATION OF LOSSES IN SMALL HYDROPOWER PLANTS Lucas Tarso Neier Riccio (autor), Gilberto Manoel Alves (coautor) ARTIGOS TÉCNICOS DETERMINAÇÃO DE PARÂMETROS DE MÁQUINAS SÍNCRONAS PELO ENSAIO DE RESPOSTA EM FREQUÊNCIA: PROPOSTA DE METODOLOGIA COM INVERSOR DE FREQUÊNCIA..............................................................................................48 DETERMINATION OF PARAMETERS OF SYNCHRONOUS MACHINES FOR TESTING THE FREQUENCY RESPONSE: PROPOSED METHOD WITH FREQUENCY INVERTER Murilo Hinojosa de Sousa, Prof. Dr. Silvio Ikuyo Nabeta CRÉDITOS DE CARBONO: FONTE DE INCENTIVO FINANCEIRO PARA A CONSTRUÇÃO DE PCHs....................................................53 CARBON CREDITS: SOURCE OF FINANCIAL INCENTIVES TO CONSTRUCTION OF SHPs Fernando Weigert Machado e Andréia Pedroso IAHR DIVISION I: HYDRAULICS TECHNICAL COMMITTEE: HYDRAULIC MACHINERY AND SYSTEMS Classificação Qualis/Capes B5 ENGENHARIA III INTERDISCIPLINAR ENGENHARIAS I Áreas de: Recursos Hídricos Meio Ambiente Energias Renováveis e não Renováveis 17 ARTIGOS TÉCNICOS WORKFLOW PARA ADEQUAÇÃO REGULATÓRIA DA MEDIÇÃO DE FATURAMENTO EM PCHs Danilo Ulisses Soares Barbosa, Fernando de Moura Vidal, Alex Mariano Resumo A adequação da medição de faturamento junto à CCEE é um processo crítico para a entrada em operação comercial dos empreendimentos de geração. Mesmo passada essa etapa, a característica de operação enxuta das PCHs e o ritmo de trabalho acelerado dos engenheiros envolvidos, além do dinamismo na troca de profissionais e cargos, dificultam o acompanhamento periódico necessário, podendo expor a empresa ao risco de penalidades. O presente artigo analisa os PdC’s da CCEE e os Procedimentos de Rede do ONS, destacando atividades e prazos importantes para a manutenção da medição, com ênfase na definição de um fluxo de trabalho que leve ao atendimento seguro da regulação. Primeiramente é mapeado o processo de cadastro do ativo, desde a elaboração e aprovações dos projetos de medição e comunicação até o teste final para validação junto à CCEE. Concluída essa etapa, o artigo resume os critérios adotados para aplicação de penalidades por não Adequação do SMF, Dados Faltantes e por Indisponibilidade do Canal de Inspeção Lógica, e foca na definição de um workflow para evitar multas pela gestão contínua da medição, incluindo formas de monitoramento, ajustes e justificativas, caso necessárias. Palavras-chave: Adequação Regulatória; Medição para Faturamento; Mitigação de Risco de Penalidade; Mapeamento de workflow. A Workflow for SHPs Regulatory Compliance in the Wholesale Market Metering System ABSTRACT CCEE regulatory compliance is a critical and necessary process to the beginning of the commercial operation of generation plants. Even when this stage is completed, the small-team nature of a PCH work crew, their rushed work pace and typical turnover on the matter of their role at the plant make difficult the task of monitoring the demands and processes, which increases the penalty risk. The current article analyses CCEE commercial procedures (PdCs) and ONS Network Procedures, emphasizing activities and workflows which are in compliancy to regulation. Primarily the asset registering process is described in details, from project elaboration and approval until CCEE final validation. After that, the article summarizes all criteria for penalties application regarding Wholesale Energy Metering Compliance, Missing Data and Audit Channel Unavailability. Besides that, there is a focus on a workflow definition in order to mitigate penalties risk. Keywords: Regulatory Compliance; Wholesale Energy Metering; Risk mitigation; Workflow mapping. 1. Introdução O aumento da preocupação com o meio ambiente, novos avanços tecnológicos, e a crescente demanda por energia elétrica limpa no país, viabilizaram nos últimos anos um crescimento acentuado no número de Pequenas Centrais Hidrelétricas. Empreendimentos cada vez menores vêm entrando em operação comercial, e o país já conta com um grande número de agentes especializados neste nicho da geração. Uma das dificuldades encontradas por estes empreendedores é que, apesar da grande variação no porte das usinas em termos de potência, a burocracia e a complexidade dos procedimentos para adesão e manutenção da operação no mercado variam muito pouco. Esta dificuldade é agravada por um fator humano: o aquecimento do setor implica em baixa disponibilidade e dificuldade de retenção de engenheiros capacitados em funções operacionais, o que implica em dificuldade na retenção de conhecimento. Neste cenário, torna-se ainda mais importante o estabelecimento de processos bem estruturados para a realização de operações corriqueiras e interações com os órgãos reguladores, focando no cumprimento de prazos estabelecidos pelos mesmos. Tendo como base o conhecimento adquirido pelos autores na prestação de serviços de medição e adequação de agentes de medição à CCEE pela empresa Way2 Technology, o artigo enfatiza a necessidade de conhecimento das normas do ONS e procedimentos de comercialização da CCEE, e define as bases para a criação de procedimentos padronizados que podem ser utilizados por empresas do setor. Mais especificamente, o artigo foca nos processos críticos de adequação da medição à CCEE para operação no mercado, aqueles onde falhas e a não adequação podem implicar em penalidades financeiras. Para fins de contextualização, a figura 1, abaixo, mostra um esquema simplista da arquitetura de um SMF (Sistema de Medição de Faturamento) para atendimento da Câmara. Muitas variações são encontradas, principalmente em relação aos links de comunicação e aos caminhos alternativos realizados pelos dados. Já na aquisição dos medidores de energia, alguns aspectos devem ser levados em consideração como: características elétricas, classe de exatidão, certificado do INMETRO, grandezas a medir, memória de massa, relógio, preservação de registros, leitura dos registros local e remota e autodiagnose. A análise e avaliação da qualidade de energia através do SMF também é requisito para aprovação. Porém são obrigatoriamente avaliados somente os valores de tensão eficaz em regime permanente. Por outro lado, a medição dos valores de outros indicadores tais como distorção harmônica, cintilação e desequilíbrio, ainda que desejável, não tem o mesmo caráter de obrigatoriedade. Way2 Serviços de Tecnologia S.A. – Rod. SC 401, Km 04 – Espaço Primavera Garden, Bloco B, Florianópolis, contato:+55(48)3233-0595, e-mail [email protected] 18 TECHNICAL ARTICLES B refazer C Fig. 1: Arquitetura básica do Sistema de Medição de Faturamento (Wholesale Metering Architecture) No quadro C temos representada a UCM – Unidade Central de Medição, responsável pela realização da Coleta Passiva, opção na qual o próprio agente realiza as coletas de dados e pode fazer seu próprio acompanhamento e consolidação, enviando os dados diariamente à CCEE através do sistema Client SCDE em formato XML. No quadro B, o desenho mostra a Coleta Ativa, opção na qual a CCEE realiza a leitura diretamente do medidor, através de uma VPN, que pode passar ou não por uma infraestrutura do Agente de Medição. Mesmo na Coleta Passiva, essa estrutura de acesso deve ser disponibilizada para a realização de Inspeções Lógicas pela CCEE diretamente nos medidores. Independentemente da opção de coleta, é fundamental que o agente tenha controle do meio de comunicação e realize um monitoramento periódico do mesmo, mitigando o risco de penalidades. 2. METODOLOGIA O trabalho se baseia nos anos de experiência dos autores e da equipe Way2 na prestação de serviços e oferta de produtos para adequação regulatória da medição à CCEE, seja para pequenos agentes, seja imersa na operação de grandes agentes do setor. Além da experiência de campo, são duas as fontes principais de informação oficial em relação à padronização dos procedimentos: os Procedimentos de Rede do ONS (Resolução Normativa no 372/09) e os PdCs – Procedimentos de Comercialização da CCEE (Despacho ANEEL no 169). Ambas as fontes foram revisadas para a elaboração deste trabalho e são constantemente acessadas para o acompanhamento de mudanças regulatórias que impactem no processe de gestão da medição. Para facilidade de entendimento, detalhes da metodologia e as fontes de informação utilizadas para a elaboração do trabalho são melhor explicitadas na descrição dos resultados. 3. RESULTADOS O resultado do trabalho pode ser resumido em processos mapeados a fim de mitigar os riscos de penalidade referentes à adequação do Ponto de Medição, manutenção do seu cadastro, coleta de dados e disponibilização do canal de Inspeção Lógica para a CCEE. 19 ARTIGOS TÉCNICOS Adequação dos Pontos e a Medição O cadastro de pontos de medição na CCEE é quase inteiramente estruturado a partir do Módulo 12 dos Procedimentos de Rede do ONS. Este módulo descreve atividades com relação à medição para faturamento, especificando tecnicamente o SMF (Sistema de Medição para Faturamento) para garantir o controle dos processos de contabilização de energia na CCEE e para apurar as demandas pelo ONS. O módulo estabelece as responsabilidades, as sistemáticas e os prazos para a elaboração e aprovação de projeto, montagem e comissionamento do SMF para a manutenção e inspeção desse sistema de medição, para a leitura dos medidores e para certificação de padrões de trabalho. Para que o SMF seja inteiramente especificado, o Módulo 12 foi dividido em submódulos, onde são definidos: • Submódulo 12.2: instalação do sistema de medição para faturamento; • Submódulo 12.3: manutenção do sistema de medição para faturamento; • Submódulo 12.4: coleta de dados de medição para faturamento; • Submódulo 12.5: certificação de padrões de trabalho; • Submódulo 12.6: configuração de medição para faturamento. O Submódulo 12.2 se refere à padronização da instalação do sistema de medição para faturamento, desde a especificação dos equipamentos a serem utilizados no painel de medição até as atividades necessárias para esta instalação, conforme as responsabilidades do ONS, CCEE e os Agentes envolvidos com esta ligação. Nele também são definidos os requisitos para aprovação do projeto do SMF, etapas para aprovação, assim como os prazos para projeto de instalação, aprovação, montagem e comissionamento. É com base nos Submódulos acima que a CCEE define boa parte dos seus procedimentos de comercialização, no que diz respeito à adequação e manutenção do sistema de medição. O PdC ME.04 – “Mapeamento dos Pontos no SCDE”, por exemplo, estabelece os procedimentos necessários para o mapeamento dos pontos de medição, que se inicia na definição da localização, inclusão no mapeamento do SCDE e na liberação dos pontos para cadastro no SCDE. A figura 2, abaixo, resume o processo de adequação do Ponto de Medição e os principais documentos associados. Fig. 2: Workflow para adequação do ponto de medição (Workflow for Metering Points Set-Up) Conforme o Submódulo 12.2, referente à instalação do sistema de medição para faturamento, primeiramente é necessário solicitar o parecer de localização à CCEE através de um formulário que deve ser preenchido com as seguintes informações: razão social, sigla, CNPJ, categoria e classe, endereço, telefones, além 20 de informações como o nome, CPF, e-mail, endereço e telefone do representante que receberá os comunicados do SCDE. É muito importante certificar se os dados do representante que receberá os comunicados do SCDE estão corretos, pois é para ele que os relatórios semanais e mensais de coleta de dados realizado pelo SCDE serão enviados, assim como as notificações e inconsistências que possam ocorrer com a medição. Neste primeiro passo também deverá ser enviado o Diagrama Unifilar do ponto de medição e o Formulário de Cadastro do Agente. Ao receber esta documentação, a Superintendência da CCEE irá analisar, assim como solicitar ao agente esclarecimentos sobre as informações, caso necessário. Concluindo esta verificação, será disponibilizado o código de 14 dígitos que representa o mapeamento deste ponto de medição no SCDE. Este código é utilizado para padronizar a identificação dos medidores cadastrados no SCDE. E assim é elaborado o parecer de localização, documento elaborado pela Superintendência da CCEE que contém informações sobre a localização dos pontos de medição. Deverá então ser elaborado o Projeto do Sistema de Medição, complementado pelo Projeto do Sistema de Comunicação (ANEXO 1 do Submódulo 12.2). O projeto do Sistema de Medição deverá conter: • Localização dos Pontos de Medição; • Painel de Medição; • Medidores; • Cabeamentos; • Acessórios; • Pontos de Lacre; • Infraestrutura de TI. Já o Projeto do Sistema de Comunicação deverá cumprir com os requisitos da CCEE e apresentar o diagrama da arquitetura de comunicação. O SMF, em geral, deve possuir dois medidores para a medição de um mesmo ponto, sendo um principal e o outro de retaguarda, sempre com o mesmo modelo e mesmas configurações. No caso de medição bruta de unidades geradoras, é preciso somente um medidor. É exigência da CCEE canais de comunicação de acesso exclusivo ou priorizado para o SCDE. O Projeto deve ser aprovado tanto pelo agente conectado quanto pelo ONS. Alguns agentes conectados apresentam condicionantes adicionais para adequação a padrões ou sistemas próprios. Por este motivo, é de vital importância estabelecer diálogo entre as áreas responsáveis antes de qualquer definição ou compra de equipamentos. Após ter cadastrado o ponto de medição, será necessário disponibilizar o canal de comunicação entre a CCEE e os medidores. Novamente, conforme o Submódulo 12.2, o sistema de comunicação com os medidores deve possuir pelo menos duas portas de comunicação independentes com acesso simultâneo ou com priorização, de forma que a CCEE tenha sempre um canal disponível. Este canal que a CCEE utilizará deve ser estabelecido por um túnel VPN (Virtual Private Network). Este túnel segue uma série de protocolos de segurança estipulados pela CCEE. Para solicitar o cadastro de uma nova VPN, é preciso preencher e encaminhar ao atendimento o Formulário de Cadastro para Ativação do Link de Comunicação, disponível na seguinte seção do site da CCEE: Comercialização de Energia » Medição » SCDE » Formas de Comunicação. Tendo o canal de comunicação da CCEE estabelecido com os medidores, é possível solicitar o teste de conectividade, o último passo para finalização do cadastro dos medidores no SCDE, e último passo para concluir os procedimentos que são realizados através da ferramenta SOMA (Sistema Online de Modelagem de Ativos). Neste teste de conectividade, a CCEE verificará não só a estabilidade e bom funcionamento do canal, TECHNICAL ARTICLES mas também a integridade dos medidores e suas configurações. São verificados os valores de TC, TP, versão do firmware, ordem dos canais de energia, tensão e corrente, e todos os parâmetros que são programados no medidor conforme foram cadastrados no SCDE. Só então é possível efetivar o mapeamento do ponto de medição no SCDE, conforme PdC ME.05 – “Manutenção do Cadastro de Medição do SCDE” e no SCL, conforme PdC ME.02 – “Manutenção do Cadastro do Sistema Elétrico no SCL”. A superintendência se encarrega de enviar as informações pertinentes ao ONS e libera o ponto para a entrada de operação do empreendimento. Penalidades e Mitigação de Riscos O PdC ME.07 – “Apuração de Não Conformidades e Penalidades de Medição” trata dos processos de apuração e aplicação de penalidades por problemas de adequação no sistema de medição. Este capítulo resume as principais penalidades aplicáveis aos agentes de medição responsáveis pelas PCHs e uma série de métodos para a mitigação de riscos. As penalidades são apuradas por ponto de medição e classificadas de acordo com os grupos a seguir, onde as penalidades dos grupos ii e iii são apuradas em regime mensal: i. Adequação do Sistema de Medição para Faturamento; ii. Inspeção lógica; iii.Coleta de dados de medição pelo SCDE. Se o agente de medição do SCDE cometer, simultaneamente, infrações dos grupos ii e iii, as penalidades são aplicadas de forma cumulativa. Infração na Instalação e/ou Adequação do Sistema de Medição para Faturamento A infração relativa ao grupo i estará configurada quando for constatada uma ou mais das seguintes pendências: a) Ponto de medição não cadastrado no SCDE; b)Ponto de medição cadastrado, porém que não tenha apresentado projeto e/ou relatório de comissionamento aprovado pelo ONS; c)Ponto de medição cadastrado, porém sem permitir o acesso da CCEE aos medidores, ou seja, nenhuma tentativa de acesso bem sucedida; d)Ponto de medição cadastrado, porém não conectado ou com coleta instável no SCDE, assim entendido aquele que não apresente coleta de dados do ponto de medição, no mínimo, por 7 (sete) dias consecutivos, tanto para os medidores principal e retaguarda ou como para os de bruta, quando for o caso; e)Ponto de medição cadastrado, porém sem medidor de retaguarda. A penalidade de multa por infração na adequação do Sistema de Medição para Faturamento, aplicável para cada ponto de medição irregular do agente de medição do SCDE, corresponde a R$ 5.000,00 (cinco mil reais), multiplicados pelo Fator de Penalidade – FPE: Para evitar este tipo de penalidade, além de seguir o processo de adequação conforme mapeado no capítulo anterior é importante fazer boa escolha dos medidores utilizados, atentando para a lista de medidores homologados pela Câmara e meios de comunicação confiáveis. Este último depende muitas vezes de restrições geográficas, não havendo uma recomendação única. Uma comunicação GPRS, por exemplo, pode muitas vezes ser bastante confiável. Sempre é recomendável, entretanto, alguma forma de monitoramento da disponibilidade dos canais e medidores. Infração na Inspeção Lógica Entende-se por inspeção lógica a coleta com sucesso, pela CCEE, dos parâmetros e dados diretamente de todos os medidores que compõem o ponto de medição do agente de medição do SCDE (principal e retaguarda ou bruta), sem interferência ou intervenção do agente. Conforme define o Módulo 12 dos Procedimentos de Rede do ONS, os agentes são responsáveis por realizar o monitoramento do canal de comunicação para acesso aos medidores pelo SCDE, procurando garantir o sucesso da Inspeção Lógica. A infração por inspeção lógica estará configurada quando for constatado o não funcionamento do link de acesso aos medidores pelo SCDE, ocasionando, pelo menos, 3 (três) tentativas fracassadas e consecutivas de inspeção lógica pela CCEE. A penalidade corresponde ao montante de R$ 1.500,00 (mil e quinhentos reais), multiplicados pelo fator de penalidade – FPE, aplicável para cada ponto de medição irregular do agente de medição do SCDE. A primeira consideração para mitigação de riscos é que os agentes de medição devem informar à CCEE, por meio do módulo de notificações do SCDE, as intervenções realizadas no Sistema de Medição para Faturamento ocasionadas por manutenção preventiva ou corretiva, conforme prazos estabelecidos nos Procedimentos de Rede, incluindo problemas ocorridos com as operadoras de telecomunicações. A CCEE avaliará as informações apresentadas pelo agente de medição do SCDE e poderá isentálo da aplicação da penalidade de multa, caso seja comprovado que as manutenções eram necessárias e implicaram intervenções no Sistema de Medição para Faturamento. Além disso, para maior agilidade e efetividade no tratamento de eventuais problemas, é recomendável o monitoramento constante do canal e, idealmente, da disponibilidade do próprio equipamento de medição. Pode-se, por exemplo, realizar curtas conexões para leitura de alguns parâmetros por este canal a intervalos periódicos, desde que seja garantida a prioridade da CCEE em caso de inspeção. Contando com uma infraestrutura mais avançada, e conhecimento dos protocolos de comunicação, é possível ainda monitorar os acessos da Câmara de forma automática, sem nenhuma intervenção nas leituras propriamente ditas, realizando um diagnóstico da conexão e efetividade da leitura que sinalize eventuais problemas. A figura 3, abaixo, mostra um exemplo de interface de monitoramento em um sistema mais avançado. Os acessos periódicos são resumidos em status diários para cada medidor, indicando com cores diferentes o sucesso e insucesso de verificações próprias ou inspeções reais da CCEE. Fig. 3: Exemplo de interface de monitoramento de Inspeções Lógicas CCEE / (CCEE Meter Auditing Monitoring Interface) Infração na Coleta de Dados de Medição pelo SCDE A infração por penalidades descritas no grupo iii configurase com a ausência de coleta de dados por períodos maiores que 120 (cento e vinte) horas, ininterruptas, ou 240 (duzentos e quarenta) horas alternadas sem coletas para o mês de apuração da penalidade, em decorrência de uma das seguintes hipóteses: a) não disponibilização, pelo agente de medição do SCDE, dos arquivos XML em sua UCM, no caso de coleta indireta pelo SCDE; 21 ARTIGOS TÉCNICOS b) impossibilidade de acesso aos medidores pelo SCDE, no caso de coleta direta; c) rejeição dos dados em decorrência dos processos de tratamento do SCDE, tanto no caso da coleta direta quanto indireta via UCM. Onde os processos de tratamento do SCDE fazem verificação dos seguintes itens para eventual rejeição de dados: • Conformidade da parametrização do medidor em relação às informações cadastradas no SCDE, como o código identificador do medidor e seu número de série; • Relógio interno do medidor; • Ultrapassagem dos limites de potência (geração e consumo) cadastrados no SCDE; • Ocorrência de lacuna de dados na memória de massa dos medidores; • Inversão de canais de geração e consumo em relação à modelagem na CCEE. Os agentes de medição do SCDE devem consultar, diariamente, por meio de solicitação de relatórios no SCDE, a situação de coleta de dados de pontos de medição de sua responsabilidade, para adotar as medidas cabíveis para eventual regularização. A eventual inserção de dados de medição, conforme premissas descritas nos termos do PdC ME.01, não exime o agente de medição do SCDE de eventual aplicação da penalidade prevista nessa seção. O valor da penalidade de multa por infração de coleta de dados de medição pelo SCDE será obtido multiplicando-se o valor monetário do valor do PLD mínimo definido pela Aneel, pela quantidade de horas apuradas, e pelo Fator de Penalidade – FPE, para cada ponto de medição irregular do agente de medição do SCDE. Os agentes de medição do SCDE devem informar à CCEE, por meio do módulo de notificações do SCDE, as intervenções realizadas no SMF ocasionadas por manutenção preventiva ou corretiva, conforme prazos estabelecidos no Procedimento de Rede. A CCEE avaliará as informações e documentos apresentados pelo agente e poderá isentá-lo da aplicação da penalidade de multa caso seja comprovado que as manutenções eram necessárias e implicaram em intervenções no Sistema de Medição para Faturamento. O valor do FPE é definido pelo nível de tensão que se encontra conectado ao ponto de medição em questão. Abaixo temos a tabela 1 com os respectivos valores: Tabela 1: Fator de Penalidade por nível de tensão FPE Nível de Tensão 1 inferior a 30 kV 2 igual ou maior que 30 kV e inferior a 69 kV 3 igual ou maior que 69 kV e inferior a 88 kV 8 igual ou maior que 88 kV e inferior a 230 kV 16 igual ou superior a 230 kV Para mitigar os riscos deste tipo de penalidade, além das verificações do canal, é importante o acompanhamento diário das medições. Isso porque muitos dos problemas possíveis em campo tendem a continuar acumulando dados inválidos até que uma atitude seja tomada. É indispensável verificar, além da coleta, a consistência dos dados segundo as regras utilizadas pela própria CCEE. Isso pode ser feito manualmente ou através de um sistema de validações automáticas. A figura 4, abaixo, mostra um exemplo de tela de acompanhamento da geração e envio de arquivos XML, no caso de Coleta Passiva. Para cada medidor, um status diário indica como foi a consolidação dos dados e envio do arquivo, destacando casos de geração parcial. É importante, obviamente, que o sistema oriente o processo de identificação do problema encontrado que ocasionou o descarte de dados ou a real ausência deles no medidor. 22 Fig. 4: Exemplo de interface de gestão da consolidação e envio de dados SCDE / (Data Validation Management and SCDE integration sample interface) Workflow para manutenção do atendimento regulatório Tendo em vista os riscos de penalidade e as possibilidades de mitigação apresentadas, foi elaborado o fluxo de trabalho ilustrado na figura 5, na página seguinte. No fluxo são indicados os processos de maior importância e seu encadeamento. O processo pode ser implementado em um sistema que oriente a gestão do trabalho, mas pode igualmente ser útil para o acompanhamento por um operador utilizando interfaces diretas, oferecidas pelo medidor, por sistemas de medição de telecomunicação de cada equipamento, pela CCEE, etc. Vale destacar os prazos indicados e também aqueles pontos onde é possível a realização de ajustes. A elaboração de um fluxo adaptado à realidade operacional de cada empresa é importante não só como forma de acompanhamento e mitigação de riscos, mas também como forma de retenção do conhecimento. Com o aquecimento do mercado, é cada vez mais comum que os engenheiros sejam treinados e logo mudem de cargo ou de empresa. 4. CONSIDERAÇÕES FINAIS O presente artigo expôs o resultado de estudos da regulação e anos de experiência de campo na adequação da medição de faturamento junto à CCEE. Com base nestas informações, foram elaborados processos de acompanhamento que servem como base para a mitigação de riscos de penalidades e problemas na medição de faturamento. Especificamente, o processo de adequação do ativo foi detalhado, referenciando a documentação do ONS e da CCEE, os critérios de penalidades foram revistos com ênfase em metodologias para o aumento do controle pelo agente de medição. Um processo de acompanhamento mensal resumiu as atividades, prazos e possibilidades de ajustes da medição disponíveis ao operador. A documentação pode ser utilizada como uma introdução aos trâmites de adequação e acompanhamento da medição, como fonte para a elaboração de um processo próprio de acompanhamento adequado à realidade operacional de agentes de medição ou como uma base para retenção de conhecimento. Conforme exposto, o aquecimento do mercado agrava o problema de escassez de profissionais qualificados para este processo crítico. 5. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS • [1] CÂMARA DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA. Procedimentos de Comercialização. (São Paulo, Brasil) • [2] OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA. Procedimentos de Rede. (Rio de Janeiro, Brasil) DIREITO DE REPRODUÇÃO A Way2 Tecnologia, na qualidade de autora do presente artigo, permite a reprodução de seu conteúdo em publicações impressas do CERPCH. TECHNICAL ARTICLES Fig. 5: W orkflow para manutenção regulatória da medição de faturamento em PCHs (Workflow for regulatory compliance management in wholesale metering for SHPs) ANOTAÇÕES 23 ARTIGOS TÉCNICOS EFICIÊNCIA ECOLÓGICA APLICADA A UMA PCH EM FUNÇÃO DA OPERAÇÃO DE UM RESERVATÓRIO HIPOTÉTICO Ricardo Barbosa Posch Siqueira, 2 José Luz Silveira 1 RESUMO Este trabalho apresenta o conceito de eficiência ecológica aplicada em uma Pequena Central Hidrelétrica (PCH) em função da operação do reservatório, avaliando o impacto das emissões de gases de efeito estufa da usina e o tempo de retorno de investimento do empreendimento. Por meio do comportamento do reservatório, é determinada a emissão média de gases de efeito estufa em função da área inundada e de uma série de vazões naturais do rio. Com base nas emissões de reservatórios indicados pelo MCT juntamente com a formulação proposta para o indicador de poluição em usinas hidrelétricas por SILVEIRA e BRAGA (2010), uma análise destes no retorno de investimento (“Pay-Back”) é elaborada para a determinação da eficiência ecológica. A contribuição da atividade humana no aumento dos gases de efeito estufa (GHG – Green House Gas) é um tema mundial e que tem por objetivo identificá-la e promover ações mitigatórias futuras com a finalidade da redução do impacto desta no aquecimento global. Enfim, este trabalho tem a finalidade de abordar o tema de eficiência ecológica aplicada a uma PCH, operada por um reservatório hipotético com base em um comportamento definido por uma série de vazões de um determinado rio, aliando as emissões de gases do reservatório pela área inundada com os obtidos em reservatórios pela COPPE (SANTOS et al., 2006). Palavras-Chave: Eficiência Ecológica; Emissão de Gases de Efeito Estufa (GHG); PCH; Análise Econômica. 1. INTRODUÇÃO A contribuição da atividade humana no aumento dos gases de efeito estufa (GHG – Green House Gas) é um tema mundial e que tem por objetivo identificá-la e promover ações mitigatórias futuras com a finalidade da redução do impacto desta no aquecimento global. Dentre vários gases que influenciam no comportamento do aquecimento global, pode-se citar como sendo os principais gases causadores deste fenômeno pelos reservatórios hidrelétricos o dióxido de carbono (CO2) e o metano (CH4) (SANTOS. et al., 2006). Organismos internacionais têm monitorado os gases de efeito estufa e identificaram o crescimento da taxa destes gases na atmosfera. Na época da pré-evolução industrial, a concentração de CO2 na atmosfera era de 280 ppm. Em 2005, a concentração foi de 379 ppm (IPCC, 2007). Além disso, o potencial equivalente de dióxido de carbono equivalente do metano emitido é 21 vezes maior que o dióxido de carbono, o que faz deste gás um dos destaques como poluente (VILLELA e SILVEIRA, 2007). Sendo assim, a busca por maiores eficiências em sistemas já é uma realidade para os fabricantes. Melhores eficiências acarretam em menores perdas e, consequentemente, em uma contribuição na melhoria dos índices do aquecimento global através do uso eficiente da energia. Não obstante, os reservatórios são focos na análise de sua contribuição para com o aquecimento global. Estudos comprovam que estes emitem gases em níveis consideráveis, uma vez que podem inundar áreas com matérias orgânicas, tal como, floresta com sua respectiva biomassa e mudar o comportamento de emissão natural do rio, ou seja, anterior à construção do empreendimento. A produção de gases pela biomassa instalada no reservatório ocorre através da decomposição orgânica da matéria. Basicaz mente, o processo de produção do gás metano se faz pela decomposição anaeróbica da biomassa e do gás dióxido de carbono pela decomposição aeróbica. Vários trabalhos têm sido preparados por governos, universidades, institutos de pesquisa e ONG’s, com o intuito de formar opinião e promover discussões sobre perspectivas diferentes. O Ministério de Ciência e Tecnologia (MCT, 2006), elaborou o primeiro inventário de reservatórios de emissões antrópicas de gases de efeito estufa com referência às emissões de dióxido de carbono e de metano pelos reservatórios hidrelétricos brasileiros. Os reservatórios estudados foram os das usinas de Miranda, de Três Marias, de Barra Bonita, de Segredo, de Xingó, de Samuel e de Tucuruí, indicando uma contribuição de gases de efeito estufa. Outros trabalhos referenciados por SANTOS et al. (2006), mencionam as emissões de gases pelas bacias amazônicas e os métodos de extrapolação de dados. Porém, uma preocupação é destacada quanto à utilização destes dados em outros reservatórios, uma vez que as condições de um reservatório para outro podem influenciar nos resultados finais quando aplicados a uma mesma metodologia. Neste trabalho foram utilizadas emissões médias de CO2 e de CH4 indicadas em SANTOS et al. (2006), somente como forma de abordar o assunto de eficiência ecológica em função de uma dada operação de reservatório de uma PCH. Com relação à eficiência ecológica em usinas hidrelétricas, aplicou-se a equação abordada na dissertação de Braga (2010), produzida pela Unesp, campus Guaratinguetá, que relaciona os tipos de geração de energia com a eficiência ecológica na produção de hidrogênio. O trabalho emprega uma metodologia baseada no indicador de poluição, sendo este a razão do CO2 equivalente sobre a energia específica da hidrelétrica. Desta forma, a finalidade deste trabalho é abordar o tema “Eficiência Ecológica” aplicada a uma PCH, operada por um reservatório com base em uma série de vazões do rio, aliando-se as emissões de gases do reservatório pela área inundada, sendo estas indicadas por SANTOS et al. (2006). Em fase final é elaborada uma análise econômica com vista na aplicação da eficiência ecológica no retorno do investimento (Pay-Back). Assim, baseando-se em SIQUEIRA e SILVEIRA Universidade Júlio de Mesquita Filho – Campus Unesp, Avenida Dr. Ariberto Pereira da Cunha, 333 – CEP: 12.516-410 – Guaratinguetá-SP, e-mail: [email protected] Universidade Júlio de Mesquita Filho – Campus Unesp, Avenida Dr. Ariberto Pereira da Cunha, 333 – CEP: 12.516-410 – Guaratinguetá-SP, contato: (12) 3123-2800, e-mail: [email protected] 1 2 24 TECHNICAL ARTICLES (2004), obtêm-se os custos de investimentos do empreendimento em questão. 2. METODOLOGIA A metodologia aplicada na elaboração deste trabalho inicia-se com a adoção de uma série de vazões de um determinado rio e posterior análise de sua curva de permanência juntamente com a escolha da vazão do empreendimento. Com base na informação de queda do empreendimento, escolhe-se o tipo de turbina a ser utilizada e obtêm-se os respectivos valores de queda (H) e vazão (Q) de operação da mesma. O reservatório hipotético tem como base uma secção de uma figura plana e um comprimento fixo. As cotas iniciais são definidas aleatoriamente e variam ao longo do tempo de acordo com as vazões não turbinadas, sendo estas transformadas em volumes adicionais ao reservatório e consequentes variações da área inundada do mesmo, provocando variações nas emissões de gases de efeito estufa aplicadas à operação da PCH. As emissões de gases de efeito estufa são obtidas pelos valores médios através de resultados apresentados nos reservatórios das usinas estudadas no relatório do primeiro inventário brasileiro. Com base nas emissões médias dos reservatórios e no comportamento do reservatório, referente à área inundada, obtém-se a emissão média de carbono do reservatório ao longo de um determinado período. Entende-se que as emissões médias consideram as influências de diferentes fatores de situações encontradas em cada reservatório, tais como, altura do reservatório, biomassa alagada, temperatura, localização, etc., tendo como referência a área inundada. Na determinação da eficiência ecológica, calcula-se o indicador de poluição com referência ao CO2 equivalente pela energia específica inerente ao empreendimento. Por fim, elabora-se uma análise econômica do empreendimento com base no diagrama de custo de investimento (SIQUEIRA, 2006) e insere-se a contribuição do indicador de poluição da pequena central através do produto da produção de eletricidade da usina com a eficiência ecológica. O resultado da análise econômica é apresentado em um gráfico. 3. RESULTADOS A seguir, são apresentados os resultados obtidos com base na sequência da metodologia explanada anteriormente. A curva de permanência do empreendimento é obtida através da série de vazões do rio. A seguir, a tabela 1 representa as vazões do aproveitamento em função do tempo de disponibilidade ou permanência: Tabela 1: Tempo de Permanência vs Vazão Permanência (%) Vazão (m³/s) 100 6,02 95 9,75 90 11,38 85 13,77 80 15,96 75 18,48 70 22,57 65 25,49 60 29,81 55 33,42 50 37,86 45 42,81 40 50,33 35 55,96 30 63,39 25 71,60 20 80,22 15 90,88 10 107,70 5 123,95 0 193,69 Com base no gráfico da figura 1, adotou-se como sendo a vazão total turbinada máxima de 70,00 m³/s referente a uma permanência em torno dos 25%. FIG. 1: Curva de Permanência A escolha do tipo de turbina é feita em função da queda do aproveitamento. Para uma queda definida em 44,00 m, a turbina é do tipo Francis (SIQUEIRA e SILVEIRA, 2004). O número de máquina foi definido como 3. Desta forma, a vazão de cada turbina é de 23,33 m³/s. Considerando os valores de queda e vazão da turbina, conforme a tabela 2 a seguir, aplica-se a seguinte relação básica H x Q: Tabela 2: H x Q H (m) Vazão (m³/s) 44 23 44 21 44 19 44 18 44 15 44 13 O reservatório tem uma secção com forma trapezoidal com comprimento fixo. As cotas iniciais do reservatório são estimadas em 800 x 50 x 30 metros (B x b x h). O formato do mesmo está representado na figura 2 abaixo: B h b FIG. 2: Volume do Reservatório 25 ARTIGOS TÉCNICOS onde: • B: cota superior do reservatório em metros; • b: cota inferior do reservatório em metros; • h: altura do reservatório em metros. Com a finalidade de obter equações das cotas h e B, simularam-se algumas situações do reservatório e obtiveram-se as seguintes equações em função do volume (V): • B = 1,12 ! 10-5 ! V + 442,96 • h = 3,8 ! 10-7 ! V +12,09 As emissões de gases de efeito estufa foram obtidas pelas médias apresentadas em resultados de estudos realizados por SANTOS, et al. (2006), sendo estas indicadas na tabela 3 a seguir: Tabela 3: Emissões Médias CO2 e CH4 (SANTOS et.al., 2006) Reservatório CH4 kg/km²/d CO2 kg/km²/d Tucuruí 109,4 8475 Samuel 104,0 7448 40,1 6138 Xingó Serra da Mesa 51,1 3973 Três Marias 196,3 1117 Miranda 154,2 4388 Barra Bonita 20,9 3985 Itaipu 20,8 171 8,8 2695 78,4 4266 Segredo Média FIG. 3A: Reservatório vs Emissão de Carbono (meses 0 a 360) Os mesmos autores apresentam a equação de conversão dos gases, mencionados na tabela 3, em equivalente de tonelada de carbono-ano (Ce-ano), conforme equação 1 a seguir: 12 12 × lGWP + CO2 × CH4 × ×t 16 44 Ce - ano = 1000 (1) onde: • IGWP : índice de conversão para equivalente de CO2; • t: tempo, em dias. O índice GWP (Global Warming Potential) apresentado pelos autores tem como referência o índice fornecido pelo IPCC (Intergovermental Panel on Climate Change) para o gás metano de efeito estufa de 7,6 (IPCC de 1996), porém, o índice atual faz menção a uma referência de 21 vezes o equivalente de CO2 (UNFCCC, 2007). As figuras 3A e 3B, referem-se aos resultados obtidos da emissão de carbono equivalente juntamente com comportamento obtido para o reservatório, sob os parâmetros de volume e de área alagada. A figura 3A tem a finalidade de mostrar o comportamento durante os 360 meses e, para uma melhor visualização deste comportamento, elabora-se o gráfico da figura 3B, o qual compreende os meses 265 até 276, referentes ao ano em que se aproxima da média quadrática ou do ano típico. Com relação à emissão de carbono, o valor médio obtido durante o período total foi de 205 toneladas de carbono por mês (tC/mês). Após análise de emissão de carbono pelo reservatório, inicia-se a análise de eficiência ecológica do empreendimento, aplicando as emissões médias dos gases determinadas na tabela 3 anterior. 26 FIG. 3B: Reservatório vs Emissão de Carbono (meses 265 a 276 (ano típico)) De acordo com a metodologia utilizada por VILLELA e SILVEIRA (2007), a eficiência ecológica é determinada por um indicador de poluição do sistema (equação 2) em razão do poder calorífico do combustível. No caso da usina hidrelétrica, o combustível é a massa de água que passa por cada turbina. ∏g = (CO2 ) e PCI (2) onde: • Πg: indicador de poluição (kg (CO2)e/MJ); • PCI: poder calorífico do combustível (MJ/kgComb); • (CO2)e: dióxido de carbono equivalente (kg (CO2)e/kgComb). Com a adaptação mencionada pela autora, temos a equação 3: πgHid = (CO2 ) e EHid • πgHid: indicador de poluição (kg (CO2)e /MJ); • EHid: energia específica da hidrelétrica (MJ/kgÁgua). (3) TECHNICAL ARTICLES A emissão de poluente da usina hidrelétrica ocorre através do reservatório da mesma em função da área inundada, provocada pelo modo de operação do reservatório. O volume do reservatório está em função da vazão natural do rio e do quanto a usina está turbinando em determinado momento. Sendo assim, a emissão de poluente terá sua variação ao longo do tempo em função das mudanças de cotas do reservatório, permitindo obter um valor médio de CO2 equivalente no período, sendo este de 505 ton CO2/mês. Por fim, a eficiência ecológica é determinada utilizando-se a equação 4 abaixo: 0, 204η ρ ε= η + ∏ g ρ ( × ln 135 − ∏ g ) 0,5 (4) onde: e: eficiência ecológica; hr: eficiência da usina hidrelétrica. A seguir, a tabela 4 mostra os resultados dos parâmetros básicos para determinação da eficiência ecológica referente à usina hidrelétrica em questão: • • Tabela 4: Eficiência Ecológica Parâmetros Resultados mH2O (kg/s) 104.254 EP (J/s) 27.000.000 Taxa CO2 (ton/mês) 505 mCO2 (kg/s) 0,194830 (CO2)e (kg CO2/kg H2O) 1,87E-06 EHid (MJ/kg) 0,0002589 πg Hid (kg CO2/MJ) 0,007216 hr (%) 60 e (%) 99,4 Os resultados dos parâmetros anteriormente apresentados consideram valores médios correspondentes aos parâmetrosbase, sendo estes EP e taxa CO2, pelo período em que se observa a operação da usina hidrelétrica aliada ao respectivo reservatório. Os valores dos parâmetros-base foram obtidos através de simulações do reservatório durante os 360 meses analisados. Por fim, a análise econômica apresentada a seguir, inclui a eficiência ecológica como um fator de “penalidade” para o empreendimento devido ao peso da contribuição deste em relação ao aquecimento global, pelo fato da emissão de gases de efeito estufa ocorrida no reservatório. Foram aplicadas as equações utilizadas por SIQUEIRA e SILVEIRA (2004), juntamente com a obtenção do custo de investimento da PCH. Em resumo, a configuração básica da PCH é indicada na tabela 5: Tabela 5: Configuração Básica da PCH De acordo com as informações apresentadas na tabela 5, o custo de investimento do empreendimento está na ordem de 1400 USD/kW instalados (Siqueira, R.B.P, 2006). O custo de eletricidade produzida é calculado de acordo com a equação 5: CEle = • • • • • • • • lpl × f + CManTH + CManGer + COper H × Ep (5) onde: CEle: custo da eletricidade produzida em USD/kWh; Ipl: custo de implantação em USD; f: fator de anuidade em 1/ano; H: número de horas de operação em h/ano; Ep: potência instalada em kW; CMan TH: custo para manutenção na turbina em USD/kWh; CMan Ger: custo para manutenção no gerador em USD/kWh; COper: custo para operação da usina em USD/kWh. O fator de anuidade é calculado pela equação 6 a seguir: f= ( ) qk × q − 1 (6) k q −1 onde: • k: tempo de retorno do investimento em anos; • q: relacionada à taxa de juros (r) e determinada pela equação (7): q =1+ r (7) 100 O cálculo da receita é determinado pela equação 8: ( R = H × Ep × PEle − CEle ) (8) onde: • PEle: preço da eletricidade no mercado em USD/Ano. Com a finalidade de demonstrar o impacto da ecológica no tempo de investimento, a equação do eletricidade deve ser modificada, incluindo o fator expresso pela eficiência ecológica. Sendo assim, modifica-se a equação 5, sendo esta a equação 9 expressa abaixo: CEle = lpl × f H × Ep × • ηρ eficiência custo de ecológico conforme + CManTH + CManGer + COper (9) 100 onde: e: eficiência ecológica em %. Com base nas informações indicadas na tabela 6, elabora-se um gráfico (figura 4) com a finalidade de introduzir o conceito da eficiência ecológica na análise econômica do empreendimento, observando o impacto no tempo de retorno do investimento: Tabela 6: Análise Econômica Parâmetros Resultados Preço da Eletricidade (USD/kW.h) 0,075 Custo da Eletricidade (USD/kW.h) 0,092 Custo de Investimento da Planta (kUSD) 37.800 Fator de Anuidade (1/ano) 0,177 Parâmetros Resultados Potência Instalada (kW) 27.000 Horas de Operação (h/ano) 3.024 Fator de Aproveitamento (%) 35 % Eletricidade Produzida (kW) 27.000 Número de Máquinas 3 Custo de Manutenção/Operação (USD/kW.h) 0,01 Tipo de Turbina Queda Nominal (m) Taxa de Juros (%/ano) 12 Francis Tempo de Retorno (anos) 10, 15 e 20 44,00 e (%) 99,4 27 ARTIGOS TÉCNICOS Ao aplicar a eficiência ecológica no equacionamento do retorno de investimento, observa-se que o “Pay-Back” aumenta à medida em que a eficiência ecológica penaliza o retorno do investimento em função do grau de poluição do sistema em análise. Isto pode ser observado conforme apresentado na figura 4. cionada a uma emissão média mensal de poluentes (CO2 e CH4) pelo reservatório hipotético de 505 ton CO2 equivalente/mês. Uma vez usada a eficiência ecológica, o tempo de retorno de investimento é afetado. Observou-se um aumento no “Pay-Back” de aproximadamente 4 meses, passando de 16,7 para 17 anos, indicando que o empreendimento será penalizado na proporção de quanto o sistema emite de poluentes por combustível consumido, neste caso, kg de água turbinada. Por final, outros estudos relacionados à emissão de gases de efeito estufa, aliados à eficiência ecológica, devem ser elaborados com a finalidade de certificar e buscar melhores resultados. 5. REFERÊNCIAS FIG. 4: Retorno de Investimento vs Eficiência Ecológica 4. CONSIDERAÇÕES FINAIS O objetivo do trabalho proposto foi introduzir o conceito de eficiência ecológica aplicado em PCH, aliando-se a operação da usina e baseando-se no reservatório hipotético. Quando analisado o comportamento do reservatório em função de sua área inundada, sob o ponto de vista das emissões de gases de efeito estufa, observou-se uma emissão média de carbono mensal ao logo do tempo. As emissões aplicadas neste trabalho foram obtidas através de emissões médias relacionadas aos estudos elaborados em usinas hidrelétricas. Relacionar emissões de um reservatório para outro pode implicar em erros, pois cada reservatório terá uma condição peculiar, como por exemplo, temperatura média, profundidade, biomassa alagada, entre outros fatores. Para isso, deve-se incluir outros fatores na presente metodologia com a finalidade de aprimorar o critério de avaliação da eficiência ecológica em reservatórios hidrelétricos, conforme estudos em andamentos. Buscou-se determinar os parâmetros que resultassem na eficiência ecológica e sua influência no custo de produção de eletricidade. Os resultados obtidos indicam uma eficiência de 99,4%, rela- ANOTAÇÕES 28 • VILELA, I. A. C. ; SILVEIRA, J. L.. 2007, Ecological efficiency in thermoelectric power plants. Applied Thermal Engineering, v. 27, p. 840-847. • SANTOS, MARCO AURÉLIO DOS. ET AL., 2006, Gross Greenhouse Gas Fluxes from Hydro-Power Reservoir compared to ThermoPower Plants. Em: Energy Policy, Elsevier. p 481-488. • MINISTÉRIO DA CIÊNCIA E TECNOLOGIA (MCT), 2006. Emissões de Dióxido de Carbono e de Metano pelos Reservatórios Hidrelétricos Brasileiros. Disponível em: <http://www.mct.gov.br/upd_blob/0008/ 8855.pdf >. Acesso em: 18 jul. 2011. • SIQUEIRA, Ricardo Barbosa Posch; SILVEIRA, J. L. .2004, Construção de Diagramas de Custos de PCH’S Incorporando Turbinas Hidráulicas de Mercado. Em: IV Simpósio Brasileiro de Pequenas e Médias Centrais Hidrelétricas, Porto de Galinhas. • INTERNATIONAL PANEL ON CLIMATE CHANGE (IPCC), 2007. Climate Change 2007: Synthesis Report. Disponível em: <http:// www.ipcc.ch/ publications_and_data/publications_ipcc_fourth_ assessment_report_synthesis_report.htm>. 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TECHNICAL ARTICLES CONTROLE DIGITAL APLICADO A GERADOR DE INDUÇÃO ISOLADO PARA ATENDIMENTO DE PEQUENAS COMUNIDADES RURAIS 1 Alexandre Viana Braga, Ângelo José Junqueira Rezek, 3 Augusto Nelson Carvalho Viana, 4 Edson da Costa Bortoni, 5 Walter Denis Cruz Sanchez 2 Resumo Pretende-se apresentar neste artigo a implementação de um controlador de carga digital para o gerador de indução empregando a placa SEMIKRON MP 410 T, módulo de disparo de tiristores microprocessados e reguladores digitais incorporados. Uma contribuição e novidade do presente trabalho, consiste na aplicação de um sistema opcional de regulação de tensão, empregando-se o controle de uma carga lastro auxiliar. Assim, consegue-se manter a tensão no valor referenciado e também a frequência será mantida aproximadamente constante, variando numa aceitável faixa, para cargas do meio rural. O sistema proposto é, portanto, mais simples e barato e contempla o controle, de tensão e frequência, simultaneamente, consistindo-se em novidade e contribuição adicional da proposta, diferenciando-se neste aspecto o método proposto, das aplicações mais usuais existentes na bibliografia, que sempre incluem dois controles distintos de tensão e frequência. Esta proposta é, portanto, mais simples e barata, sendo desta forma, uma importante contribuição e inovação do trabalho. Tem-se já até o controle analógico, inclusive o circuito de disparo, implementado na Fazenda Boa Esperança, serra da Mantiqueira, município de Delfim Moreira, situado a 30 km de Itajubá. Com o controle digital ficará tudo bem mais compacto e provavelmente com resposta até mais estável, pois se tem bons resultados de laboratório trabalhando-se com esta placa. O interessante é que além de resultados de laboratório, a proposta de digitalização poderá ser aplicada na prática nesta fazenda, na qual o projeto analógico foi implementado. Na fazenda funciona o Laboratório Avançado de Micro Centrais Hidrelétricas, convênio UNIFEI/ Ministério das Minas e Energia, programa Luz para Todos. Palavras-chave: Gerador de indução, Controle digital. DIGITAL CONTROL APPLIED TO ISOLATED INDUCTION GENERATOR FOR CARE OF SMALL RURAL COMMUNITIES ABSTRACT The aim of this paper is to present a digital a digital load controller for induction generator employing SEMIKRON MP 410 T card, which has incorporated both microprocessor thyristor firing module, cascated digital regulators and source. A contribution and novelty of this work involves the application of an optional voltage regulator, using the control of an auxiliary ballast load. Thus, one can maintain the voltage of the machine in the referenced value and also the frequency will be maintained approximately constant, varying in a range acceptable to the rural application loads. The proposed system is therefore simple presenting a low cost and includes the control of voltage and frequency simultaneously, consisting in new and additional contribution of the proposal, differing in this respect the proposed method to the most common applications available in the literature , which always includes two distinct controls loops, which are respectively, voltage and frequency. This proposal is therefore easier and cheaper, and thus this fact is an important contribution and innovation of the work. It has been already implemented in an analog control mode, including the trigger circuit, on the farm Good Hope, saw Mantiqueira municipality Delfim Moreira, situated 30 km from Itajubá. With digital control everything will be much more compact and probably even will present more stable response, because one has good results in laboratory working with this card. Interestingly, in addition to lab results, is the fact that the proposed project will can be applied in practice on this farm, where the analog design was already implemented. On the farm operates the Laboratory for Advanced Micro-hydroelectric plants, covenant UNIFEI / Ministry of Mines and Energy, Light for All program. Keywords: Induction generator, Digital control. 1. Introdução A finalidade deste trabalho é apresentar um sistema de controle para a operação isolada do gerador de indução, o qual é basicamente um motor de indução utilizado como gerador. Quando um gerador de indução é conectado à rede de uma concessionária de energia elétrica, a tensão gerada e a frequência desta tensão são as mesmas da rede concessionária à qual o gerador está conectado. A potência reativa necessária para estabelecer o campo magnético do gerador de indução é Universidade Universidade Universidade 4 Universidade 5 Universidade 1 2 3 fornecida pela concessionária. Mas, quando o gerador de indução opera isoladamente, a potência reativa necessária ao gerador pode ser fornecida por capacitores ligados aos terminas do gerador de indução. O sistema proposto neste trabalho é composto de capacitores chaveados, associados a resistências controladas por tiristores em antiparalelo, também chamada configuração W3C da Semikron. O controle da tensão aplicada às resistências da carga lastro é obtido variando-se o ângulo (α) de disparo dos tiristores ligados Federal de Itajubá – Instituto de Sistemas Elétricos e Energia – ISEE / Bloco: B, Av. BPS 1303, CEP: 37500-903, Itajubá-MG, e-mail: [email protected] Federal de Itajubá – Instituto de Sistemas Elétricos e Energia – ISEE / Bloco: B, Av. BPS 1303, CEP: 37500-903, Itajubá-MG, e-mail: [email protected] Federal de Itajubá – Instituto de Recursos Naturais – IRN / Bloco: 8, Av. BPS 1303, CEP: 37500-903, Itajubá-MG, e-mail: [email protected] Federal de Itajubá – Instituto de Sistemas Elétricos e Energia – ISEE / Bloco: B, Av. BPS 1303, CEP: 37500-903, Itajubá-MG, e-mail: [email protected] Tecnológica Federal do Paraná, Av. Sete de setembro, 3165 CEP: 80230-901, Curitiba-PR 29 ARTIGOS TÉCNICOS em antiparalelo, por fase, alimentando as resistências da carga lastro. Assim, para o ângulo de disparo α = 180º, o valor eficaz da tensão aplicada às resistências da carga lastro é zero. Esta tensão vai sendo aumentada gradativamente pela redução do ângulo de disparo dos tiristores, o chamado ângulo α, sendo máxima para ângulo α = 0º (zero graus). Para um aumento de carga da máquina, a tensão gerada pelo gerador de indução diminui, e a frequência desta tensão também diminui, enquanto que para uma redução de carga, ocorre o inverso, isto é, a tensão gerada aumenta e a frequência desta tensão também aumenta. Isto é indesejável. Para que a tensão gerada e sua frequência sejam mantidas constantes, é necessária a inclusão de um sistema de regulação de tensão para o gerador de indução. A carga lastro, no laboratório, é formada por 3 lâmpadas de 200 [W] ligadas em delta. O sistema de controle faz aumentar ou diminuir a tensão aplicada à carga lastro, conseguindose desta forma, um ajuste adequado da potência consumida pela carga lastro, a qual somada à potência consumida pela carga principal, fornece um valor resultante de soma sempre aproximadamente constante, e o gerador “enxerga” sempre uma carga aproximadamente constante, o que implica e resultará em uma frequência gerada pela máquina também praticamente constante, variando numa faixa permissível para cargas do meio rural de aproximadamente +/- 3[Hz]. Assim, o aumento da carga principal da instalação, implica numa redução da carga lastro e vice-versa, ou seja, uma redução da carga principal da instalação implica em aumento da carga lastro. A tensão de saída da máquina, esta sim se manterá constante no valor pré-ajustado, pois uma malha de controle de tensão foi implementada no trabalho. A potência dissipada no banco de resistências da carga lastro é proporcional ao quadrado do valor eficaz da tensão aplicada à carga lastro. O gerador “enxerga”, portanto, uma carga sempre aproximadamente constante, a qual é sempre a soma da carga principal com a carga lastro. reostato demarrador há uma bobina ligada em série com o campo do motor de corrente contínua. Esta bobina, no caso da falta de corrente no campo do motor de corrente contínua, uma vez que está em série com o campo do motor de corrente contínua, desligará e evitará que o eixo do motor de corrente contínua dispare em alta velocidade. A partida do motor de corrente contínua se efetua através do circuito de disparo, pelo acionamento manual de um potenciômetro que faz variar o ângulo de disparo de uma ponte de tiristores no circuito de armadura do motor de corrente contínua. A variação deste ângulo de disparo propicia a variação da tensão no circuito de armadura do motor de corrente contínua. Uma vez estabelecida a corrente de campo, a variação da velocidade do motor de corrente contínua dependerá apenas da variação da tensão em seu circuito de armadura. A figura 2 mostra o desenho esquemático do sistema proposto. A figura 3 mostra a bancada de ensaios, isto é, o banco de capacitores, ponte de tiristores, e os componentes do sistema de controle, os quais são basicamente a fonte de tensão para a referência de tensão, transdutor de tensão e placa eletrônica de controle. O transdutor de tensão é composto de transformadores de potencial (Tp’s), uma ponte retificadora a diodos, e um divisor de tensão composto por dois resistores em série para receberem o sinal de saída da placa retificadora a diodos, e enviarem o sinal de realimentação de tensão que representa a tensão gerada pelo gerador de indução adequado à placa eletrônica de controle. 2. Bancada de Ensaios O sistema proposto nesta pesquisa é composto dos seguintes equipamentos: o grupo-gerador composto pela máquina primária e pelo gerador de indução. A máquina primária utilizada é um motor de corrente contínua. O grupo-gerador é mostrado na figura 1. Gerador de indução FIG. 2: Esquemático do sistema proposto Os números indicados na figura 2, correspondem à pinagem da placa MP410 T, mostrada na figura 8 Máquina primária FIG. 1: Grupo-gerador O motor de corrente contínua utilizado como máquina primária, foi configurado para funcionar com excitação independente. O reostato demarrador também é utilizado, mas apenas para proporcionar proteção contra a falta de corrente de campo. No 30 FIG. 3: Bancada de ensaios TECHNICAL ARTICLES 3. Máquina Primária A máquina primária utilizada no acionamento do gerador de indução é um motor de corrente contínua e possui os dados mostrados na tabela 1. Tabela 1: Dados da máquina primária Fabricante ELETROMÁQUINAS ANEL S/A Tipo CG1-4 Potência 1,7 [kW] Tensão nominal de armadura 220 [V] Rotação 1500 [RPM] Corrente nominal de armadura 7,72[A] Corrente de campo máxima 0,6[A] A máquina primária utiliza dois reostatos para seu acionamento: um é o reostato de campo para o controle da corrente de campo e o outro é o reostato demarrador. Ambos são de fabricação ELETROMÁQUINAS ANEL S/A. Seus dados estão na tabela 2: Tabela 2: Dados dos reostatos para acionamento da máquina primária FIG. 4: Ponte de tiristores em configuração W3C Reostato de campo Reostato demarrador Potência 300[W] Tipo ESP Corrente máxima 650[mA] Número 9794 Resistência 0-700 [Ω] Potência 1,7[kW] Tensão 220[V] Corrente 10[A] Resistência 22[Ω] Regime de funcionamento Partida Ano de fabricação 1965 Tabela 3: Dados do gerador de indução Motor de indução usado como gerador Fabricante EBERLE Tipo AS 90L Potência 1,2[CV] Tensão 220[V] Corrente Nominal 3,6[A Frequência 60[Hz] Rotações por minuto 1740[RPM] Isolação F Proteção IP44 4. Banco de capacitores O banco de capacitores utilizado no experimento está posicionado na bancada de ensaios, como figura 3. Este banco está ligado em delta e tem o total de 30[µF] por fase. 5. Ponte de tiristores A ponte de tiristores é composta de 3 tiristores do tipo CONV W3C 500-100F de fabricação SEMIKRON. A figura 4 mostra a foto da ponte de tiristores utilizada. 6. Tensão de referência Uma fonte de tensão de 5[V] é utilizada para estabelecer a tensão de referência para o sistema de controle. Esta tensão é oriunda da própria placa MP 410 T, através do pino 14. O pino 20 é ligado ao segundo terminal do potenciômetro de ajuste de tensão de referência, e o pino 18 é ligado ao terceiro terminal deste potenciômetro, conforme ilustrado na figura 2 do diagrama esquemático. 7. Transdutor de tensão O transdutor de tensão é composto de dois transformadores de potencial, uma ponte retificadora trifásica a diodos, a qual recebe a tensão trifásica do secundário dos TP’s. Conectados à saída da ponte retificadora há um divisor de tensão composto por dois resistores em série: um com 47[kΩ] e o outro com 5,6[kΩ]. O sinal transduzido é obtido nos terminais da resistência de 5,6[kΩ]. 8. Transformadores de potencial Os transformadores de potencial no circuito do transdutor de tensão são ligados na configuração delta aberto. A figura 5 mostra uma foto dos dois transformadores de potencial utilizados. Cada um destes dois transformadores de potencial possui os dados indicados na tabela 4. Tabela 4: Dados dos transformadores de potencial Fabricante BALTEAU Tipo VR -0.6 Tensão primária [V] 660 Tensão secundária [V] 115 Frequência 60 [Hz] Peso 4 [kg] Corrente de campo máxima 0,6[A] 31 ARTIGOS TÉCNICOS 11. Placa eletrônica de controle FIG. 5: Transformadores de potencial utilizados no transdutor de tensão 9. Ponte retificadora Em configuração Graetz, os diodos da ponte retificadora do circuito transdutor de tensão são do tipo SK3/0,4 de fabricação SEMIKRON. A figura 6 mostra a foto da ponte retificadora do transdutor de tensão. FIG. 6: Ponte retificadora a diodos utilizada no transdutor de tensão 10. Circuito de acomodação da realimentação O circuito de acomodação da realimentação, mostrado na figura 1, e sua foto mostrada na figura 7, recebe o sinal de tensão do transdutor de tensão Vt e na saída entrega a tensão 5-Vt (vide esquemático na figura 2). Isto é necessário porque a placa MP 410 T é preparada para receber o sinal de realimentação desta forma, isto é, 5 [V] subtraída da tensão do transdutor Vt, uma vez que para o perfeito funFIG. 7: C ircuito de acomodação cionamento do sistema de da realimentação controle, no transitório, um aumento da tensão da máquina, pela diminuição da carga principal irá requerer um aumento de carga lastro e vice-versa. 32 A placa eletrônica de controle utilizada é de fabricação SEMIKRON, modelo MP 410 T. É uma placa microprocessada com alimentação independente bifásica com tensão de linha 125 a 525[Vac], frequência 30 a 400 [Hz] e consumo 10 [W]. A foto desta placa é mostrada na figura 8. Pode ser configurada para a ligação B6C, por exemplo, para controle de motores de corrente contínua, carregadores de baterias e link DC de inversores de frequência. Também pode ser configurada para a configuração W3C, a qual é a configuração utilizada neste trabalho de pesquisa. E também pode ser configurada para ser utilizada em soft starter, para partida de motores de indução. Ou seja, é uma única placa com três possibilidades de configuração. A placa MP 410 T também possui duas realimentações de corrente e uma realimentação de tensão. Possibilita o controle programável da rampa e de subida de 0 a 99 segundos, e também o controle remoto através de PC via comunicação RS485. Possui cinco sinalizações de alarme e uma de falha de tiristor. Possibilita a entrada para controle digital do ângulo de disparo de 0 – 5[V], 0 – 10[V], 0 – 20[mA], ou 4 – 20 [mA]. Possui ainda fontes auxiliares de saída de +5[V], -10[V] e -5[V]. Quanto à sinalização e alarme da placa MP410T, pode-se escolher quanto à inibição da entrada que é ativada em “High”. Pode-se ativar o termostato, o qual é ativado em “Low”. Podese escolher a sinalização de falta de fase. Pode-se escolher a sinalização de falha de tiristor (o número indica o tiristor com falha). Permite-se escolher a sinalização de sobretemperatura (“PTC sensor”) ou de sobrecorrente para a configuração “Starter”. Quanto à programação da placa MP 410 T, pode-se inserir senha de acesso para programação, selecionar controle local ou remoto (via PC), pode-se escolher quanto à definição do atraso em relação à alimentação trifásica, ou seja, se a configuração do sistema de potência será W3C, B6C ou soft starter. Ajustandose manualmente, pode-se selecionar se a partida será manual ou automática. Pode-se habilitar ou não a detecção de falha de fase, e, também, pode-se habilitar ou não a detecção de falha de disparo dos tiristores. Pode-se ajustar parâmetros para regulação ou limitação de corrente. E, também, pode-se ajustar parâmetros para regulação ou limitação de tensão. Pode-se habilitar ou não o pico de partida e pode-se determinar o limiar de partida. Permite também ajustar o tempo para rampa de subida (TS) e o tempo para a rampa de descida (TD) entre 0 a 99 segundos. Permite ainda ajustar a temperatura de trabalho entre 0 e 150 [ºC]. Possibilita também determinar a linearidade, ou seja, o percentual do ponto de trabalho correspondente ao percentual da tensão aplicada à carga. A programação da placa MP 410 T para o ensaio feito em laboratório é mostrada no item 13. FIG. 8: Placa MP 410 T da SEMIKRON TECHNICAL ARTICLES 12. Resultados experimentais FIG. 13: Forma de onda da tensão gerada, com meia carga principal Fig. 9: Forma de onda da tensão da carga lastro, sem carga principal FIG. 14: Forma de onda da tensão gerada, com carga principal máxima FIG. 10: Forma de onda tensão da carga lastro, com meia carga principal FIG. 11: Forma de onda tensão da carga lastro, com carga principal máxima 13. Programação da placa MP 410 T MSG DISPLAY OBSERVAÇÃO 0 LR LOCAL(default) 01 Ad Default CF 2=W3C(default) DY 00(default) Nº NOME VALOR 0 LOCAL_REMOTE 1 ADDRESS 2 CONFIGURATION 2 3 PHASEDIFFERENCE 00 4 AUTO_MANUAL 0 5 PEAK 66.0 6 TIME_PEAK 7 PEDESTAL UNID grau Am AUTO % P 66.0(default) 0 segundo PS 0(default) 66.0 % D 66.0(default) 0(default) 8 RAMP_UP 0 segundo RU 9 RAMP_ DOWN 0 segundo Rd 0 10 LIM_INTENSITY 0 CL 0=NO(default) 11 MAX_INTENSITY 12 AL_TEMPERATURE Cm 13 CON_ TEMPERATURE 14 AL_FAILURE_ PHASE 0 PA 0=NO(default) 15 AL_FAILURE_ THYRISTORS 0 SA 0=NO(default) 16 ENERGY SAVING 17 REGULATING_ MODE 1 Rm 1=VOLTAGE LI 1=YES 0 HL ºC 0=NO(default) Hm ES 18 LINEAR 1 19 REFERENCE_VALUE 16.0 % E 20 KP_INTENSITY 21 TI_INTENSITY segundo PC IC 22 TD_INTENSITY segundo DC 23 LIM_VOLTAGE 1 VL 1=YES FIG. 12: Forma de onda da tensão gerada, sem carga principal 33 ARTIGOS TÉCNICOS 24 MAX_VOLTAGE 99.9 25 KP_VOLTAGE 0.05 % Vm PV 26 TI_VOLTAGE 0.04 segundo IV 27 TD_VOLTAGE 0.0 segundo DV 28 INPUT_INTENSITY 0 29 BURST 05 30 PASSWORD CI • 0=INT1+/INT1(default) pulso 14. Agradecimento Os autores deste trabalho agradecem à FAPEMIG, pela concessão do projeto de pesquisa intitulado “CONTROLE DIGITAL APLICADO A GERADOR DE INDUÇÃO ISOLADO PARA ATENDIMENTO DE PEQUENAS COMUNIDADES RURAIS.” PROCESSO Nº.: TEC - APQ-00201-09, que possibilitou o desenvolvimento do trabalho. • • • 15. Conclusão A digitalização do sistema de controle realizada, apresentou resultados bastante satisfatórios, com estabilidade na resposta a distúrbios de tensão, que ocorre quando se insere ou retira carga principal. A placa utilizada MP 410 T da Semikron possui incorporada a fonte de alimentação dos circuitos eletrônicos e os reguladores digitais, com ganho proporcional e constante de tempo integral programáveis. Desta maneira consegue-se uma compactação dos módulos do projeto, fato este também bastante positivo. Os resultados obtidos foram muito satisfatórios, pois a malha de controle de tensão utilizada, possibilitou a manutenção da tensão de saída da máquina no valor referenciado de 220[V], fase-fase, para variações da carga principal, com a compensação através da variação da carga auxiliar, feita por intermédio do sistema de controle, alterando-se o ângulo de disparo dos tiristores do controlador tiristorizado trifásico da carga lastro. A frequência se manteve aproximadamente constante em torno de 60[Hz], variando numa faixa de aproximadamente +/- 2 [Hz]. Assim, com a ausência de carga principal, e carga lastro máxima, a tensão se manteve constante e a frequência aumentou de 2[Hz], apenas. Esta variação de frequência é perfeitamente possível de ser aceita para cargas do meio rural, pois o mais importante é que a malha de tensão possibilitou a manutenção da tensão num valor sempre inalterado e constante, o que é desejável para o suprimento de cargas do meio rural. A variação da frequência numa pequena faixa de +/- 2 [Hz] é perfeitamente aceitável para cargas do meio rural. Este projeto, após resultados satisfatórios obtidos no laboratório da UNIFEI, está sendo implementado com sucesso na fazenda Boa Esperança, localizada no município de Delfim Moreira, serra da Mantiqueira, aproximadamente 35 [km] de Itajubá, aproveitamento de 35[Kw] e num próximo artigo, continuação deste, pretende-se apresentar os resultados experimentais deste projeto. 16. Referências • Programa de Incentivo à Inovação Tecnológica, PII-2008, ANOTAÇÕES 34 • • • • • • • • • • • • Governo de Minas, Prefeitura Municipal de Itajubá, SEBRAE, Itajubá-MG, UNIFEI. AHMED, T.; NISHIDA, K.; NAKAOKA, M.; LEE HYUN WOO, Aug/2004. SVC and AC load voltage regulation scheme for DC outputted three-phase induction generator. The 4th International Power Electronics and Motion Control Conference, IPEMC, Volume 3, Pages 1189-1194, 14-16. Barbi, I., 2000. Eletrônica de Potência. Edição do autor, Florianópolis. BRAGA, A. V., 2002. Modelagem, ajuste e implementação de um Sistema de Controle de Tensão para o Gerador de Indução. Dissertação apresentada à Universidade Federal de Itajubá UNIFEI, Itajubá/MG, disponível em <http://adm-net-a.unifei. edu.br/phl/pdf/0031621.pdf BRAGA, A. V.; REZEK, A. J. J.; COELHO, C. A. D.; BORTONI, E. C.; SILVA, V. F.; CORTEZ, J. A.; PINHEIRO, C. A. M., 2004. Modelagem, ajuste e implementação de um sistema de compensação reativa – SVC: caso prático de aplicação em gerador de indução. Congresso Brasileiro de Automática – CBA, Gramado/RS. CHAPALLAZ, J. M.; GHALI, J. D.; EICHENBERGER, P.; FISCHER, G., 1990 - Manual on Induction Motors Used as Generators. MHPG Series. FARRET, F.A., SIMÕES, M. G., 2006. Integration of Alternative Sources of Energy. Hoboken, New Jersey, EUA: IEEE Press John Wiley Interscience. FITZGERALD, A. E.; KINGSLEY JR, C.; KUSKO A., 1977. Máquinas Elétricas, Editora McGraw-Hill do Brasil, Ltda. FRÖHR F.; ORTTENBURGER F., 2004 - Conditioning of power grids serving offshore wind farms based on asynchronous generators. GRUNBAUM, R.; HALVARSSON, P.; LARSSON, D.; JONES, P. R., 2004 - Conditioning of power grids serving offshore wind farms based on asynchronous generators. IEEE Second International Conference on Power Electronics, Machines and Drives, PEMD, Vol.1, Pages 34-39. 31 March - 2 April 2004. ORS, M., May 2008. Voltage control of a self-excited induction generator. IEEE International Conference on Automation, Quality and Testing, Robotics. Volume 3, Pages 281-286, 22-25. REZEK A. J. J; BRAGA A. V.; VIANA, A. N. C.; MEDEIROS, D. M, Abril/2008; - Operação do gerador de indução com controle de tensão e frequência. VI Simpósio Brasileiro sobre Pequenas e Médias Centrais Hidrelétricas, Belo Horizonte, MG, Brasil. SIMÕES, M. G., FARRET, F. A., 2008. Alternative energy systems, design and analysis with induction generators. Segunda edição, CRC Press, Taylor & Francis Group, Boca Raton, Flórida. WIJAIA, F. D.; ISOBE, T.; USUKI, K.; WILK, J. A.; SHIMADA, R., 2008. A new automatic voltage regulator of self-excited induction generator using SVC magnetic energy recovery switch. IEEE Power Electronics Specialists Conference, Pages 697-703, 15-19. www.semikron.com.br www.ward.com.br www.fazendaboa.com TECHNICAL ARTICLES AVALIAÇÃO DE IMPACTOS AMBIENTAIS EM HIDRELÉTRICAS: Análise de diferentes concepções de aproveitamentos na bacia do rio Doce Cléo Frossard de Assis Souza, 2 Lília Maria de Oliveira, 3 Carlos Henrique de Figueiredo, 4 Jorge Batista de Souza, 1 Resumo A produção de energia elétrica no Brasil está baseada, fundamentalmente, no uso de usinas hidrelétricas. Porém, esta atividade deparase com alguns obstáculos em sua instalação, pois normalmente aproveitamentos hidrelétricos provocam grande impacto ambiental. Um estabelecimento desse tipo pode interferir na economia, na cultura e, em algumas situações, pode promover o deslocamento populacional, devido à localização de suas estruturas em locais anteriormente utilizados para outras atividades. As Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) são associadas à geração de menores impactos, uma vez que, normalmente alagam áreas menores. O número de PCHs pelo Brasil tem aumentado expressivamente, e vêm sendo construídas no que se pode chamar de “efeito cascata”, com a implantação de diversas PCHs em sequência em um mesmo rio. Por ser uma classificação relativamente nova, com pouco mais de 10 anos, os reais impactos desse tipo de aproveitamento hidrelétrico ainda são pouco conhecidos. Nesse trabalho são analisados 23 aproveitamentos hidrelétricos (entre PCHs e GCHs – Grandes Centrais Hidrelétricas) na Bacia do Rio Doce. Foram estabelecidos critérios ambientais para a avaliação do impacto ambiental de cada empreendimento, possibilitando assim a comparação da magnitude do impacto causado por cada um, identificando ou não um padrão para o impacto produzido segundo o porte do aproveitamento. Na avaliação de impacto ambiental as GCHs foram classificadas como de médio impacto ambiental, já as PCHs apresentaram classificação diversa, com empreendimentos variando de baixo a alto impacto ambiental. Palavras-chave: Aproveitamentos hidrelétricos; Impactos ambientais; PCH. ASSEMENT OF ENVIRONMENTAL IMPACTS IN HYDROELECTRIC POWER PLANTS: Analysis of different conceptions of exploitation in the Rio Doce’s watershed ABSTRACT The Brazil’s production of electricity is based mainly in hydroelectric power plants. However, this activity faces obstacles in its installation because generally hydroelectric power plants cause large environmental impacts. An enterprise of this kind can affect the economy and the culture as well as, in some situations, the population can move to other places, because the structures of such enterprise are in locals previously used by other activities. The Small Hydroelectric Plants (PCHs) are associated with the generation of small impacts since they usually flood fewer areas. The amount of PCHs throughout Brazil has risen meaningly, and they have been built in a “cascade effect” – the implantation of several PCHs in sequence in the same watercourse. Being a relatively recent classification (around 10 years ago), the real environmental impacts caused by this sort of hydroelectric are still largely unknown. In this article 23 hydroelectrics (PCHs e GCHs – Big Hydroelectric Plants) from the Rio Doce’s watershed are assessed. Environmental criteria were established to assess the environmental impacts of each hydroelectric, enabling the comparison of the impact’s magnitude of each one, leading to the identification, or not, of a pattern to the impacts caused according to the size of the hydroelectric. In the environmental-impact assessment, the GCHs were classified as medium environmental impact and the PCHs had several classifications ranging from low to high environmental impact. Keywords: Hydroelectric power plants; Environmental impacts.; Small hydroelectric plants. 1. Introdução Em 2005, 19% de toda a eletricidade consumida no mundo foi produzida por usinas hidrelétricas (Renewables Global Status Report, 2006). O Brasil está entre os cinco maiores produtores de energia hidrelétrica no cenário mundial, e possui 879 usinas em operação atualmente, produzindo 80.313.232 kW de potência por ano (ANEEL, 2010). A obtenção de energia hidrelétrica pode causar impactos no meio ambiente desde sua instalação até a sua distribuição, uma vez que altera aspectos ecológicos, físicos, sociais, econômicos, entre outros. Todos esses fatores levam os grandes aproveitamentos hidrelétricos a se tornarem, muitas das vezes, empreendimentos de licenciamento ambiental complexo, o que pode dificultar a implantação de grandes usinas hidrelétricas, e incentivar o aumento da implantação de hidrelétricas de menor porte, como as Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCHs. De menor área alagada, esse tipo de empreendimento tem ganhado o Brasil nos últimos anos. No país todo são 392 PCHs em operação, 58 em construção e 148 outorgadas, mas que ainda não estão em construção. O estado de Minas Gerais sozinho possui 94 PCHs. Juntas as PCHs representam 3,07% da capacidade de geração do país (ANEEL, Bolsista FAPEMIG – BICJr, Centro Federal de Educação Tecnológica de Minas Gerais – CEFETMG, Av. Amazonas, 5253, Belo Horizonte-MG, e-mail: [email protected] Pesquisador do Centro Federal de Educação Tecnológica de Minas Gerais – CEFETMG, Av. Amazonas, 5253, Belo Horizonte-MG, Brasil, e-mail: [email protected] Bolsista FAPEMIG – BICJr, Centro Federal de Educação Tecnológica de Minas Gerais – CEFETMG, Av. Amazonas, 5253, Belo Horizonte-MG, e-mail: [email protected] 4 Pesquisador da Pontifícia Universidade Católica de Minas Gerais – PUCMINAS, Av. Dom José Gaspar, 500, Coração Eucarístico, Belo Horizonte-MG, CEP 30535-901, e-mail: [email protected] 1 2 3 35 ARTIGOS TÉCNICOS 2011). A implantação de um maior número de Pequenas Centrais Hidrelétricas é preocupante, uma vez que a definição do termo é relativamente nova, estabelecida na Resolução ANEEL nº 394 (de 4 de dezembro de 1998), e os estudos sobre os impactos ambientais ainda incipientes e dispersos em algumas áreas de conhecimento. A legislação brasileira exige o licenciamento ambiental através de Estudos de Impacto Ambiental EIA/RIMA apenas para aproveitamentos hidrelétricos com potência instalada superior a 10MW (Resolução CONAMA, 001/86), o que incentiva a construção de aproveitamentos de menor porte. Podemos encontrar diversos incentivos à PCHs na legislação brasileira, visando aumentar o investimento privado nesse tipo de aproveitamento, como a redução de 50% do custo de transmissão da energia gerada por essas usinas, isenção do pagamento da compensação financeira pelas áreas alagadas, e a inclusão das PCHs em um programa específico de desenvolvimento de fontes de energia alternativas do governo federal, criado em 2002 – o PROINFA, Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (RIBEIRO, 2008). Portanto no cenário nacional atual, de aumento do número de PCHs e incentivos governamentais, conforme explanado acima, existe a necessidade de estudos na área para discutir a viabilidade ambiental destes empreendimentos e contrapor a mesma a outras alternativas de geração de energia elétrica. O CERPCH (Centro Nacional de Referência em Pequenas Centrais Hidrelétricas) sugere a classificação dos aproveitamentos hidrelétricos conforme a tabela 1, tendo sido a mesma utilizada neste trabalho. Tabela 1: Classificação de aproveitamentos hidrelétricos Hidrelétricas Potência Grandes Centrais (GCH) Acima de 50MW Médias Centrais (UHE) De 30 e 50 MW Pequenas Centrais (PCH) De 1 e 30 MW Mini Central (mCH) De 100 até 1000 kW Micro Central (mCH) De 20 Até 100 kW Pico Central (pCH) Até 20 kW Fonte: TIAGO FILHO, GALHARDO 2006. Apud CERPCH (2011) 1.1. Bacia do Rio Doce O estudo realizado analisou 23 aproveitamentos hidrelétricos da Bacia do Rio Doce. A bacia abrange uma área de 83.400 km², tamanho equivalente ao de um país como a Áustria ou Portugal. Sua área de drenagem divide-se por dois estados: 86% em Minas Gerais e 14% no Espírito Santo, desembocando no Oceano Atlântico. Origina-se do Ribeirão do Carmo, que nasce em Mariana, e do Rio Piranga, da cidade de Ressaquinha, respectivamente na serra do Espinhaço e da Mantiqueira. Ela abrange em média 228 municípios, possuindo uma população total de 3,1 milhões de habitantes. É uma bacia de grande importância econômica – além de abrigar o maior complexo siderúrgico da América Latina, lá se encontra a maior mineradora a céu aberto do mundo, a Companhia Vale do Rio Doce. Sendo o PIB de Minas Gerais (em 2001) estimado em 122 bilhões, a bacia do Rio Doce representa em média 15% do PIB total do estado (Fundação João Pinheiro, 2011 apud CBH-DOCE, 2001). A bacia possui grandes problemas ambientais, assim como diversas bacias que sofrem urbanização. Entre os principais problemas estão a erosão, a eutrofização de ambientes lênticos e o desmatamento. Estima-se que hoje apenas 7% do território total da bacia possua cobertura vegetal (UFMG/PADCT, 1997 apud CBH-DOCE, 2001). 36 2. MATERIAL E MÉTODOS 2.1. Estabelecimento dos Critérios Ambientais Como mencionado anteriormente, serão analisados nesse estudo 23 aproveitamentos hidrelétricos, distribuídos entre GCHs e PCHs. Devido a limitações na base de dados utilizadas no trabalho, foram avaliados apenas aproveitamentos localizados no estado de Minas Gerais. Os dados foram obtidos através de um estudo elaborado pelo CCPE – Comitê Coordenador de Planejamento de Expansão dos Sistemas Elétricos (2003). A partir deste estudo foram utilizados somente aproveitamentos hidrelétricos em operação, devido a falta de dados para aproveitamentos outorgados ou em construção. Para esta análise foram estabelecidos 6 critérios ambientais (tabela 2) que pudessem quantificar o impacto ambiental de cada empreendimento, buscando avaliar se existem diferenças no impacto causado por cada aproveitamento de acordo com seu porte (GCH e PCH). A metodologia de quantificação de impactos ambientais utilizada por (FERNANDES, 2008) e (PERAZZOLI, 2009), foi adaptada e utilizada neste trabalho. Os critérios estabelecidos foram: área alagada, potência instalada, potência instalada pela área alagada (ou produtividade), distância entre barramentos, distância de sedes urbanas e qualidade da água. Os pesos utilizados para os indicadores ambientais avaliados variou de 1 a 3, assim como no estudo realizado pelo governo mexicano, onde foram estabelecidos 32 indicadores ambientais, classificados de 1 a 3, para avaliar as políticas energéticas e o desenvolvimento de energia sustentável do país (MEDINA-ROOS, MATA-SANDOVAL, LÓPEZ-PÉREZ, 2005). Dos critérios ambientais estabelecidos, dois tiveram seus pesos majorados pois englobam dois outros critérios. Deste modo, o critério produtividade, relacionando área alagada e potência instalada, recebe peso 2; além deste, recebe peso 2 o critério distância entre barramentos, que está diretamente relacionado à qualidade da água (de acordo com a proximidade entre os barramentos ocorre uma maior fragmentação dos habitats e maximização dos impactos sobre a qualidade da água), e também à distância de sedes urbanas (uma vez que a maior proximidade de usinas leva a uma maior probabilidade de proximidade de alguma sede, e também potencializa os impactos sobre esta). Tabela 2: Pesos segundo a magnitude do impacto ambiental produzido Critérios Ambientais (1) Baixo Impacto Ambiental (2) Médio Impacto Ambiental (3) Alto Impacto Ambiental Área Alagada < 3 km2 3 km2 a 13 km2 > 13 km2 Potência Instalada > 30 MW Produtividade 1 a 30 MW < 1 MW >10 MW/km 2,13 a 10 MW/ km2 < 2,13 MW/km2 Distância entre barramentos > 30 km 10 a 30 km < 10 km Distância de sedes urbanas > 5 km 2,5 a 5 km < 2,5 km Qualidade da Água Soma dos Critérios 2 (70 < IQA < 90) (50 < IQA < 70) 1-8 9-16 (25 < IQA < 50) 17-24 Receber peso 2 significa que os critérios acima descritos são multiplicados por 2 dentro da soma total dos critérios ambientais de cada aproveitamento. Para cada critério, de acordo com as justificativas específicas, foi formulada a relação dos pesos, demonstrada na tabela 2. O somatório dos pesos atribuídos aos critérios ambientais avaliados será utilizado para qualificar o impacto ambiental como baixo, médio ou alto. TECHNICAL ARTICLES 2.1.1.Área Alagada A Resolução ANEEL 652, de 9 de dezembro de 2003 (2003), define critérios para o enquadramento de aproveitamentos hidrelétricos na classificação de PCH. As PCHs são definidas como aproveitamentos hidrelétricos de no máximo 3km2 de área alagada e potência instalada de 1.000kW a 30.000kW. Caso não seja atendida a delimitação definida para área alagada, pode ser considerada como PCH se atender uma das condições descritas abaixo: I. Atender a inequação A≤ 14, 3 × P Hb Onde: P = potência elétrica instalada (em MW); A= área do reservatório (em km2); Hb = queda bruta (em m), definida pela diferença entre os níveis d’água máximos normal de montante e normal de jusante. Ficou estabelecido, adicionalmente, que para atender a inequação acima descrita o empreendimento deve ter no máximo 13km² de área alagada (ANEEL, 2003); II. Reservatório dimensionado, para atendimento de outros usos que não os de geração de energia elétrica. Tabela 3: Potência e área alagada dos aproveitamentos hidrelétricos analisados, potência instalada por km2, distância entre barramentos Nome do Aproveitamento Potência (MW) Área Produtividade Distância Inundada (km) (Mw/km2) (km2) Aimorés 330 30,9 10,68 50,7 Guilman-Amorin 140 1,08 129,63 15,4 Risoleta Neves (exCandonga) 140 2,86 48,95 67,6 73,5 Baguari 140/105 14,16 9,89 Porto Estrela 112 3,77 29,71 8,8 Salto Grande 102 5,83 17,5 8,75 Sá Carvalho 78 1,5 52 15,4 Cachoeirão 27 1,14 23,68 39,8 Funil 22,5 0,202 111,39 23,6 João Camilo Penna (exCachoeira do Emboque) 21,6 3,51 6,15 8,8 Paiol 20 2,93 6,83 153,1 Areia Branca 19,8 1,36 14,56 31,4 Túlio Cordeiro de Mello (ex-Granada) 15,8/16,2 0,44 36,82 8,8 Brecha 12,4 1 12,4 67,6 São Gonçalo (ex-Santa Barbara) 11 1,21 9,09 20,7 Fumaça 10,08 2,11 4,78 18 Peti 9,4 6 1,57 20,7 Tronqueiras 8,5 0,8 10,63 194 Neblina 6,468 0,15 43,12 31,4 18 Furquim 6 0,12 50 Prazeres 3,83 0,72 5,32 5 Sumidouro 2,12 0,6 3,53 3,7 Bom Jesus do Galho 0,36 0,01 36 3,7 Desse modo, utilizando a resolução acima, podemos estabelecer pesos que relacionam a magnitude do impacto causado por um aproveitamento hidrelétrico e sua área alagada. Para área de reservatório menor que 3 km2 fica definido peso 1; para área de reservatório entre 3 e 13 km2 define-se peso 2; e para área de reservatório maior que 13 km2 fica definido peso 3. Na tabela 3 estão os valores de área alagada obtidos para cada aproveitamento analisado. 2.1.2 Potência Instalada O objetivo a priori de um aproveitamento hidrelétrico é fornecer energia elétrica. Conclui-se por sequência que, em uma análise independente das dimensões do aproveitamento, quanto mais energia gerada, mais benefício traz este empreendimento. Pode-se considerar assim a potência instalada como um aspecto positivo a ser analisado. Para critério de cálculo será utilizada a definição da Resolução ANEEL 652 (2003), descrita no tópico 2.1.1., que é uma base oficial de dados de onde pode se obter um ideia do quanto seria considerado uma alta potência instalada e uma pequena. Dessa forma, aproveitamentos com potência instalada acima de 30 MW recebem peso 1; com potência instalada entre 1 MW e 30 MW, peso 2; e os aproveitamentos com valores inferiores a 1 MW recebem peso 3. O valor de potência elétrica instalada para cada usina também está apresentado na tabela 3. 2.1.3. Potência instalada pela área alagada Um dos aspectos responsável pela geração de uma série de impactos ambientais ao meio em aproveitamentos hidrelétricos é a perda da área do reservatório por alagamento. Por isso tornase importante qualificar o valor do alagamento, quantificando a produtividade de cada km2. Na Resolução ANEEL 652, de 9 de dezembro de 2003, onde se encontra a definição de PCH já mencionada no item 4.2.1., é estabelecido que a potência instalada máxima para a classificação de pequena central hidrelétrica é de 30 MW, em uma área de até 3 km2. Sob outras condições, o aproveitamento que não se adequar a essa regra pode ainda enquadrar-se na definição de PCH, envolvendo outra grandeza, a queda bruta, dentro de uma inequação, porém, ainda sim o empreendimento deve alagar uma área de no máximo 13 km2 – não abandonando o limite de 30MW de potência instalada. Desse modo tem-se, dividindo a potência máxima pela área alagada máxima (3 km2), permitida inicialmente, a produtividade é 10 MW/km2; já com a ampliação da área para 13 km2, novamente dividindo a potência pela área alagada, tem-se uma média de produtividade de 2,31 MW/km2. Definiu-se assim que aproveitamentos hidrelétricos com produtividade abaixo de 2,31 MW/km2 causam alto impacto ambiental, pois produzem relativamente menos para cada km2, recebendo assim peso 3; acima de 10 MW produzidos por km2, o impacto será considerado baixo, peso 1; e entre 2,13 MW/km2 a 10 MW/km2, o impacto ambiental será considerado médio, de peso 2. Na tabela 3 temos o cálculo da produtividade de cada aproveitamento. 2.1.4. Distância entre Barramentos A proximidade entre os aproveitamentos hidrelétricos vem se mostrando de grande relevância quando se trata dos impactos ambientais produzidos por estes. Várias usinas em um mesmo curso d’água provocam o que podemos chamar de “somatório de impactos”. É o que tem ocorrido com as construções de PCHs, as quais devido às suas dimensões reduzidas, permitem a coexistência de uma sequência de PCHs em um único rio. Isto provoca, entre diversas outras consequências, uma maior restrição da vazão do rio, fragmentação de habitats, expansão das áreas afetadas e entre outros aspectos discutidos por (RIBEIRO, 2010). Como muito pouco foi estudado referente ao aspecto acumulativo dos impactos ambientais de usinas hidrelétricas, os 37 ARTIGOS TÉCNICOS pesos foram estabelecidos de forma que a faixa de distâncias obtida para os aproveitamentos em análise fosse reescalonada com pesos menores para maior proximidade. Definiu-se que barramentos com uma proximidade de até 10 km para um outro barramento, recebem peso 3; barramentos com uma proximidade entre 10 e 30 km, peso 2; e barramentos que se distanciam acima de 30 km, peso 1. As distâncias podem ser observadas na tabela 3. As coordenadas geográficas dos aproveitamentos foram obtidas através do programa Google Earth, e foram georreferenciadas através do programa de geoprocessamento MapInfo. Foi elaborado um mapa no software Sistema de Informação Geográfica (SIG) Arcview versão 10, com as sedes urbanas presentes na Bacia do Rio Doce, no qual se traçou duas circunferências ao redor dos aproveitamentos analisados, de raios 2,5 km e 5 km (figura 1). Foi determinado que: se a sede urbana se encontra dentro de um raio de 2,5 km de distância do barramento, peso 3; se a sede urbana está entre um raio de 2,5 e 5 km de distância do aproveitamento, peso 2; se a sede encontra-se a mais de 5 km da usina, peso 1. 2.1.6. Qualidade da Águas 2.1.5. Distância de Sedes Urbanas O critério distância entre a barragem da usina hidrelétrica e a sede urbana foi tomada considerando que quanto mais próxima à sede do empreendimento maior será a interferência sobre a infraestrutura urbana (estradas, pontes, etc.); sistema de saúde e educação mais pressionados, e a economia local mais demandada (aumento de preços, falta de produtos, etc.). Além destes fatores, deve-se considerar o risco oferecido em função da água reservada, que por fluir com menor velocidade pode ser foco para vetores de doenças endêmicas, favorecendo a transmissão em áreas de baixa endemicidade ou propiciando a instalação de novos focos de doenças. Na barragem de Akosombo, por exemplo, no rio Volta, na Ghana, houve um aumento de até 75% da ocorrência da Esquistossomose em algumas áreas ao redor do reservatório, segundo uma pesquisa feita pela University of Ghana citada por (RIBEIRO, 2008). FIG. 1: Mapa das distâncias entre barramentos e sedes urbanas 38 A importância da qualidade da água é indiscutível. Ela interfere diretamente nos múltiplos usos da água, na diversidade da ictiofauna, na demanda bioquímica de oxigênio do curso d’água, em todos os ecossistemas que têm contato com o rio, e na vida da população local, pois além de determinar a possibilidade de captação de água, pode liberar odores, ser foco de proliferação de doenças, entre outros. A construção de grandes reservatórios age diminuindo a velocidade de escoamento da água do rio, o que interfere de diversas maneiras na qualidade da água: diminui sua capacidade de autodepuração; provoca um acúmulo de sedimentos, incluindo poluentes; pode alterar a comunidade microbiana, podendo por consequência alterar o pH do curso d’água; o ambiente lêntico aumenta o potencial de eutrofização, com uma maior retenção de substâncias como o nitrogênio, o fósforo e o potássio; altera a temperatura da água; entre outros fatores. TECHNICAL ARTICLES FIG. 2: Índice de qualidade de água da bacia do rio Doce. Fonte: Adaptado de IGAM (2011) Este critério foi estabelecido segundo um estudo realizado pelo IGAM (2011) sobre a qualidade da água da Bacia do Rio Doce, e georreferenciado pelo programa MapInf. Para os aproveitamentos localizados em rios classificados com água de boa qualidade (70 < IQA < 90), peso 1; em rios com água de qualidade média (50 < IQA < 70), peso 2; em rios com água de qualidade ruim (25 < IQA < 50), peso 3. A figura 2 apresenta as informações referentes à qualidade da água na Bacia do Rio Doce. Para critério de análise, foi estabelecido que os rios que não possuem estação de amostragem seriam avaliados com o mesmo índice de qualidade de água (IQA) do rio imediatamente a jusante. Como mencionado anteriormente, dos critérios ambientais estabelecidos, alguns foram diferenciados por pesos: o critério produtividade, relacionando área alagada e potência instalada e o critério distância entre barramentos, tiveram seus pesos multiplicados por 2. No primeiro, isto justifica pela sobreposição destes aos outros critérios (potência e área alagada). No segundo, isto é justificado pois a qualidade da água é influenciada pela proximidade entre os barramentos e a distância de sedes urbanas, fica menor – normalmente – quanto maior é a proximidade entre usinas. Assim é o valor final, quando se realiza o somatório de todos os impactos com os respectivos pesos atribuídos. 3. RESULTADOS E DISCUSSÕES Após o devido estabelecimento dos pesos para cada critério, e tendo-se as informações necessárias de cada aproveitamento hidrelétrico, cabe aplicar os critérios. Utilizando a metodologia apresentada acima e os dados também já expostos, foi formulada a tabela 4, com o peso recebido por cada aproveitamento em cada critério e suas respectivas somatórias. Na tabela os aproveitamentos de cor verde foram classificados como de baixo impacto ambiental (peso de 1 a 8); os aproveitamentos de cor amarela como de médio impacto ambiental (peso de 9 – 17); e os vermelhos foram classificados de alto impacto ambiental (peso de 18 a 24). Observa-se através da tabela 4 que 21 dos aproveitamentos foram classificados de médio impacto ambiental – dentre eles 7 GCHs e 14 PCHs; 2 aproveitamentos são de alto impacto ambiental – dos quais todos são PCHs; e nenhum aproveitamento foi classificado como de baixo impacto ambiental – ambos PCHs. A partir desses resultados pode-se observar uma constante entre as GCHs, onde todas foram classificadas como de médio impacto ambiental. Já entre as PCHs observou-se uma variação de resultados, havendo PCHs classificadas em médio e alto impacto ambiental. Esta variação fica evidente na figura 3. Pode-se verificar que área alagada, distância entre barramentos e distância entre sedes urbanas foram os piores desempenho das GCHs. Para as PCHs, distância entre barramentos e potência obtiveram o pior desempenho. Entretanto, os resultados alcançados no estudo não são suficientes para avaliarmos qual seria a melhor concepção em termos ambientais. Entretanto, mostra a necessidade de ampliarmos os dados analisados através da obtenção de um número maior de variáveis a serem analisadas. 39 ARTIGOS TÉCNICOS Tabela 4: Critérios ambientais aplicados e somatória dos impactos ambientais Indicador Tipo 1 GCH 2 3 4 Nome do Aproveitamento Área Produtividade Potência Alagada Distância entrre barramentos Distância de Sedes urbanas Qualidade da Água Somatório Aimorés 3 1 1 1 2 1 11 GCH Guilman-Amorin 1 1 1 2 1 1 10 GCH Risoleta Neves (ex-Candonga) 1 1 1 1 2 1 9 GCH Baguari 3 2 1 1 1 2 13 5 GCH Porto Estrela 2 1 1 3 1 2 14 6 GCH Salto Grande 2 1 1 3 1 2 14 7 GCH Sá Carvalho 1 1 1 2 3 1 12 8 PCH Cachoeirão 1 1 2 1 1 1 9 9 PCH Funil 1 1 2 2 1 2 12 10 PCH João Camilo Penna (ex-Cachoeira do Emboque) 2 2 2 3 2 2 18 11 11 PCH Paiol 1 2 2 1 1 1 12 PCH Areia Branca 1 1 2 1 1 1 9 13 PCH Túlio Cordeiro de Mello (ex-Granada) 1 1 2 3 1 2 14 14 PCH Brecha 1 1 2 1 2 2 11 15 PCH São Gonçalo (ex-Santa Barbara) 1 2 2 2 1 1 13 16 PCH Fumaça 1 2 2 2 1 17 PCH Peti 2 3 2 2 2 1 17 18 PCH Tronqueiras 1 1 2 1 1 2 10 12 19 PCH Neblina 1 1 2 1 1 1 9 20 PCH Furquim 1 1 2 2 2 1 12 16 21 PCH Prazeres 1 2 3 3 1 1 22 PCH Sumidouro 1 2 3 3 3 1 18 23 PCH Bom Jesus do Galho 1 1 3 3 3 1 16 4. AGRADECIMENTOS À Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado de Minas Gerais (Fapemig) pela concessão de Bolsa de Iniciação Científica Júnior (BIC-Júnior) aos estudantes que atuaram neste trabalho. 5. REFERÊNCIAS FIG. 3: Impacto ambiental segundo o porte do aproveitamento O regime de operação das usinas (a fio d’água ou com regularização), existência de trechos de vazão reduzida e as restrições de vazão devem ser avaliadas para empreendimentos existentes e previstos. A análise conjunta de empreendimentos em operação, outorgados e em análise, possibilitará o conhecimento da cascata de aproveitamentos. É necessário ainda que possa haver uma maior divulgação dos resultados de monitoramento ambiental realizados por empreendimentos em operação para verificarmos as alterações sobre qualidade de água, ictiofauna, vegetação e a população da área. Este trabalho, por exemplo, foi iniciado com uma lista de 40 aproveitamentos hidrelétricos para análise. Destes, 17 foram eliminados por falta de informações e lacunas nas bases de dados. Para algumas usinas não foi encontrado sequer o valor da área inundada. Para os aproveitamentos hidrelétricos em construção ou outorgados, os dados são ainda mais escassos. 40 • ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica. 2011. Disponível em: <http://www.aneel.gov.br/area.cfm?idArea=15> Acesso em: 14.06.2011 • ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica. Resolução Nº 652, de 9 de dezembro de 2003. Disponível em: <http://www. aneel.gov.br/cedoc/res2003652.pdf> Acesso em: 04.05.2011 • CBH-DOCE - Comitê de Bacia do Rio Doce. 2001. Disponível em: <http://www.riodoce.cbh.gov.br/> Acesso em: 01.03.2011 • CERPCH – Centro Nacional de Referência em Pequenas Centrais Hidrelétricas, 2011. Disponível em: <www.cerpch. unifei.edu.br/oque.php> Acesso em: 14.06.2011 • CCPE – Comitê Coordenador da Expansão dos Sistemas Elétricos. Diagramas Topológicos dos Aproveitamentos Hidrelétricos. 2003. • CONAMA – Conselho Nacional do Meio Ambiente. Resolução n° 001/86. Disponível em: <http://www.mma.gov.br/port/ conama/res/res86/res0186.html> Acesso em: 10.dez.2010 • FERNANDES, Odair. Modelo para Aplicação de Critérios Ambientais para Licenciamento de Empreendimentos Hidrelétricos: Um Estudo de Caso na Sub-bacia Hidrográfica do Rio Benedito – SC. Dissertação (Mestrado). Programa de PósGraduação em Engenharia Ambiental do Centro de Ciências Tecnológicas da Universidade Regional de Blumenau – FURB. Blumenau, 2008. TECHNICAL ARTICLES • IGAM – Instituto Mineiro de Gestão das Águas, 2010. Disponível em: <www.igam.mg.gov.br> Acesso em: 14.06.2011 • OLIVEIRA, Lília Maria de. Usinas Hidrelétricas: Produtividade e impactos ambientais. Artigo apresentado como requisito para aprovação na disciplina Aproveitamentos Hidroelétricos do Programa de Pós-Graduação em Saneamento, Meio Ambiente e Recursos Hídricos. Belo Horizonte, 2010. • PERAZZOLI, Maurício. Sugestão de Critérios Ambientais para Avaliação de Impacto Ambiental de Pequenas Centrais Hidrelétricas do Rio do Peixe – SC. Trabalho de Conclusão de Curso (Graduação em Engenharia Ambiental), Universidade do Contestado. Caçador, 2009. • Renewables Global Status Report, 2006. Disponível em: < http://www.ren21.net/> Acesso em: 01.dez.2010 • RIBEIRO, Morel Queiroz da Costa, O Licenciamento ambiental de aproveitamentos hidroelétricos: o espaço da adequação. 2008. 268 p. Dissertação. Mestrado em Geografia. Instituto de Geociências. Universidade Federal de Minas Gerais, Belo Horizonte. • RIBEIRO, Morel Queiroz da Costa, As Pequenas Centrais Hidrelétricas no Brasil: a desfiguração do conceito. 2010. Sessão Temática – 07 Impactos Territoriais e Ambientais. FEAM/MG. • MEDINA-ROSS, Jose Antonio. MATA-SANDOVAL, Juan C. LÓPEZ-PÉREZ, Roberto. Indicators for sustainable energy development in Mexico. SENER - Mexican Secretariat of Energy, 2005. Disponível em: <www.energia.gob.mx/res/PE_y_DT/ pe/Natural%20Resources%20Forum._291105pdf1.pdf> Acesso em: 11.06.11 ANOTAÇÕES 41 ARTIGOS TÉCNICOS DESENVOLVIMENTO DE UM SOFTWARE PARA CÁLCULO DE PERDAS EM PEQUENAS CENTRAIS HIDRELÉTRICAS Lucas Tarso Neier Riccio 2 Gilberto Manoel Alves 1 RESUMO Em 1982, pela Portaria do Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica (DNAEE), criou-se o primeiro manual definindo métodos padronizados para realização de estudos de formação de projetos básicos para Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs). Após 17 anos, foi solicitada uma revisão deste manual, devido a fortes progressos, principalmente na área tecnológica de projetos. Denominado de Diretrizes para Estudos e Projetos de Pequenas Centrais Hidrelétricas, o novo manual correspondeu primeiramente às expectativas dos empreendedores. Com os novos avanços tecnológicos e um grande crescimento de PCHs na última década, houve uma expansão no desenvolvimento de projetos, e consequentemente uma procura por estudos que facilitassem a elaboração dos mesmos. A fim de propor melhorias para o desenvolvimento de projetos básicos de PCHs, foi desenvolvido o Programa de Perdas Hidráulicas para Pequenas Centrais Hidrelétricas (PHPCH). O objetivo do programa é facilitar a realização das análises da potência, vazão, perdas das cargas e dos dimensionamentos das estruturas envolvidas no projeto. O desenvolvimento do programa se deu através dos estudos exigidos pelas diretrizes, todas as fórmulas para cálculos das perdas de cargas foram analisadas, estudadas e atribuídas à lógica computacional da ferramenta. A partir disso foi criada uma lógica para obter n interações dos resultados obtidos, até chegar a valores adequados nas estruturas envolvidas no estudo. Outro fator importante é que o programa pode ser utilizado em qualquer projeto de centrais hidrelétricas independente da potência. Palavras-chave: Projeto Básico de PCHs, Pequenas Centrais Hidrelétricas, Cálculo de perdas de cargas em PCHs. DEVELOPMENT OF A SOFTWARE FOR CALCULATION OF LOSSES IN SMALL HYDROPOWER PLANTS ABSTRACT In 1982, the Ordinance of the National Department of Water and Power (DNAEE), created the first manual defined standardized methods for conducting studies on the formation of basic designs for Small Hydro Power (SHP). After 17 years, was asked to review this book, mainly due to strong advances in technology design. Called Guidelines for Studies and Projects of Small Hydroelectric Plants, the first new manual matched the expectations of entrepreneurs. With new technological advances and a huge growth of small hydro in the last decade, there has been an expansion in project development, and consequently a demand for studies that would facilitate the preparation of same. To propose improvements to basic development of small hydro projects, we developed the Hydraulic Loss Program for Small Hydro Power (PHPCH). The program’s objective is to facilitate the completion of the analysis of power flow, loss of cargo and the dimensioning of the structures involved in the project. The development of the program came about through the studies required by the guidelines, all the formulas for calculating the losses of cargo were analyzed, studied and assigned to the computational logic of the tool. Since it was established a logic for n interactions of the results, until the appropriate values in the structures involved in the study. Another important factor is that the program can be used in any project regardless of hydroelectric power KEYWORDS: Basic Design of small hydro, small hydroelectric, Calculation of load losses on SHP. 1. INTRODUÇÃO A fim de propor melhorias dos estudos civis, hidráulicos e energéticos, para desenvolvimento de projetos básicos de PCHs, tendo como base as diretrizes elaboradas pela Eletrobras no ano 2000, foi desenvolvida uma ferramenta nomeada de PHPCH. Esta ferramenta tem o intuito de facilitar os estudos de perdas de cargas nas estruturas envolvidas em projetos. Para o projetista, a ferramenta irá facilitar o cálculo imediato das perdas de cargas que as estruturas projetadas irão gerar, e consequentemente a potência mais próxima da realidade em que a pequena central hidrelétrica irá fornecer ao seu consumidor. O programa irá fornecer ao projetista também uma relação de potência, vazão e perdas de cargas, o qual o empreendimento poderá ficar submetido, para com isso analisar o melhor custo benefício para o empreendimento. Sem ajuda deste programa o projetista teria de realizar os cálculos manualmente, para cada estrutura envolvida, o que lhe demandaria muito tempo. Como os projetos básicos para PCHs são de âmbito comercial e têm prazos a serem cumpridos, tempo é uma questão fundamental para o projetista. Para a unidade avaliadora de projetos básicos, na ANEEL, o programa facilitará a correção dos projetos, podendo assim analisar se as estruturas para aquele empreendimento são as mais adequadas, e também sugerir mudanças e correções no projeto. 2. METODOLOGIA 2.1. Programa PHPCH O desenvolvimento do programa se deu através dos estudos de perdas de cargas, exigidas pelas diretrizes para projeto básico de PCH. Todas as fórmulas para cálculo das perdas de cargas foram analisadas, estudadas e atribuídas à lógica computacional da ferramenta. A partir disso foi criada uma lógica para obter n interações dos resultados obtidos, até chegar a um valor adequado nas estruturas envolvidas no estudo. Universidade Tecnológica Federal do Paraná, Av. Sete de setembro, 3165 – Curitiba – PR – CEP: 80230-901, contato: (41) 3310-4735, e-mail: [email protected] Universidade Tecnológica Federal do Paraná, Av. Sete de setembro, 3165 – Curitiba – PR – CEP: 80230-901, contato: (41) 3039 2615/99340600, e-mail: [email protected] 1 2 42 TECHNICAL ARTICLES O programa oferece um relatório de todos os coeficientes calculados, como também a leitura de um gráfico da potência, vazão e perdas do empreendimento, facilitando a interpretação do projetista. Além disso, oferece uma interface amigável e um manual interativo de como utilizar os coeficientes necessários para o cálculo das perdas de cargas. Foi utilizada a linguagem DELPHI para atribuir as lógicas criadas. O objetivo do programa é facilitar ao projetista a realização das análises da potência, vazão, perdas das cargas e dos dimensionamentos das estruturas envolvidas no projeto. 2.2. Funcionamento do programa PHPCH A programação da ferramenta PHPCH tem as seguintes características básicas: o usuário entrará com os dados de inventário do local onde se pretende instalar a pequena central hidrelétrica, mais os dados de projeto; o programa irá gerar resultados das características da pequena central hidrelétrica, relação de perdas de cargas e um gráfico para análise. Na segunda tela do programa, o usuário poderá escolher as Perdas Hidráulicas envolvidas nas estruturas do empreendimento. As Perdas Hidráulicas estão divididas em três categorias: Perdas de Carga, Perdas em conduto sob pressão e Perdas na Válvula. Na categoria Perdas de Cargas, o usuário poderá optar, entre as seguintes perdas: Perdas na aproximação, com variação do coeficiente de perda, de 0,01 a 0,10. Perdas na grade da tomada d’água, tendo o usuário a opção de escolher o tipo de barras, sendo elas circulares ou retangulares, e a inclinação da mesma. Perdas na tomada d’água com coeficiente de perda variando de 0,1 a 0,15 e, por fim Perdas Canais, onde o usuário poderá optar pelo tipo de material e estado o qual o canal está submetido, sendo eles: Cimento Liso – 0,01, Argamassa de cimento – 0,011, Pedras e tijolos rejuntados – 0,013, Tijolos rugosos – 0,015, Alvenaria Ordinária – 0,017, Canais com pedregulhos finos – 0,020, Canais com pedras e vegetação – 0,030, Canais em mau estado de conservação – 0,035. Na mesma, Perdas Canais, o usuário entrará com extensão do canal em quilômetros (km). 2.3. Entrada de dados Na tela inicial do programa, o usuário entrará com valores da potência (P) em Megawatts (MW), queda bruta (Hb) em metros (m) e o nível a montante do rio (Nam) também em metros. Esses dados são fornecidos no inventário energético da localidade onde se pretende implantar a PCH. Relembrando, o inventário energético é o primeiro estudo realizado, antes do projeto básico, do ponto onde a pequena central hidrelétrica será instalada. Ainda nesta tela inicial, o programa oferece opção do tipo de turbina a ser usada, podendo escolher entre cinco tipos de turbina, sendo elas Pelton, Francis, Kaplan S, Bulbo com Multiplicador e Francis Caixa Aberta, e também o coeficiente de segurança da altura de sucção do eixo da turbina escolhida. O usuário irá optar também pelo valor de rotação comercial do grupo turbina gerador, no qual o programa fornece os mais comuns valores comerciais, bem como também os rendimentos dos mesmos, (NT) rendimento da turbina, (Ng) rendimento do gerador. Continuando na tela inicial do programa, o usuário poderá escolher qual material ao qual seu conduto forçado ficará submetido, como também o seu comprimento total. FIG. 1: Programa PHPCH tela inicial – Amostra de dados utilizados pelo usuário: os autores FIG. 2: Segunda tela do programa PHPCH – Perdas Hidráulicas (Perdas de Carga): os autores FIG. 3: Segunda tela do programa PHPCH – Perdas Hidráulicas (Perdas em conduto sob pressão): os autores 43 ARTIGOS TÉCNICOS Na categoria Perdas em conduto sob pressão da segunda tela do programa, o usuário poderá optar entre as seguintes opções: Perda nas bifurcações, com duas opções de escolha para o coeficiente de perda, sendo uma para escoamento de uma unidade – 1.25, e outra escoamento para duas unidades – 0.25. Perda nas reduções cônicas, com variação do coeficiente de perda, de 0.005 a 0.0010. Perda nas curvas, podendo o usuário determinar o valor total de curvas que o conduto ficará submetido, como também o grau de inclinação de cada curva, e em qual diâmetro do conduto a curva está presente. Perda por atrito, com três opções de materiais, aço – 0.32, cimento amianto – 0.34 e concreto armado – 0,38. Finalmente, Perda na entrada do conduto, tendo o usuário quatro opções de tipo de entrada, Saliente Interno – 0.78, Aresta Viva – 0.50, Boca em campânula – 0.04 e Aresta ligeiramente arredondada – 0.32. Na categoria Perdas na Válvula, o usuário terá a opção de determinar se será necessária a utilização de uma válvula. A utilização deste equipamento para conter o fluxo da vazão para fins de manutenção acabará por atribuir perdas ao sistema. O usuário poderá optar pelo uso da válvula, tendo a opção de determinar em qual diâmetro do conduto esta se encontra, bem como a espessura da mesma. Na espessura da válvula borboleta, o usuário terá 3 opções: 0,50, 0,55 e 0,60. A lógica do programa consiste em não apenas realizar uma interação de cálculo, no qual a porcentagem de perdas totais iniciais são definidas, e sim várias interações até o cálculo convergir para um valor, onde seu grau de variação seja insignificante, ou no qual as estruturas envolvidas possam suportar tais pressões de escoamentos. Com isso, o programa irá fornecer o valor das Perdas totais na primeira interação, as Perdas mínimas atingidas, e a Potência Total que o empreendimento poderá suportar com as estruturas envolvidas. FIG. 5: Terceira tela (parte 1) do programa PHPCH – Resultados Obtidos: os autores FIG. 4: Segunda tela do programa PHPCH – Perdas Hidráulicas (Perdas na válvula): os autores Após a escolha de todos os dados, equipamentos e perdas com seus respectivos coeficientes, basta ao usuário clicar no botão calcular, que o programa irá gerar um relatório com todas as informações necessárias para uma análise abrangente das perdas e variantes existentes no sistema. Esse relatório irá demonstrar a vazão total do empreendimento, quantidade de estruturas necessárias, vazão por estrutura, velocidade de escoamento total, velocidade por estrutura e também o nível a montante e a jusante do empreendimento. O programa também irá relatar o número de geradores e turbinas necessárias, a potência unitária de cada uma, o tipo de turbina escolhida com suas rotações específicas e potência em kW e CV, e a altura de sucção do eixo da turbina, com sua cota final. Além disso, o programa irá calcular o diâmetro do conduto forçado, variando ao longo do seu comprimento, como também as velocidades de escoamentos em cada ponto de variação. E por fim, o programa irá relatar os valores em metros e em porcentagem das perdas escolhidas pelo usuário. 44 FIG. 6: Terceira tela (parte 2) do programa PHPCH – Resultados Obtidos: os autores Além de fornecer um relatório com todos os cálculos necessários, o programa desenvolve um gráfico a partir das interações por ele realizadas, em relação à Potência, Vazão e Perdas das Cargas correspondentes em cada interação. Com isso, o usuário poderá ampliar sua análise, estudando a variação das perdas, conforme sua potência e vazão, podendo optar entre várias alternativas para realizar seu projeto. TECHNICAL ARTICLES 0 programa PHPCH também oferece no menu superior a função “lmprimir”. Depois de realizados os cálculos, estes podern ser visualizados, bem como seus resultados. RESULTADO Cálculos de Projeto Vazão (q): 60,2679 m/s Vazão por Estrutura (Qn): 20,0893 m/s Velocidade de Escoamento (Vdc): 3,0048 m/s Nam: 365,00 m Naj: 345,00 m Gerador No de Geradores: 3 Potência Unitária por Gerador: 3333,33 kw Turbina FIG. 7: Programa PHPCH – Gráfico Potência x Vazão – (Perdas de Carga). Demonstração de um ponto qualquer do gráfico: os autores O Manual irá auxiliar o usuário na escolha correta dos coeficientes em que deseja optar. O sistema oferece uma opção “Ajuda”, cujo acesso permite visualizar em PDF os estudos envolvidos. Tipo de Turbina: Kaplan S No de Turbinas: 3 Potência Unitário por Turbina: 3333,33 kw Potência em kw da turbina: 3472,22 kw Potência em CV da turbina: 4720,83 CV Rotação específica da Turbina: Polos 20 - Rotação 350 rpm Rotação específica da turbina em kw: 480,17 rpm Rotação específica da turbina em CV: 559,8863 rpm Altura de sucção -1,45 m Cota jusante do eixo da turbina: 343,55 m Conduto Forçado Tomada d’água: 4,6721 m No de Estruturas: 3 Diâmetro do Conduto por Estrutura (Dcn1): 2,9176 m Velocidade de Escoamento (Vdcn1): 3,0049 m/s Diâmetro do Conduto por Estrutura (Dcn2): 2,3402 m Velocidade de Escoamento (Vdcn2): 4,6707 m/s Diâmetro do Rotor: 1,7628 m Velocidade de escoamento (Vdr): 8,2315 m/s Perda de Cargas Tomada d’água: 0,0273 m | 0,136404% Por aproximação: 0,0028 m | 0,014194% Grade: 0,0274 m | 0,137169% Canais: 0,0003 m | 0,001364% Nas Bifurcações: 0,0000 m | 0,000000% Entrada do conduto: 0,0114 m | 0,056777% Por redução cônicas: 0,0251 m | 0,12564% Por Atrito: 0,1199 m | 0,599625% Nas Válvulas Borboleta: 0,0868 m | 0,433783% Nas Curvas: 0,0552 m | 0,27613% Perda Total: 0,3562 m | 1,7811% Perdas Mínimas Atingida: 1,6772% Potência Máxima Estruturada: 10,6173 MW FIG. 9: Programa PHPCH – Opção lmprimir, preview dos resultados obtidos: os autores. 3. LÓGICA COMPUTACIONAL DO PROGRAMA PHPCH FIG. 8: Programa PHPCH – Opção Ajuda, oferecerá o Manual do Sistema: os autores Na figura seguinte mostramos a lógica, em diagramas de blocos do funcionamento do sistema PHPCH. 45 ARTIGOS TÉCNICOS 4. RESULTADOS 4.3. Características da PCH Saltinho do Itabapoana 4.1. Estudo de caso A PCH SALTINHO DO ITABAPOANA encontra-se localizada no Rio Itabapoana, na sub-bacia 57, bacia hidrográfica do Atlântico, trecho leste, na divisa do estado do Espírito Santo e Rio de Janeiro, no município de Bom Jesus do Itabapoana, Rio de Janeiro. As principais características da PCH, para análise de dados, são: Pretendemos demonstrar uma comparação de dados de um Projeto Básico, revisado pela ANEEL, com os dados calculados no programa PHPCH. Se os valores comparados obtiverem uma diferença pequena, considerada insignificante entre eles, podemos concluir que o programa é eficiente, e poderá ser utilizado como apoio para futuros projetos. 4.2. Projeto básico PCH Saltinho do Itabapoana Iremos comparar os valores obtidos no programa com os relatados nos estudos do Projeto Básico PCH SALTINHO DO ITABAPOANA. Este projeto está disponível para download na internet, no site http://www.4shared.com/get/zNZr9DBA/RELATRIO_PROJETO_BSICO_PCH_BOM.html, e não no site da ANEEL; entretanto, no site da ANEEL encontra-se informado que este projeto foi revisado e teve aceite no ano de 2009. 46 • Potência igual a 7,5 MW; • Queda Bruta igual a 18,30 metros; • Q vazão nominal de 49,68 m3/s e Q vazão unitária de 24,84 m3/s; • Nível a montante igual a 300 m e nível a jusante igual a 281,70 m; • 2 Turbinas Kaplan S com potência igual a 3750 kW; • Rotação Turbina de 300 RPM, 24 polos e rendimento igual a 0,90; • 2 Geradores com potência igual a 3750 KW e rendimento de 0,97; TECHNICAL ARTICLES • Comprimento do Conduto Forçado de 54 metros e diâmetro do conduto inicial de 3,4 metros; • Diâmetro do conduto inicial igual a 3,40 metros; • Perdas Hidráulicas totais a 2,85% equivalente a 0,52155 metros, da queda bruta em questão. Os valores obtidos nos cálculos das perdas hidráulicas e os demais coeficientes do projeto serão comparados com os obtidos no programa, na tabela a seguir. Os valores são divididos em valores de entrada (v.e.), que são os mesmos para os dois casos, e os valores calculados (v.c.), com a comparação de suas diferenças em porcentagem (%). Após a comparação dos dados, podemos deduzir se o programa poderá ser utilizado como apoio para elaboração de estudos hidráulicos para futuros projetos básicos. Tabela 1: Comparação de dados do Projeto Básico PCH Salto do Itabapoana com os calculados no software PHPCH – Legenda (v.e.) entrada, (v.c.) calculados: os autores DADOS CALCULADOS PCH SALTINHO PROGRAMA E DE ENTRADA DO ITABAPOANA PHPCH DIFERENÇA DOS RESULTADOS OBTIDOS (%) Potência (v.e.) 7,50 MW 7,50 MW - Nível a montante (v.e.) 300,00 m. 300,00 m. - Nível a jusante (v.c.) 281,70 m 281,70 m 0% Queda bruta (v.e.) 18,30 m 18,30 m - Q vazão nominal (v.c.) 49,68 m3/s 49,4339 m3/s 0,49% Q vazão unitária (v.c.) 24,84 m3/s 24,7169 m3/s 0,49% Tipo de Turbina (v.e.) Kaplan S Kaplan S - Número de Turbinas (v.c.) 2 2 0% Potência Turbina (v.c.) 3750 kW 3750 kW 0% Rotação Turbina (v.e.) 300 RPM - 24 Pólos 300 RPM - 24 Pólos - Rendimento Turbina (v.e.) 0,90 0,90 - Número de Geradores (v.c.) 2 2 0% Potência Gerador (v.c.) 3750 kW 3750 kW 0% Rendimento Gerador (v.e.) 0,97 0,97 - Comprimento C. Forçado (v.e.) 54 m 54 m - Diâmetro Inicial C. Forçado (v.c) 3,30 m 3,2294 m 2,13% Diâmetro Rotor (v.c.) Não consta 1,99 m - Altura Sucção (v.c.) Não consta -2,43 m - PERDAS HIDRÁULICAS PCH SALTINHO PROGRAMA DO ITABAPOANA PHPCH DIFERENÇA DOS RESULTADOS OBTIDOS (%) Perdas na Aproximação (v.c.) Não consta 0,0029 m / 0,01564 % - Perdas na Grade (v.c.) 0,0298 m / 0,1628 % 0,0277 m / 0,15118 % 0,01162% Perdas na Tomada d’água (v.c.) 0,0248 m / 0,1360 % 0,0275 m / 0,15033 % 0,01433% Perdas Canais (v.c.) Não consta 0,0028 m / 0,01503 % - Perdas nas Reduções (v.c.) Não consta 0,0238 m / 0,13005 % - Perdas nas Curvas (v.c.) 0,0960 m / 0,5200 % 0,0931 m / 0,50856 % 0,01144% Perdas por Atrito (v.c.) Não consta 0,1005 m / 0,54937 % - Perdas na entrada do Conduto (v.c.) 0,0201 m / 0,1100 % 0,0115 m / 0,06257 % 0,04743% Perdas na Válvula Borboleta (v.c.) Não consta 0,2290 m / 1,25150 % - PERDAS HIDRÁULICAS TOTAIS 0,52155 m / 2,85 % 0,5187 m/ 2,8343 % 0,00285 m / 0,0157 % 5. CONSIDERAÇÕES FINAIS Após a análise comparativa dos dados da PCH SALTINHO DO ITABAPOANA e dos dados calculados no programa PHPCH, podemos avaliar que ambos os estudos obtiveram valores de cálculos muito próximos. Não ocorreu nenhum valor de comparação que tivesse uma variação significativa. Como os valores finais das perdas calculadas foram de valores próximos, pode-se deduzir que as demais estruturas que gerassem perdas teriam valores muito próximos aos gerados pelo programa PHPCH. Nas relações de perdas hidráulicas não foram apresentadas diferenças superiores a 0,2%. Então, podese concluir que os valores calculados no programa PHPCH estão de acordo com os valores realizados no projeto básico PCH SALTINHO DO ITABAPOANA, que foi revisado pela ANEEL, e concedidos os aceites da mesma. 6. CONCLUSÃO Pode-se dizer que o programa PHPCH está apto para ser utilizado como uma ferramenta de apoio para elaboração dos estudos de dimensionamento de estruturas hidráulicas e de estudos de perdas de cargas. O programa é autoexplicativo, oferece uma interface amigável, um cálculo imediato e eficaz dos coeficientes pretendidos pelo projetista e uma organização nos resultados gerados. Vale ressaltar novamente que, além disso, o programa irá gerar uma combinação de valores calculados, podendo o projetista realizar uma melhor análise dos estudos de perdas para o empreendimento. Podemos afirmar que pode ser utilizado em qualquer projeto de centrais hidrelétricas independente da potência. 7. REFERÊNCIAS • ELETROBRAS, Memória Técnica de Usinas Hidrelétricas. Rio de Janeiro, 1982; Diretrizes de Estudos e Projetos de Pequenas Centrais Hidrelétricas. Brasília, 2000. • MALTA DE SÁ, Cleber. Micro, Mini e PCHs – Pequenas Centrais Hidrelétricas. Goiás, 2009. • TIAGO FILHO, Geraldo Lúcio. A Atual situação das PCHs no Brasil, janeiro 2001 – Artigo Técnico. • SOUZA, Zulcy. As Pequenas Centrais Hidrelétricas no Brasil a partir da década de 80. Itajubá, 2005 – Universidade Federal de Itajubá; Centrais Hidrelétricas: Dimensionamento de Componentes C. 1992, São Paulo. Editora Blucher; Centrais Hidrelétricas, Implantação e Comissionamento, Rio de Janeiro, Edson da Costa, Editora Rio de Janeiro 2009; • Dimensionamento de Máquinas de Fluxo: Turbinas, Bombas, Ventiladores. 1991, São Paulo, Editora Blucher. 47 ARTIGOS TÉCNICOS DETERMINAÇÃO DE PARÂMETROS DE MÁQUINAS SÍNCRONAS PELO ENSAIO DE RESPOSTA EM FREQUÊNCIA: PROPOSTA DE METODOLOGIA COM INVERSOR DE FREQUÊNCIA Murilo Hinojosa de Sousa Prof. Dr. Silvio Ikuyo Nabeta 1 2 RESUMO O trabalho se propõe a estudar alguns tipos de abordagens no que diz respeito à modelagem de máquinas síncronas, dando ênfase àquelas de resposta em frequência. Os aspectos físicos resultantes das características construtivas das máquinas que devem ser considerados na modelagem são apresentados, como também as caracterizações matemáticas dos modelos. Posteriormente, os vários tipos de ensaios praticados para determinação dos parâmetros dos modelos são apresentados. Particular ênfase é dada ao SSFR – Standstill Frequency Response Test, cujas vantagens e desvantagens são sublinhadas, assim como suas dificuldades e limitações. Como tentativa de mitigar parte dessas dificuldades, é apresentada uma metodologia para sua execução. Por fim, a metodologia proposta é aplicada numa máquina síncrona e os resultados alcançados são analisados e comparados com valores obtidos por ensaios tradicionais, como o ensaio de saturação em vazio, curto-circuito permanente e o curto-circuito abrupto. Palavras-chave: Máquinas Síncronas, Modelagem, Ensaios para Determinação de Parâmetros, Resposta em Frequência. DETERMINATION OF PARAMETERS OF SYNCHRONOUS MACHINES FOR TESTING THE FREQUENCY RESPONSE: PROPOSED METHOD WITH FREQUENCY INVERTER ABSTRACT The work aims to study some types of approaches concerning the modeling of synchronous machines, giving emphasis to the applications of frequency response. Physical aspects resulting of the machines’ constructive characteristics which must be considered in the modeling are presented, as well as mathematical developments of the models. Thereafter, the tests that are usually performed for the determination of the synchronous machines’ parameters are analyzed. Particular emphasis is given to the SSFRT – Standstill Frequency Response Test, whose positive and negative points are raised, as well as its difficulties and limitations. As a tentative of mitigating some of these difficulties, a methodology for its implementation is presented. Finally, the proposed methodology is applied in a synchronous machine and the achieved results are analyzed and compared with the values obtained by traditional tests, such as no-load saturation, permanent short-circuit and sudden short-circuit. KEYWORDS: Synchronous Machines, Modeling, Tests for Parameters Determination, Frequency Response. 1. INTRODUÇÃO Dentre os equipamentos eletromecânicos necessários para a operação de uma Pequena Central Hidrelétrica (PCH), temos a unidade geradora, responsável pela conversão de energia hidráulica em energia elétrica. Uma unidade geradora típica de PCH é composta pela máquina hidráulica (do tipo Kaplan para baixas quedas, Francis para médias quedas e Pelton para altas quedas) e pela máquina elétrica. Na grande maioria das aplicações em PCH, a máquina elétrica é do tipo síncrona. As máquinas síncronas são equipamentos de importância inegável no ramo da engenharia elétrica. Sua contribuição para a geração de energia elétrica é vital para a manutenção e evolução dos padrões de vida do ser humano contemporâneo. Sua tecnologia vem sendo estudada desde o final do século retrasado, de onde se depreende que seu projeto, fabricação e aplicação estão amplamente consolidados na área de sistemas elétricos de potência. A afirmação acima se faz parcialmente verdadeira, já que outro ramo de evolução tecnológica vem alterando o estudo das máquinas elétricas em geral. O avanço computacional e o desenvolvimento de ferramentas numéricas possibilitaram o aprofundamento de técnicas de simulações e modelagens numéricas que outrora só se permitiam realizar através de cálculos analíticos, naturalmente limitados à adoção de hipóteses simplificadoras e dificilmente reprodutoras de condições reais de operação. É nesse novo cenário que se desenvolvem parte dos estudos mais atuais relativos às máquinas síncronas. Simulações com elementos finitos são um exemplo de aplicação da computação ao mundo das máquinas elétricas. Além disso, o advento da tecnologia de processamento digital fornece técnicas mais rápidas e precisas de aquisição e tratamento de dados, as quais permitem a modelagem em ordens superiores (por exemplo, obtenção de circuitos equivalentes com mais ramos em paralelo), o que nos fornece respostas mais fiéis ao comportamento real da máquina. No que diz respeito aos geradores de PCHs, temos normalmente operação em rede interligada, já que os requisitos de redes isoladas, tais como alta inércia requerida, podem tornar os custos do projeto não atraentes. Nesse sentido, é importante o estudo do comportamento da máquina, relativo à estabilidade em sistemas elétricos de potência, em resposta a diversas variações às quais esses tipos de equipamento estão sujeitos em operação. Em linhas gerais, falamos de perturbações no ângulo de carga, na tensão ou na frequência da rede, podendo ser de pequenas ou grandes proporções. Além disso, devemos destacar faltas, tais Escola Politécnica da USP, Av. Professor Luciano Gualberto, 280, Butantã, e-mail: [email protected] Escola Politécnica da USP, Av. Professor Luciano Gualberto, 280, Butantã, e-mail: [email protected] 1 2 48 TECHNICAL ARTICLES como curto-circuitos de diversas naturezas e sincronização fora de fase. Independente de qual a causa da instabilidade verificase o efeito de separação do sistema elétrico de potência, seja de uma máquina, seja de um ou mais grupos de máquinas (“ilhas elétricas”). Importante ressaltar que diversos modelos podem ser desenvolvidos de maneira a se estudar especificamente um ou outro fenômeno em profundidade. No entanto, dificilmente tem-se lançado mão de quaisquer modelos mais complexos no estudo e projeto das máquinas. É usual apenas se obterem as grandezas importantes das máquinas na fase de projeto através de simulações e raramente se procuram medir em campo esses parâmetros, devido a uma série de limitações. Especialmente no projeto de PCHs, a execução de testes em campo é preferencialmente limitada, por motivos dos baixos custos necessários à viabilização do empreendimento. Normalmente obtém-se das máquinas as tradicionais curvas de saturação em vazio e de curto-circuito, que nos permitem calcular parâmetros que nos derivam modelos importantes para a caracterização das máquinas síncronas, mas que somente representam seu comportamento em regime permanente. Mesmo os conhecidos ensaios de curto-circuito trifásico abrupto, por exemplo, encontram limitações em sua aplicação, decorrentes do receio em submeter a máquina aos estresses eletromecânicos resultantes da aplicação do curto-circuito. Nesse campo é onde os ensaios estáticos de resposta em frequência ou Standstill Frequency Response Tests (SSFRT) encontram seu maior potencial de aplicação. Esses ensaios se caracterizam pela aplicação de um pequeno sinal em uma faixa de frequência (da ordem de milésimos até centenas de Hz) para diversas configurações de ligação dos enrolamentos de campo e de armadura da máquina, com seu rotor parado. Além de permitir a derivação de modelos mais elaborados e fiéis, não se impõe nenhuma condição indesejada à máquina. Essa categoria de ensaios se torna ainda mais atraente se levarmos em consideração que podemos obter, de maneira relativamente simples, o sinal de frequência variável através de inversores de prateleira. Naturalmente, devemos mitigar as limitações decorrentes dessa aplicação. A aplicação de sinais de baixa potência pode levar a relações de não linearidade (MINNICH, 1986) e o rotor parado pode ocultar alguns efeitos característicos decorrentes da operação real em velocidade síncrona. Adotando-se a prática mais frequente de obtenção dos parâmetros das máquinas síncronas de PCHs, é possível contar com parâmetros mais precisos das máquinas do que os dados de projeto. Essas informações representam de forma mais fiel o comportamento dos geradores no sistema elétrico de potência, o que favorece os diversos tipos de estudos necessários para melhorar a estabilidade e confiabilidade da rede interligada. Podemos analisar as variações possíveis do ponto de vista construtivo, focando principalmente a máquina síncrona, apesar de muitos dos conceitos aqui apresentados se aplicarem a outros tipos de máquinas. O estator, apesar de apresentar uma série de requisitos construtivos do ponto de vista de suportabilidade mecânica a esforços decorrentes de transientes eletromagnéticos, é uma estrutura relativamente simples e sem muitas possibilidades de concepção. Trata-se de um pacote de lâminas de aço-carbono devidamente envernizadas e empilhadas, com o objetivo de reduzir as induções de correntes parasitas. O núcleo magnético é suportado por estruturas que podem ser tão simples como tirantes e barras soldadas ao pacote empilhado ou tão complexas como gaiolas aparafusadas e soldadas ao pacote empilhado. As lâminas são devidamente conformadas de modo a se configurarem ranhuras ao longo de seu perímetro interno, onde se alojarão os enrolamentos polifásicos de armadura. A figura 1 mostra um possível tipo construtivo para o empilhamento do núcleo: FIG. 1: Exemplo de núcleo estatórico Vale salientar que os enrolamentos polifásicos de três fases são amplamente utilizados devido à alimentação de energia elétrica se dar nessa forma de conexão. As máquinas síncronas podem ter enrolamentos constituídos de cabos, bobinas ou barras, dependendo da potência da máquina, sendo a configuração por bobinas a mais usual encontrada em PCHs. A figura 2 mostra um exemplo de enrolamento estatórico de uma máquina com condutores isolados: 2. MATERIAIS E MÉTODOS Iniciaremos por uma breve exposição sobre as características construtivas mais amplamente aplicadas em máquinas síncronas. 2.1. Descrição Física das Máquinas Síncronas As máquinas elétricas podem ser de diversos tipos, dentre os quais destacamos as de corrente contínua, de indução e síncronas. Elas diferem basicamente quanto ao tipo de enrolamento (em corrente contínua ou polifásico) e o seu local de instalação (rotor ou estator) (ADKINS, 1957). Focaremos nossos estudos nas máquinas síncronas, que representam a maioria das aplicações em PCHs. FIG. 2: Exemplo de enrolamento estatórico O rotor, por sua vez, pode assumir uma variedade grande de tipos construtivos. Por um lado, por se tratar de um enrolamento alimentado em corrente contínua, não demanda necessariamente a construção de um núcleo laminado. Além disso, quando em regime permanente com carga balanceada, a indução gerada pela armadura são ondas senoidais variantes no tempo e trafegantes no espaço, com a mesma velocidade de rotação do rotor (velocidade síncrona), o que não induz tensão no enrolamento rotórico. Contudo, ao se alimentarem cargas desbalanceadas, o perfil das ondas passa a ser constituído por harmônicas, que não trafe- 49 ARTIGOS TÉCNICOS gam na velocidade síncrona. Essas harmônicas passam a possuir velocidade relativa ao rotor diferente de zero, o que provoca a indução de correntes parasitas. Para se minimizar esse efeito indesejado, sugere-se a laminação do rotor (DOHERTY; NICKLE, 1926). Com relação ao tipo de polo, as máquinas síncronas de baixa polaridade são comumente construídas com polos lisos, a partir de chapas empilhadas onde se alojam as bobinas polares em ranhuras. Máquinas de alta polaridade, por sua vez, possuem polos salientes, também empilhadas, mas com alojamento das bobinas polares ao redor do corpo polar. Alternativamente, máquinas de baixa polaridade podem possuir polos salientes, sendo nesse caso comum a concepção através de um rotor sólido. A figura 3 nos permite ver a construção típica de um rotor de alta polaridade: fases do enrolamento de armadura, “fd” o enrolamento de campo e “jd, jq, kd, kq” os enrolamentos amortecedores “j” e “k”, referidos ao eixo direto e de quadratura. ψ denota fluxo concatenado, i corrente e X reatância. Todas as relações até agora mostradas consideram representações referidas às fases do enrolamento de armadura. De modo a simplificar o desenvolvimento matemático, utilizase a transformação de Park (PARK, 1928), a qual transforma as grandezas de armadura para o referencial DQ fixo ao rotor. Consideremos G uma grandeza genérica (em nossa área de interesse, normalmente G descreve correntes, tensões ou fluxos concatenados). As Transformadas de Park de G, da base de sequência de fases para a base de eixos, segundo a orientação rotórica podem ser expressas por (CONCORDIA, 1951): ( 2 ) 2 cos cos −120º 3 3 2 2 Gq = − sen − sen −120º 3 3 G0 1 1 Gd ( 3 FIG. 3: Exemplo de rotor de polos salientes A concepção normal para o enrolamento do rotor é a utilização de condutores isolados enrolados, constituindo um enrolamento de camadas múltiplas, comuns em máquinas de polos lisos e salientes. Uma alternativa para máquinas de polos salientes é a utilização de barras de cobre, que constituem um enrolamento de camada simples. Outro aspecto fundamental da construção da máquina são os enrolamentos amortecedores. Estes têm funções variadas, dentre as quais o amortecimento de torques oscilatórios decorrentes de variação na potência da rede, redução da sobretensão nas fases sãs durante curto-circuitos, amortecimento das correntes induzidas devido à sincronização fora de fase, entre outras (ADKINS, 1957). A seguir, apresentaremos uma descrição matemática que nos possibilitará compreender quais os parâmetros da máquina síncrona são de interesse no presente estudo. 2.2. Descrição Matemática das Máquinas Síncronas Tomaremos como base para a modelagem a seguir máquinas síncronas com enrolamentos de armadura trifásicos. Além desses enrolamentos, serão considerados os enrolamentos de campo e amortecedores. Estes últimos serão representados através de enrolamentos físicos ou, no caso de rotor sólido, através das correntes induzidas nas superfícies do rotor. Matricialmente, podemos exprimir os fluxos concatenados em função das diversas reatâncias presentes da máquina da seguinte maneira (CONCORDIA, 1951): Xaa a Xba b Xca c = Xfad fd jd X jad jq X jaq Xab Xac Xafd Xakd Xakq Xbb Xbc Xbfd Xbkd Xbkq Xcb Xcc Xcfd Xckd Xckq Xfbd Xfcd Xffd Xfkd Xfkq X jbd X jcd X jdfd X jkd X jdkq X jab X jac X jqfd X jqkd X jkq −ic ifd (1) ikd ikq Nos quais os subíndices “a, b, c” representam as respectivas 50 ) ( 3 Xd d 0 q 0 0 = Xafd fd jd Xakd jq 0 ) Ga x Gb (2 2) Gc 3 0 0 Xafd Xakd 0 Xq 0 0 0 Xakq −id −iq 0 X0 0 0 0 0 0 Xffd Xfkd 0 0 0 Xfkd X jkd 0 ikd Xakq 0 0 0 X jkq q ikq x −i0 ifd (3) Nos quais os subíndices “d, q, 0” representam os eixos direto, de quadratura e a sequência 0. Uma forma alternativa de se representarem as equações da máquina é a apresentação de suas grandezas através das impedâncias operacionais. Demonstra-se (ADKINS, 1957) que a seguinte relação representa o comportamento da máquina síncrona, onde ψd representa o fluxo concatenado no eixo direto, efd representa a tensão no enrolamento de campo e id representa a corrente no eixo direto: ψ d = G(s)efd − L d (s)id (4) As relações G(s) e Ld(s) representam funções de transferência, que podem ser obtidas pelas relações: −ib x ) ( +120º 3 2 − sen +120º 3 1 No qual θ representa o ângulo entre a fase “a” e o eixo direto. De posse da matriz de transformadas (2) e através de considerações simplificativas para as reatâncias, podemos obter a seguinte relação matricial para os fluxos concatenados e as correntes na máquina. Percebe-se uma matriz bastante esparsa, o que evidencia a simplificação em relação a (1): L d (s) = −ia 2 G(s) = d id efd = 0 (5) d efd Id = 0 Essa forma de apresentação é teoricamente concebível, porém não é a mais prática, pois utiliza funções de fluxo concatenado, grandeza que não pode ser medida diretamente. Por tal razão, definem-se as impedâncias operacionais e algumas TECHNICAL ARTICLES funções de transferência adicionais. Em nosso estudo específico, a mais importante é a impedância operacional de eixo direto Zd(s), descrita a seguir: e zd (s) = R + sL d (s) = d id (6) efd =0 No qual R representa a resistência do enrolamento e ed a tensão de eixo direto. Em uma primeira análise, percebemos que essa relação depende de grandezas mensuráveis nos terminais de campo e de armadura da máquina. Ademais, demonstra-se (ADKINS, 1957) que: (1 + T 'd s) (1 + T "d s) L L d (s) = (1 + T 'do s) (1 + T "do s) d (7) Nos quais T’d e T’do representam, respectivamente, constantes de tempo transitórias de eixo direto e de eixo direto em aberto e T’’d, T’’do representam, respectivamente, constantes de tempo subtransitórias de eixo direto e de eixo direto em aberto. A escolha da forma de apresentação, conforme equacionado anteriormente, nos permite trabalhar de maneira prática adotando a representação de polos e zeros do diagrama de Bode. Com isso podemos obter diretamente os gráficos de resposta em frequência levantados através de ensaios e relacionar cada patamar a seus respectivos polos e zeros, conforme a figura 4: Nota-se, comparando a figura 4 e a figura 5, que ensaios reais não fornecem patamares bem definidos. Contudo, é possível obter o conjunto de polos e zeros através de ferramentas de ajuste de curvas ou de identificação de sistemas. De maneira mais simplificada, é possível obter as reatâncias de regime permanente e de regime subtransitório referindo-se aos valores de impedância correspondentes às mais baixas frequências e às mais altas frequências, respectivamente. Seguiremos agora à descrição do arranjo de bancada e dos procedimentos do ensaio de resposta em frequência proposto. 2.3. O Ensaio Estático de Resposta em Frequência Os seguintes equipamentos foram utilizados nos ensaios: • I nversor de frequência: foi utilizado um inversor de mercado, com objetivo de permitir a replicação do ensaio sem a necessidade de adquirir equipamentos muito sofisticados; • Filtro passa-baixa: a utilização do inversor implicou em presença de harmônicas. Para a mitigação de sua influência nos ensaios foi projetado um filtro simples, com indutor série e capacitor paralelo; • Medidores: foram aplicados medidores analógicos e medidores digitais (osciloscópio) para a aquisição das grandezas de interesse, a saber, tensão e corrente de armadura; • Máquina síncrona: a máquina ensaiada possui potência nominal de 2 kVA, rotação nominal de 1800 rpm a 60 Hz e foi conectada em duplo-estrela, sendo sua tensão e corrente nominais nessa configuração, respectivamente, 230 V e 5 A. Deseja-se estudar a resposta em frequência da máquina síncrona através de um arranjo de bancada. A configuração da figura 6 foi ensaiada, para a faixa de frequências de 0,5 a 120 Hz. O limite inferior da faixa de frequências foi definido de acordo com a precisão mínima que pode ser obtida com o inversor e o limite superior foi definido de acordo com orientação de norma (IEEE-115, 1995): FIG. 4: Diagrama de Bode para Ld(s) – curva teórica Percebe-se que existiriam três patamares, que representam, respectivamente, as indutâncias de eixo direto: subtransitória (L”d), transitória (L’d) e síncrona de eixo direto (Ld). Um exemplo de ensaio em máquina real pode ser visto na figura 5: FIG. 5: Diagrama de Bode para Ld(s) – curva de norma (Fonte: IEEE-115, 1995) FIG. 6: Esquema de ligação do arranjo de bancada Vinv é uma fonte de tensão representando o inversor. Notar que a saída do inversor foi ligada na forma bifásica, ou seja, uma de suas fases não está sendo utilizada. Lf e Cf representam elementos de um filtro. O filtro foi adicionado ao conjunto para possibilitar a medição com osciloscópio, já que esta não era possível devido ao alto conteúdo de ruído no sinal proveniente do inversor. O filtro foi dimensionado para cortar a frequência proveniente do chaveamento do modulador por largura de pulso do inversor. Essa frequência foi medida para diversas frequências de saída do inversor e nos forneceu o valor de 8 kHz. De modo a não influenciar as medições nas frequências de interesse (0,5 a 120 Hz), selecionou-se a frequência de corte em 1 kHz. Por sua vez, Iana e Vana representam medidores analógicos. Nesses mesmos pontos do circuito também tomamos medidas com um osciloscópio (Iosc e Vosc). A medição com osciloscópio se fez necessária, pois os medidores analógicos se mostraram inadequados para utilização em baixas frequências. A razão é que os componentes desses equipamentos eletromecânicos (por exemplo, as molas de torção) são calculados e calibrados para 51 ARTIGOS TÉCNICOS operarem em frequência industrial (50 ou 60 Hz), de modo que para baixas frequências (menores do que cerca de 5 Hz) temos oscilação dos ponteiros. Por fim, La, Lb e Lc representam os três enrolamentos de armadura, ligados em estrela. Notar que uma das fases não está sendo utilizada (Lc). Após o alinhamento segundo o eixo direto e o adequado travamento do rotor, seguiremos às medições propriamente ditas. O objetivo é calcular as indutâncias de eixo direto da máquina, a partir da resposta em frequência obtida com os ensaios. Para cada frequência gerada pelo inversor, mediremos o valor de tensão e corrente conforme mencionado no capítulo anterior e realizaremos os cálculos de indutância ponto a ponto. 3. RESULTADOS, DISCUSSÃO Ensaios de resposta em frequência estáticos foram realizados e a seguinte curva foi obtida: Um comentário pode ser levantado para o valor obtido de Ld: há problema de leitura nas frequências baixas, e a inspeção visual pode não ser um bom método. Quando se mede com instrumentos analógicos, existe a dificuldade de leitura devido à oscilação dos ponteiros. Quando se mede com osciloscópio, também existe dificuldade devido ao alto conteúdo de ruído na forma de onda de tensão, que não permite uma medição precisa dos valores pico-a-pico através dos cursores. Outra observação a ser feita: podemos notar na figura 5 que a indutância de eixo direto de regime permanente é excitada para frequências das ordens de centésimos ou milésimos de Hz. Já a indutância de eixo direto subtransitória é excitada para frequências das ordens de centenas ou milhares de Hz. Ou seja, em nossos ensaios talvez não atinjamos frequências suficientemente baixas ou altas para obter valores mais fiéis de Ld ou L’’d. Mesmo assim, podemos claramente observar uma semelhança entre as curvas da figura 7 (indutância operacional medida em bancada) e figura 5 (indutância operacional medida em ensaio de norma). 4. CONCLUSÃO FIG. 7: Diagrama de Bode para Ld(s) – curva ensaiada Notar que o diagrama foi desenhado em escala di-log, de modo a facilitar os trabalhos de cálculos que serão vistos a seguir. Conforme figura 4, é possível estimar as indutâncias de eixo direto de regime permanente e subtransitória por inspeção visual. Essas indutâncias correspondem, respectivamente, aos valores encontrados em frequências mais baixas (124,61 mH) e frequências mais altas (9,13 mH). A obtenção mais criteriosa dessas indutâncias só é possível por um ajuste de curva. Para fim de comparação, a tabela 1 mostra valores de indutâncias da máquina obtidos através de três tipos de ensaios comuns para obtenção de parâmetros de máquinas síncronas: ensaios de saturação em vazio e em curto-circuito para Ld e ensaio estático a 60 Hz para L’’d [1], ensaio de curto-circuito trifásico abrupto [2] e ensaio estático de resposta em frequência [3]: Tabela 1: Comparativo entre Ld e L’’d – análise por visualização [mH] Ld L''d [1] 85,68 13,26 [2] 93,32 11,83 [3] 124,61 9,13 O primeiro comentário é que, do ponto de vista dos valores obtidos para baixas e altas frequências, temos resultados satisfatórios que nos fornecem ordens de grandezas razoavelmente similares para Ld e L’’d. ANOTAÇÕES 52 Neste trabalho foi proposta uma metodologia para a execução de um SSFRT em uma máquina síncrona, aplicando-se um inversor de frequência comercialmente disponível no mercado. Levantou-se a resposta em frequência da máquina segundo seu eixo direto e se obtiveram suas indutâncias de eixo direto em regime permanente e subtransitória. Os resultados foram comparados com aqueles obtidos através de outros métodos consagrados, o que nos permitiu validá-los, mantendo-se algumas ressalvas relativas a algumas limitações do ensaio realizado. Em continuidade ao trabalho realizado, sugere-se a aplicação de um algoritmo de ajuste de curvas que possibilite encontrar os valores de indutância com mais precisão, além de permitir a obtenção da indutância de eixo direto transitória, a qual não é contemplada no método de inspeção visual apresentado. 5. REFERÊNCIAS • [1] ADKINS, B. The general theory of electrical machines. London: Chapman and Hall, 1957. • [2] CONCORDIA, C. Synchronous machines: theory and performance. London: John Wiley & Sons, 1951. • [3] DOHERTY, R.E.; NICKLE C.A. Synchronous Machines I - An Extension of Blondel’s Two-Reaction Theory. AIEE transactions, New York, 1926. • [4] INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS ENGINEERS. IEEE 115: test procedures for synchronous machines. New York, 1995. • [5] MINNICH, S.H. Small signals, large signals and saturation in generator modeling. IEEE transactions on energy conversion, New York, v. EC-1, n. 1, 1986. • [6] PARK, R. H. Two-reaction theory of synchronous machines: generalized method of analysis - part I. AIEE transactions, New York, 1929. TECHNICAL ARTICLES CRÉDITOS DE CARBONO: FONTE DE INCENTIVO FINANCEIRO PARA A CONSTRUÇÃO DE PCHs Fernando Weigert Machado e Andréia Pedroso 1 RESUMO Nos últimos leilões de energia renovável realizados em 2010 foram contratados aproximadamente 2.000 MW de potência de usinas eólicas com a energia ao preço médio de R$ 130,00/MWh e somente 130 MW de potência de PCHs com a energia ao preço médio de R$ 142,00/MWh. Após tal evento, as reivindicações dos empresários do setor de PCHs para concessão de incentivos por parte do governo federal têm sido mais constantes. Apesar de existir uma disparidade de incentivos para instalação de usinas eólicas e PCHs, o que se observa na prática é que para além de tal discussão, incentivos como créditos de carbono, que podem representar de 3% a 5% do faturamento anual dos empreendimentos, aumentando sua competitividade frente a outras fontes de energia, têm sido desprezados ou mal administrados. No contexto da ONU, PCHs são consideradas fontes renováveis de energia e cada MWh produzido pela usina pode ser convertido em créditos de carbono. Para efetivamente receber os créditos de carbono, as PCHs devem desenvolver um projeto especial chamado DCP e aprová-lo junto à ONU. Esse projeto deve ser realizado próximo ao início da construção da usina sob pena de não ser elegível caso seja postergado. Os objetivos específicos deste trabalho são apresentar o cenário atual do desenvolvimento de projetos de créditos de carbono para PCHs no Brasil, as etapas para aprovar o projeto de créditos de carbono, como calcular a quantidade de créditos de carbono para uma PCH, as condições mais importantes que devem ser verificadas, um estudo de caso para demonstrar o potencial de retorno financeiro existente nesta fonte de recurso e as oportunidades existentes. Palavras-Chave: Créditos de carbono e incentivos financeiros. CARBON CREDITS: SOURCE OF FINANCIAL INCENTIVES TO CONSTRUCTION OF SHPs ABSTRACT At the last renewable energy auction performed in 2010, it was hired nearly 2.000 MW of wind power by the average energy price of R$ 130,00/MWh and only 130 MW of Small Hydro Power – SHP by the average price of R$ 142,00/MWh. After this event, claims from executives of SHP sector in order to acquire more incentives from Federal Government have been further constant. Although there is different incentives to install wind powers and SHPs, what can be seen in practice is that besides this discussion, incentives as carbon credits, which can mean 3% till 5% of enterprise’s annual revenues, increasing its competitiveness in face other energy sources, have been despised or badly managed. In the ONU context, SHPs are considered renewable energy sources and each MWh produced by the plant can be converted in carbon credits. In order to receive the carbon credits effectively, the SHP must develop a special project called PDD and approve it at ONU. This project should be performed close the beginning of the plant construction otherwise it is not eligiblewhether postponed. The specific objectives of this paper are to show the current scenario of development of carbon credits projects for SHP in Brazil, the steps to approve a carbon credit project, how to calculate the amount of carbon credits for a SHP, the most important conditions that should be verified, a case to demonstrate the potential of financial return that there is in this source of resources and opportunities available. Keywords: Carbon credits and financial incentives. 1. INTRODUÇÃO A produção de energia elétrica no Brasil, através de Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCHs, teve início no século XIX, no entanto, somente a partir de 1980 essa fonte de energia começou a ganhar impulso através de medidas governamentais como a criação do Programa Nacional de Pequenas Centrais Hidrelétricas – PNPCH e subsídios como a publicação do primeiro Manual de Pequenas Centrais Hidrelétricas. Diante de uma resposta aquém da esperada, a partir do final da década de 90 surgiram os principais incentivos para implementação de PCHs: (i) isenção do pagamento de compensação financeira pela utilização de recursos hídricos e da aplicação em programas de pesquisa e desenvolvimento; (ii) descontos nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão (TUSD/ TUSD); (iii) participação no Mercado de Realocação de Energia (MRE); (iv) Programa PCH-COM; e (v) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA). Dentre os incentivos listados acima, ressalta-se a importância do PROINFA, um programa implementado em 2004 para contratação através da Eletrobras de energia proveniente de fontes eólica, biomassa e PCHs, no qual os contratos de energia poderiam ser utilizados pelos empresários para integralizar garantias junto ao BNDES, principal instituição de financiamento desse tipo de empreendimento. Em 2005, essa mesma estrutura financeira foi estendida para dentro do mercado regulado, com a permissão da venda de energia de PCHs com o mesmo objetivo de promover o desenvolvimento de novos projetos, consolidando-se até hoje como um dos principais mecanismos para este fim. Todos esses estímulos resultaram na inserção de mais de 2.000 MW provenientes de PCHs no sistema elétrico nacional, no período entre 2000 a 2009 (LENZI, 2010). Entretanto, o que se observou nos últimos Leilões de Fontes Alternativas de Energia e de Energia de Reserva, realizados em 2010, é que as PCHs perderam competitividade nesse ambiente frente a outras fontes alternativas, em especial a eólica. Nesses leilões, a energia das usinas eólicas foi contratada ao preço médio de R$ 130,00/MWh e a energia das PCHs ao preço médio de R$ 142,00/MWh. O resultado foi a contratação de apenas 130 MW de potência instalada de PCHs contra 2.000 MW de usinas eólicas (EPE, 2010). ADD Engenharia, Consultoria e Participações Ltda., Rua Capitão Souza Franco, 848 – cj 133 – Curitiba/PR, contato: +55 (41) 3339-0946, e-mail: [email protected] 1 53 ARTIGOS TÉCNICOS Após tal evento, muitos empreendedores do setor de PCHs se manifestaram em relação à existência de incentivos diferenciados entre fontes alternativas de energia. Para além de tal discussão, que se concentra na obtenção de benefícios similares de modo a equilibrar a competitividade entre as fontes alternativas, o que se observa na prática é que incentivos já existentes, como os créditos de carbono, que podem representar de 3% a 5% do faturamento anual dos empreendimentos, têm sido desprezados ou mal administrados. No contexto da ONU, as PCHs são consideradas fontes renováveis de energia e, quando conectadas ao Sistema Interligado Nacional – SIN, cada MWh produzido pela usina pode ser convertido em créditos de carbono. Ambientalmente, a geração de um crédito de carbono significa que a PCH contribuiu para reduzir a emissão de uma tonelada de gás carbônico que seria emitido pelo SIN devido à operação de usinas termelétricas que queimam combustíveis fósseis na margem. Os objetivos específicos deste trabalho são apresentar o cenário atual do desenvolvimento de projetos de créditos de carbono para PCHs no Brasil, as etapas para a aprovação de um projeto de créditos de carbono, o cálculo da quantidade de créditos de carbono para uma PCH, as condicionantes mais importantes que devem ser avaliadas para tornar o projeto elegível, um estudo de caso para exemplificar o potencial de retorno financeiro existente nessa fonte de recurso e as oportunidades existentes. 2. MATERIAIS E MÉTODOS A metodologia de trabalho proposta consiste numa apresentação dos pontos mais importantes a respeito do desenvolvimento de projetos de créditos de carbono para PCHs. Aborda desde o contexto atual deste mercado no Brasil e no mundo até os detalhes mais importantes que devem ser observados para a efetiva aprovação de um projeto, o desenvolvimento de um estudo de caso para uma PCH hipotética com 14 MW de potência instalada com o objetivo de exemplificar o potencial de retorno financeiro existente através dessa fonte e as oportunidades existentes. 2.1. Cenário atual de créditos de carbono para PCHs De acordo com os dados mais recentes publicados no site da ONU, há cerca de 3.300 projetos de créditos de carbono aprovados nas mais diversas áreas, os quais são responsáveis pela redução de aproximadamente 500 milhões de toneladas de gás carbônico por ano. De todos esses projetos, 80% estão relacionados à geração de energia renovável: PCHs, eólica, biomassa etc. O Brasil foi o primeiro país do mundo a aprovar um projeto de créditos de carbono junto à ONU em 2004, no entanto, atualmente representa apenas 6% de todos os projetos aprovados, contra 45% da China e 21% da Índia (figura 1). Isto significa que de todos os 3.300 projetos registrados o Brasil possui apenas 194 projetos aprovados, uma média de registros de 30 projetos por ano, no período entre 2004 a 2011, contra uma média de 200 registros por ano, no mesmo período para a China. Juntando-se China, Índia e outros países da Ásia, o número médio de registros por ano é superior a 300 projetos, podendo-se concluir que o mercado de créditos de carbono é bastante aquecido naquele continente e cerca de 1.000% maior que o mercado brasileiro. Dessa maneira, esse cenário desloca os principais compradores de créditos de carbono para o mercado asiático e cria um ciclo de inatividade de projetos Brasil, uma vez que os compradores de créditos não buscam o país devido ao pequeno número de projetos e os empresários brasileiros não desenvolvem projetos por acreditar que não há compradores interessados, ou, ainda, devido à latência interna deste mercado acreditar que são projetos de alto risco. Atualmente existe no país um total de 402 PCHs em operação, cuja potência instalada é cerca de 3.600 MW, além de outros 2.700 MW de PCHs outorgadas ou em construção (ANEEL, 2011). Dos 194 projetos brasileiros aprovados pela ONU, apenas 39 são de PCHs, contemplando 66 usinas, ou seja, somente 17% das PCHs instaladas no país recebem os incentivos financeiros dos créditos de carbono (UNFCCC, 2011). Considerando somente as PCHs outorgadas e que ainda não iniciaram a sua construção, há um potencial para o desenvolvimento de pelo menos 140 novos projetos de créditos de carbono no país, cuja receita através da comercialização de tais créditos é estimada em 50 milhões de reais por ano. Como os créditos de carbono podem ser gerados por até 21 anos, a receita potencial pode alcançar até 1 bilhão de reais, um incentivo importante para a construção dessas usinas. Além das PCHs outorgadas que não iniciaram a construção, segundo estudos de Tiago Filho et al. (2006), o Brasil possui um potencial estimado adicional de 15.000 MW que ainda não foram inventariados. Isto significaria o desenvolvimento de algo em torno 1.000 novos projetos e uma receita potencial total de 7 bilhões de reais para o setor. Como há um consenso de que as usinas mais atrativas economicamente já foram instaladas e/ ou outorgadas e que a instalação de novas PCHs exigirá custos mais elevados, pode-se projetar para o futuro que os incentivos financeiros dos créditos de carbono não poderão ser mais desprezados. Em relação ainda ao futuro, mesmo com o fim do Protocolo de Quioto, que ocorrerá em dezembro de 2012 e sem a definição de um novo acordo, com definição de novas metas de reduções de emissões, é esperado demandas significativas de compra de créditos de carbono no médio prazo por mercados locais. O Esquema Europeu de Comércio de Emissões, um dos principais existentes, antecipadamente a um novo acordo mundial já estabeleceu metas de redução de emissões até 2020. Além disso, os créditos de carbono também poderão ser comercializados com outros mercados locais, como em alguns estados dos EUA, Austrália e Nova Zelândia. Finalmente, cita-se a aprovação da Política Nacional sobre Mudança do Clima no final de 2010, ainda não regulamentada, mas para a qual é esperado que os créditos de carbono também sejam aceitos. 2.2. Etapas de um projeto de créditos de carbono Fonte: UNFCCC (2011) FIG. 1: Projetos de créditos de carbono aprovados na ONU 54 As etapas para aprovar um projeto de créditos de carbono junto à ONU são: (i) desenvolvimento do Documento de Concepção do Projeto – DPC; (ii) validação do DCP (auditoria autorizada); (iii) aprovação do DCP junto ao Ministério da Ciência e Tecnologia – MCT; e (iv) registro do DCP junto à ONU. TECHNICAL ARTICLES O DCP consiste em um documento padrão no qual devem ser apresentadas todas as informações do empreendimento para o qual se pretende solicitar créditos de carbono e informações de conteúdo técnico relacionadas às resoluções da ONU para a efetiva aprovação do DCP. A etapa seguinte, a validação, é a etapa mais longa do ciclo do projeto, quando o DCP é submetido a uma empresa de auditoria autorizada pela ONU para a verificação de todas as informações contidas no DCP. Uma vez validado, o DCP é encaminhado para a Comissão Interministerial de Mudança Global do Clima (CIMGC), órgão vinculado ao Ministério da Ciência e Tecnologia, para obtenção da anuência do governo brasileiro em relação às atividades do projeto. Nesta etapa, há a emissão de uma carta de aprovação da CIMGC que juntamente com o DCP e o relatório de validação são encaminhados para o registro na ONU. Após o registro do DCP, anualmente são realizadas novas auditorias no local do projeto para verificação da atividade da PCH e da quantidade de energia gerada. Somente após tal verificação os créditos de carbono são emitidos. O tempo entre o desenvolvimento do DCP e o registro do mesmo na ONU pode levar até dois anos. Dessa maneira, se a elaboração do projeto ocorrer concomitantemente com o início das obras da PCH, o início da geração de créditos de carbono deverá ocorrer na mesma época do início da geração de energia. Assim, quanto maior a quantidade de despachos às termelétricas para a geração de energia, maior será o valor do fator de conversão anual. A tabela 1 a seguir apresenta os valores do fator de conversão determinados para os últimos anos. 2.3. Desenvolvimento do DCP e cálculo da quantidade de créditos 2.4. Condicionantes importantes O desenvolvimento do DCP deve seguir orientações da ONU e o cálculo dos créditos de carbono, em especial, deve seguir uma metodologia previamente aprovada por essa instituição, de acordo com a escala em que o projeto se enquadra. No contexto da ONU, empreendimentos com potência instalada igual ou inferior a 15 MW são considerados de pequena escala e empreendimentos com potência instalada superior a 15 MW são considerados de grande escala. Teoricamente, projetos de pequena escala são submetidos a processos mais simplificados e rápidos para obtenção do registro junto à ONU. Para projetos de pequena escala deve-se aplicar a metodologia aprovada AMS-I.D, “Geração de eletricidade renovável conectada à rede” e para projeto de grande escala a metodologia ACM0002 – “Metodologia de linha de base consolidada para geração de eletricidade a partir de fontes renováveis conectada à rede”. Essas metodologias também poderão ser aplicadas a projetos de repotenciação de usinas. Em linhas gerais, elas definem os critérios de aplicabilidade que a PCH deverá atender e como realizar o cálculo da quantidade de créditos de carbono que a PCH poderá gerar por ano, o qual consiste basicamente no produto da quantidade de energia gerada por um fator de conversão. No Brasil, o cálculo do fator de conversão é realizado pelo Ministério da Ciência e Tecnologia, com dados disponibilizados pelo Operador Nacional do Sistema – ONS, e publicado através do site http://www.mct.gov.br/index.php/content/view/74689. html. Esse fator é calculado anualmente em função das emissões decorrentes da operação e expansão do SIN. Simplificadamente, ele é determinado através da razão entre as emissões de gás carbônico proveniente das usinas termelétricas que queimam combustíveis fósseis pela quantidade de energia gerada por todas as usinas conectadas ao SIN. Atualmente, o valor do fator de conversão mais atual disponibilizado pelo MCT, para o ano de 2009, é de 0,1635 créditos de carbono para cada MWh de energia gerada pela PCH. Este valor não é fixo, variando anualmente em função da quantidade de energia despachada por usinas termelétricas que queimam combustíveis fósseis e pela entrada de novas usinas no SIN. Tabela 1: Fatores de conversão Ano Fator de conversão (tonCO2/MWh) 2006 0,2023 2007 0,1842 2008 0,3112 2009 0,1635 Fonte: MCT (2011) Pode-se observar que o valor médio do fator de conversão dos últimos anos é de aproximadamente 0,21 créditos de carbono para cada MWh gerado. Para o ano de 2010 é esperado, considerando dados parciais já publicados pelo MCT, que o fator de conversão seja cerca de 30% superior ao fator do ano de 2009. Os créditos de carbono podem ser solicitados por um período único de 10 anos ou por um período de 7 anos, com possibilidade de renovação por mais dois períodos consecutivos de 7 anos cada, totalizando até 21 anos de obtenção de créditos de carbono. As condicionantes mais importantes para o registro de um projeto de créditos de carbono junto à ONU são o atendimento do projeto aos critérios de aplicabilidade, a comunicação correta à ONU sobre as atividades do projeto e a adicionalidade. A condição inicial para que uma PCH seja elegível como um projeto de créditos de carbono é que a relação entre a potência instalada e a área do reservatório seja superior a 4 MW/km². PCHs com essa relação inferior a 4 MW/km² não podem reivindicar créditos de carbono. Outro aspecto importante a respeito do tamanho do reservatório é que para usinas cuja razão entre a potência instalada e a área do reservatório resulte entre 4 e 10 MW/km², ou seja, usinas com reservatórios “grandes”, deve ser efetuado um desconto da quantidade de créditos gerados. O objetivo da ONU neste caso é contabilizar as emissões de gases de efeito estufa do reservatório devido à decomposição de matéria orgânica presentes nos sedimentos retidos no reservatório. De acordo com a ONU, esse desconto é igual ao produto entre a energia gerada anualmente pela PCH, em MWh, pelo fator 0,090. Para empreendimentos cuja relação seja superior a 10 MW/km², ou seja, reservatórios “pequenos”, não é realizado nenhum desconto. Outra condicionante importante de um projeto de créditos de carbono é a definição exata da data de início de projeto. De acordo com a ONU, é a data em que o proponente do projeto realiza um investimento financeiramente significativo em relação ao investimento total. No caso das PCHs, essa data pode ser, por exemplo, a data de contratação da empreiteira da obra ou a data de aquisição das turbinas ou de grandes volumes de materiais de construção, ambos eventos que envolvem investimentos significativos. A partir de um desses eventos, a ONU determina que caso o proponente do projeto tenha interesse em solicitar créditos de carbono para o seu empreendimento mas ainda não tenha iniciado o DCP, que realize uma comunicação por escrito à ONU e à CIMGC, no prazo máximo de seis meses, contendo informações do projeto, sob pena de, transcrevendo esse prazo, tornar o projeto inelegível. Por fim, a última condicionante é a adicionalidade. De acordo com a ONU, os projetos, além de atenderem às questões anteriores, ou seja, possuírem no mínimo a relação 4 MW/km² e 55 ARTIGOS TÉCNICOS realizarem a comunicação à ONU e à CIMGC, devem ainda obrigatoriamente comprovar, a partir de critérios específicos, que os créditos de carbono constituem um incentivo importante para a efetiva instalação da PCH. Empreendimentos com as seguintes características: (i) taxa interna de retorno – TIR inferior à taxa Selic (12,75% a.a.); (ii) com dificuldades para integralização de garantias ou equity para financiamento da obra; (iii) que planejem a importação de equipamentos eletromecânicos visando reduzir custos do empreendimento; (iv) que necessitem da realização de obras especiais distintas da prática comum; e (v) com impasses ambientais, como, por exemplo, extração de sítio arqueológico, são empreendimentos cuja importância do incentivo dos créditos de carbono é mais facilmente demonstrada. As altas taxas de juros praticadas pelo mercado e expansão da instalação de usinas eólicas a taxas mais elevadas que a instalação de PCHs, mesmo que aquelas sejam também fontes de energia renováveis, são aspectos importantes no cenário atual que podem justificar a importância dos incentivos de créditos de carbono para as PCHs que estão iniciando suas obras neste momento ou nos próximos meses. Como a falta da adicionalidade, ou seja, a falta de critérios claros que os créditos de carbono são um incentivo importante para as PCHs serem construídas, é a condicionante que representa o maior número de rejeições de projetos pela ONU, pode-se concluir que o risco para o investimento em um projeto de créditos de carbono neste momento é baixo e, portanto, o momento é favorável. Caso contrário, em cenários com taxas de juros mais baixas, facilidade de acesso ao crédito e mais incentivos para PCHs em relação a outras fontes de energia tornam a aprovação do projeto de créditos de alto risco. Simplificadamente, isto significa que quanto menos favorável for o cenário para investimentos em PCHs, mais facilmente serão aprovados os projetos de créditos de carbono para esses empreendimentos. 2.5. Estudo de caso Para exemplificar o potencial existente de retorno financeiro através de créditos de carbono para as PCHs é realizado um estudo de caso para uma PCH hipotética de 14 MW de potência instalada, em fase de outorga, localizada na região Centro-Oeste do país e com as características técnicas descritas na tabela 2 a seguir. Tabela 2: Características da PCH hipotética Capacidade instalada: 14 MW Fator de capacidade: 0,55 Produção média anual de energia: 67.452 MWh Área do reservatório: 1,2 km² Investimento total: R$ 84 milhões Receita bruta anual : R$ 9,4 milhões 1 Preço da energia: R$ 140,00/ MWh 1 A quantidade de créditos de carbono da PCH hipotética, considerando o fator de conversão de 0,1635 determinado pelo MCT para o ano de 2009 (tabela 1) e a geração média anual de energia de 67.452 MWh, (tabela 2), é de aproximadamente 11.000 créditos de carbono por ano. Financeiramente, o retorno é de cerca de R$ 330.000,001 por ano. Para um período de 7 anos, a receita potencial para a PCH considerada no exemplo é de R$ 2,3 milhões podendo alcançar até R$ 6,9 milhões, caso haja renovação do período de créditos por duas vezes consecutivas, totalizando 21 anos. Esses valores representam para o projeto, respectivamente, 3% e 8% do valor total do investimento da usina. Valor dos créditos de carbono: €13 (http://www.pointcarbon.com/). 1 56 Como para a PCH considerada no exemplo a relação entre a potência instalada e a área do reservatório é igual a 11,7 MW/ km², a usina é elegível como um projeto de créditos de carbono. Além disso, como esse valor é superior a 10MW/km² não são realizados descontos referentes às emissões do reservatório. Em relação à comunicação prévia à ONU e à CIMGC, uma vez que se trata de um empreendimento que ainda não teve sua construção iniciada, será possível enviar a comunicação com informações do projeto de forma adequada. Considerando os dados apresentados da PCH hipotética, mais custos operacionais e impostos, a TIR do projeto é inferior a 10%. Assim sendo, como essa taxa é inferior a taxa Selic de 12,75%, o projeto também atende a condicionante da adicionalidade, uma vez que no contexto da ONU não é considerado um projeto financeiramente atrativo e, neste caso, necessita de créditos de carbono como incentivo para a sua realização. Além da TIR inferior a 12,75%, outros itens apresentados anteriormente, em especial a falta de competitividade frente a outras fontes de energia renovável, também são válidos para justificar a necessidade dos incentivos de créditos de carbono para realização do projeto no cenário atual. 2.6. Oportunidades Uma vez constatado que o retorno financeiro do projeto de créditos de carbono é importante para a implementação da PCH em análise e que o projeto é elegível considerando as diretrizes da ONU, visto que a relação entre a potência instalada e a área do reservatório é superior a 4 MW/km², é possível realizar a comunicação prévia à ONU e à CIMGC de maneira adequada e o projeto atende a condicionante de adicionalidade, então é oportuno avaliar quais as oportunidades existentes no mercado de créditos de carbono além da ideia simples de investir, gerar e vender os créditos. a) Para o desenvolvimento do projeto e o pagamento da validação (auditoria) e outras taxas é possível financiar os custos através de linhas de crédito específicas disponibilizadas por bancos privados e públicos: Bradesco, Santander, Banco do Brasil e BNDES. O banco Bradesco oferece mecanismos que possibilitem o planejamento, financiamento e execução de projetos de redução de emissões, sendo possível financiar até 100% do desenvolvimento de projeto de créditos de carbono, além do financiamento de máquinas, equipamentos e instalações necessários aos projetos. O banco Santander possui linhas de financiamento semelhante além de comprar créditos de carbono. O Banco do Brasil também oferece financiamento dos custos das etapas necessárias à certificação e implantação do projeto de créditos de carbono, financiamento de equipamentos, prestação de garantias e antecipação de receitas. Finalmente, o BNDES, além de possuir uma linha específica para projetos de carbono, é o banco responsável pela alocação de recursos do Fundo Nacional sobre Mudança do Clima, criado em 2010, que prevê um orçamento de mais de 200 milhões destinados à diminuição dos efeitos das mudanças climáticas. Adicionalmente, no estado de São Paulo, em especial, a Nossa Caixa oferece financiamentos específicos para projetos de redução de gases de efeito estufa através da Linha Economia Verde. b) Como o custo para o desenvolvimento e acompanhamento do projeto junto aos órgãos competentes é único para o DCP, para minimizar os custos de investimento é possível reunir mais de um empreendimento em um mesmo processo de registro, ou seja, desenvolver um único DCP para várias PCHs. Nesse caso, todos os empreendimentos deverão atender individualmente os critérios TECHNICAL ARTICLES de aplicabilidade e adicionalidade de um projeto de créditos de carbono, sendo que a data de início de projeto deve ser única, representando a data mais cedo em que ocorreu um investimento significativo para qualquer uma das usinas contempladas no DCP. Esta é uma oportunidade interessante para empresas que estão desenvolvendo mais um projeto de PCH ou que identifiquem a possibilidade de se reunir com empresas parceiras que possuam outros projetos para o objetivo específico de desenvolver o DCP. O importante nessa situação é que os cronogramas de construção das PCHs sejam semelhantes. c) Outra oportunidade existente é a possibilidade de, mesmo com o projeto ainda não registrado na ONU, antecipar a receita dos recursos financeiros dos créditos de carbono através da venda antecipada dos mesmos e utilizá-los para auxiliar na execução das obras ou integralização do equity. No cenário atual, com a oferta de equipamentos importados, turbinas e geradores, não financiáveis pelo BNDES, os recursos antecipados dos créditos de carbono também poderão ser utilizados para a aquisição destes equipamentos no todo ou em parte. d) Os projetos de créditos de carbono também poderão ser utilizados para integralizar garantias para obtenção de financiamento em bancos nacionais. Essa operação pode ser realizada junto a fundos de carbono ou bancos internacionais compradores de créditos que emitem cartas de garantia considerando as receitas futuras dos projetos de créditos de carbono. Essas cartas poderão ser utilizadas como aval para obtenção de financiamentos no Brasil. e) Como o cenário atual é desfavorável para o investimento em PCHs (altas taxas de juros e baixa competitividade diante de outras fontes) e o desenvolvimento e registro do projeto de créditos de carbono neste momento é de baixo risco, existe a oportunidade, para empreendimentos que ainda estejam concluindo seus projetos básicos e cujas obras serão iniciadas somente em 2013/2014, registrar seus projetos de créditos antecipadamente, assegurando esses incentivos, uma vez que, caso as condições de investimento no futuro sejam melhores, os riscos para aprovação do projeto de créditos também serão maiores. 3. RESULTADOS E DISCUSSÕES O desenvolvimento de PCHs no Brasil teve início no século XIX, no entanto começou a ganhar impulso somente na década de 90, após uma série de incentivos para o desenvolvimento dessa fonte de energia, os quais resultaram na instalação de mais de 2.000 MW entre 2000 e 2009. No entanto, apesar desses incentivos, o que se observou nos últimos leilões de energia renovável, realizados em 2010, foi uma perda de competitividade das PCHs frente às usinas eólicas, fato que gerou manifestações entre os empreendedores do setor de PCHs em relação à existência de incentivos diferenciados entre as fontes alternativas de energia. De acordo com informações recentes publicadas no site da ONU, há cerca de 3.300 projetos aprovados em todo o mundo, dos quais o Brasil representa apenas 194. A maior densidade de projetos está localizada no continente asiático que registra mais de 300 projetos por ano contra apenas 30 projetos brasileiros por ano, podendo-se concluir que os incentivos dos créditos de carbono estão sendo desprezados ou mal administrados devido à falta de informações. Considerando ainda os dados levantados durante o desenvolvimento deste trabalho, pode-se observar um grande potencial para o desenvolvimento de projetos de créditos de carbono para PCHs no Brasil. Considerando apenas as usinas outorgadas e que não iniciaram a sua construção, algo em torno de 2.100 MW, há um potencial para o desenvolvimento de cerca de 140 novos projetos que resultariam num incremento de 50 milhões de reais por ano no setor, ou cerca de 3% da receita bruta anual dos empreendimentos. Adicionalmente, considerando o potencial de 15.000 MW ainda não inventariado, é estimado o potencial para o desenvolvimento de mais 1.000 novos projetos de créditos de carbono, que significariam a injeção de mais 7 bilhões de reais no setor. Diante da observação de um mercado de carbono extremamente aquecido no outro lado do mundo e de um grande potencial para desenvolver melhor esse mercado no Brasil, através de PCHs, bem como a necessidade de incentivos para estes empreendimentos, este trabalho teve como objetivos específicos apresentar: (i) as etapas para o desenvolvimento e registro de um projeto de créditos de carbono na ONU; (ii) a forma de cálculo da quantidade de créditos para uma PCH; (iii) as condicionantes mais importantes que devem ser consideradas para tornar o projeto elegível e (iv) um estudo de caso para avaliação do potencial de retorno financeiro e as oportunidades existentes. Com um longo ciclo até a aprovação, que pode alcançar até dois anos, a principal observação deste trabalho para o desenvolvimento do projeto de créditos de carbono para PCHs é a de iniciar o DCP juntamente com o início da construção da usina. Assim, a geração de créditos ocorrerá concomitantemente com o início da geração de energia elétrica pela usina. A quantidade de créditos de carbono, para qualquer projeto, de pequena ou grande escala, será sempre calculada através do produto entre a energia produzida pela PCH e um fator de conversão, no caso do Brasil, determinado pelo MCT considerando informações de despachos de energia do SIN e informações de expansão do mesmo. O valor desse fator varia anualmente, entretanto, o mesmo tem flutuado em torno de 0,21 créditos de carbono para cada MWh de energia gerada, o qual pode ser adotado para análises preliminares. As principais condicionantes que devem ser observadas antes do início de um projeto de créditos são: (i) a aplicabilidade, que define que somente as PCHs cuja relação entre a potência instalada e a área do reservatório seja superior a 4 MW/km² são elegíveis; (ii) comunicação à ONU e CIMGC, etapa obrigatória no início das obras e caso não seja realizada torna o projeto de carbono inelegível e (iii) a adicionalidade, que se refere à necessidade de justificar a importância dos incentivos dos créditos de carbono para o projeto. A comunicação à ONU e à CIMGC deve ser realizada no máximo até seis meses após o início das obras. PCHs concluídas ou cujas obras iniciaram-se a mais de seis meses e que pretendem desenvolver o projeto de créditos de carbono apresentam um alto risco de o projeto não ser aceito pela ONU. Em relação à adicionalidade, como a falta da mesma é o principal item de rejeição de projetos de carbono pela ONU, pode-se concluir que, no cenário atual de altas taxas de juros e disparidade de incentivos em relação a outras fontes de energia renovável, o risco para o investimento em um projeto de créditos de carbono é baixo. Para projetos futuros a regra aplicável é de quanto menos favorável o cenário de investimento, maiores as chances de aprovação do projeto. Para uma PCH hipotética de 14 MW, pode-se observar quantitativamente que os incentivos dos créditos de carbono são significativos, gerando uma receita em torno de R$ 330.000,00 por ano. Este valor contabilizado durante o período de 21 anos, máximo para obtenção dos créditos, pode representar até 8% do valor do empreendimento. Conforme apresentado neste trabalho, o desenvolvimento do projeto de créditos de carbono pode representar várias 57 ARTIGOS TÉCNICOS oportunidades. Para o desenvolvimento em si, poderão ser adotadas linhas de créditos junto a bancos privados e públicos, além de reunir várias usinas em um único DCP para minimizar custos de investimento. Em relação às receitas com créditos, as principais oportunidades são a possibilidade de comercialização antecipada, podendo-se destinar os recursos para obras, equity ou importação de equipamentos, e a possibilidade de utilizar o próprio projeto de créditos como garantia para financiamentos. Para empreendimentos cujos projetos básicos ainda estão sendo concluídos e enviados para à ANEEL, existe a oportunidade de desenvolvimento do projeto de créditos de carbono considerando o cenário atual, mais favorável, conforme apresentado anteriormente, assegurando assim os incentivos dos créditos, mesmo que haja alteração deste cenário no futuro. Conclui-se com este trabalho que o setor de PCHs possui um grande potencial para o desenvolvimento de projetos de créditos de carbono, que de acordo com as pesquisas realizadas aparenta estar sendo desprezado ou mal administrado devido à falta de informações. O desenvolvimento de projetos de carbono, além de resultar em incentivos significativos que podem melhorar a competitividade diante de outras fontes de energia, também apresenta um alto potencial para desenvolver o mercado de carbono no Brasil e trazer a atenção de investidores deste mercado para a América Latina. Para trabalhos futuros, recomenda-se a pesquisa sobre o desenvolvimento de projetos de energia renováveis em 58 mercados voluntários de carbono e os incentivos financeiros que estes mercados podem representar para a construção de PCHs. 4. REFERÊNCIAS • [1] AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL. Banco de Informações de Geração. Disponível em: <http:// www.aneel.gov.br/>. Acesso em: 28 maio 2011. • [2] EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA – EPE. Leilões de Fontes Alternativas 2010. Disponível em: <http://www.epe. gov.br/imprensa/PressReleases/20100826_1.pdf>. Acesso em: 29 maio 2011. • [3] LENZI, C. 2010. Tempo de mudanças. Revista PCH Notícias & SHP News, n. 46, p. 40 (Brasil, Itajubá). • [4] MINISTÉRIO DA CIÊNCIA E TECNOLOGIA – MCT. Fatores de Emissão de CO2 pela geração de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional do Brasil. Disponível em: <http://www. mct.gov.br/clima/>. Acesso em: 02 jun. 2011. • [5] TIAGO FILHO, G.L., GALHARDO, C.R., ANTLOGA do Nascimento, J.G., FERRARI, J.T., 2006. Um Panorama das Pequenas Centrais no Brasil. V Simpósio de Pequenas e Médias Centrais Hidrelétricas (Brasil, Florianópolis). • [6] UNITED NATIONS FRAMEWORK CONVENTION ON CLIMATE CHANGE – UNFCCC. Disponível em: <http://cdm.unfccc. int/>. Acesso em: 22 jul. 2011. TECHNICAL ARTICLES 59 ARTIGOS TÉCNICOS TECHNICAL ARTICLES INSTRUÇÕES AOS AUTORES INSTRUCTIONS FOR AUTHORS Forma e preparação de manuscrito Form and preparation of manuscripts Primeira Etapa (exigida para submissão do artigo) First Step (required for submition) O texto deverá apresentar as seguintes características: espaçamento 1,5; papel A4 (210 x 297 mm), com margens superior, inferior, esquerda e direita de 2,5 cm; fonte Times New Roman 12; e conter no máximo 16 laudas, incluindo quadros e figuras. Na primeira página deverá conter o título do trabalho, o resumo e as Palavras-chave. Nos artigos em português, os títulos de quadros e figuras deverão ser escritos também em inglês; e artigos em espanhol e em inglês, os títulos de quadros e figuras deverão ser escritos também em português. Os quadros e as figuras deverão ser numerados com algarismos arábicos consecutivos, indicados no texto e anexados no final do artigo. Os títulos das figuras deverão aparecer na sua parte inferior antecedidos da palavra Figura mais o seu número de ordem. Os títulos dos quadros deverão aparecer na parte superior e antecedidos da palavra Quadro seguida do seu número de ordem. Na figura, a fonte (Fonte:) vem sobre a legenda, à direta e sem ponto final; no quadro, na parte inferior e com ponto final. O artigo em PORTUGUÊS deverá seguir a seguinte sequência: TÍTULO em português, RESUMO (seguido de Palavras-chave), TÍTULO DO ARTIGO em inglês, ABSTRACT (seguido de keywords); 1. INTRODUÇÃO (incluindo revisão de literatura); 2. MATERIAL E MÉTODOS; 3. RESULTADOS E DISCUSSÃO; 4. CONCLUSÃO (se a lista de conclusões for relativamente curta, a ponto de dispensar um capítulo específico, ela poderá finalizar o capítulo anterior); 5. AGRADECIMENTOS (se for o caso); e 6. REFERÊNCIAS, alinhadas à esquerda. O artigo em INGLÊS deverá seguir a seguinte sequência: TÍTULO em inglês; ABSTRACT (seguido de Keywords); TÍTULO DO ARTIGO em português; RESUMO (seguido de Palavras-chave); 1. INTRODUCTION (incluindo revisão de literatura); 2. MATERIALAND METHODS; 3. RESULTS AND DISCUSSION; 4. CONCLUSIONS (se a lista de conclusões for relativamente curta, a ponto de dispensar um capítulo específico, ela poderá finalizar o capítulo anterior); 5. ACKNOWLEDGEMENTS (se for o caso); e 6. REFERENCES. O artigo em ESPANHOL deverá seguir a seguinte sequência: TÍTULO em espanhol; RESUMEN (seguido de Palabra llave), TÍTULO do artigo em português, RESUMO em português (seguido de palavras-chave); 1. INTRODUCCTIÓN (incluindo revisão de literatura); 2. MATERIALES Y METODOS; 3. RESULTADOS Y DISCUSIÓNES; 4. CONCLUSIONES (se a lista de conclusões for relativamente curta, a ponto de dispensar um capítulo específico, ela poderá finalizar o capítulo anterior); 5. RECONOCIMIENTO (se for o caso); e 6. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS. Os subtítulos, quando se fizerem necessários, serão escritos com letras iniciais maiúsculas, antecedidos de dois números arábicos colocados em posição de início de parágrafo. No texto, a citação de referências bibliográficas deverá ser feita da seguinte forma: colocar o sobrenome do autor citado com apenas a primeira letra maiúscula, seguido do ano entre parênteses, quando o autor fizer parte do texto. Quando o autor não fizer parte do texto, colocar, entre parênteses, o sobrenome, em maiúsculas, seguido do ano separado por vírgula. O resumo deverá ser do tipo informativo, expondo os pontos relevantes do texto relacionados com os objetivos, a metodologia, os resultados e as conclusões, devendo ser compostos de uma sequência corrente de frases e conter, no máximo, 250 palavras. Para submeter um artigo para a Revista PCH Notícias & SHP News o(os) autor(es) deverão entrar no site www.cerpch.unifei. edu.br/submeterartigo. Serão aceitos artigos em português, inglês e espanhol. No caso das línguas estrangeiras, será necessária a declaração de revisão linguística de um especialista. Segunda Etapa (exigida para publicação) The manuscript should be submitted with following format: should be typed in Times New Roman; 12 font size; 1.5 spaced lines; standard A4 paper (210 x 297 mm), side margins 2.5 cm wide; and not exceed 16 pages, including tables and figures. In the first page should contain the title of paper, Abstract and Keywords. For papers in Portuguese, the table and figure titles should also be written in English; and papers in Spanish and English, the table and figure titles should also be written in Portuguese. The tables and figures should be numbered consecutively in Arabic numerals, which should be indicated in the text and annexed at the end of the paper. Figure legends should be written immediately below each figure preceded by the word Figure and numbered consecutively. The table titles should be written above each table and preceded by the word Table followed by their consecutive number. Figures should present the data source (Source) above the legend, on the right side and no full stop; and tables, below with full stop. The manuscript in PORTUGUESE should be assembled in the following order: TÍTULO in Portuguese, RESUMO (followed by Palavras-chave), TITLE in English; ABSTRACT in English (followed by keywords); 1. INTRODUÇÃO (including references); 2. MATERIAL E MÉTODOS; 3. RESULTADOS E DISCUSSÃO; 4. CONCLUSÃO (if the list of conclusions is relatively short, to the point of not requiring a specific chapter, it can end the previous chapter); 5. AGRADECIMENTOS (if it is the case); and 6. REFERÊNCIAS, aligned to the left. The article in ENGLISH should be assembled in the following order: TITLE in English; ABSTRACT in English (followed by keywords); TITLE in Portuguese; ABSTRACT in Portuguese (followed by keywords); 1. INTRODUCTION (including references); 2. MATERIAL AND METHODS; 3. RESULTS AND DISCUSSION; 4. CONCLUSIONS (if the list of conclusions is relatively short, to the point of not requiring a specific chapter, it can end the previous chapter); 5. ACKNOWLEDGEMENTS (if it is the case); and 6. REFERENCES. The article in SPANISH should be assembled in the following order: TÍTULO in Spanish; RESUMEN (following by Palabrallave), TITLE of the article in Portuguese, ABSTRACT in Portuguese (followed by keywords); 1. INTRODUCCTIÓN (including references); 2. MATERIALES Y MÉTODOS; 3. RESULTADOS Y DISCUSIÓNES; 4. CONCLUSIONES (if the list of conclusions is relatively short, to the point of not requiring a specific chapter, it can end the previous chapter); 5.RECONOCIMIENTO (if it is the case); and 6. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS. The section headings, when necessary, should be written with the first letter capitalized, preceded of two Arabic numerals placed at the beginning of the paragraph. References cited in the text should include the author’s last name, only with the first letter capitalized, and the year in parentheses, when the author is part of the text. When the author is not part of the text, include the last name in capital letters followed by the year separated by comma, all in parentheses. Abstracts should be concise and informative, presenting the key points of the text related with the objectives, methodology, results and conclusions; it should be written in a sequence of sentences and must not exceed 250 words. For paper submission, the author(s) should access the online submission Web site www.cerpch.unifei.edu.br/submeterartigo (submit paper). The Magazine PCH Notícias & SHP News accepts papers in Portuguese, En-glish and Spanish. Papers in foreign languages will be requested a declaration of a specialist in language revision. Second Step (required for publication) O artigo depois de analisado pelos editores, poderá ser devolvido ao(s) autor(es) para adequações às normas da Revista ou simplesmente negado por falta de mérito ou perfil. Quando aprovado pelos editores, o artigo será encaminhado para três revisores, que emitirão seu parecer científico. Caberá ao(s) autor(es) atender às sugestões e recomendações dos revisores; caso não possa(m) atender na sua totalidade, deverá(ão) justificar ao Comitê Editorial da Revista. After the manuscript has been reviewed by the editors, it is either returned to the author(s) for adaptations to the Journal guidelines, or rejected because of the lack of scientific merit and suitability for the journal. If it is judged as acceptable by the editors, the paper will be directed to three reviewers to state their scientific opinion. Author(s) are requested to meet the reviewers, suggestions and recommendations; if this is not totally possible, they are requested to justify it to the Editorial Board. Obs.: Os artigos que não se enquadram nas normas acima descritas, na sua totalidade ou em parte, serão devolvidos e perderão a prioridade da ordem sequencial de apresentação. Obs.: Papers that fail to meet totally or partially the guidelines above described will be returned and lose the priority of the sequential order of presentation. 60 61 curtas workshop internacional de máquinas hidráulicas e sistemas INTERNATIONAL WORKSHOP OF HYDRAULIC MACHINES AND SYSTEMS Por Adriana Barbosa Translation: Joana S. de Almeida sérgio marcondes, Geraldo lúcio tiago filho, henri-pascal mombelli, neivaldo roberto segantin e benedito márcio de oliveira compuseram a mesa de abertuta do workshop. Adriana Barbosa Mr. Sérgio Marcondes, Mr. Geraldo Lúcio Tiago Filho, Mr. Henri-Pascal Mombelli, Mr. Neivaldo Roberto Segantin and Mr. Benedito Márcio de Oliveira formed the opening board of the Workshop. O Centro Nacional de Referência em Pequenas Centrais Hidrelétricas (CERPCH) realizou no dia 20 de setembro, no Rio de Janeiro, o I Workshop Internacional de Máquinas Hidráulicas e Sistemas, durante o evento Hydro Vision Brasil. Esse Workshop é fruto de uma parceria entre a Universidade Federal de Itajubá – UNIFEI por meio do CERPCH e PennWell. O evento teve as apresentações dos fabricantes Alstom; VOITH; KSB que ministraram as respectivas palestras: Produção de Energia Limpa com utilização da Tecnologia Hidráulica – palestrante, Benedito Márcio de Oliveira: Mega tendências de máquinas hidráulicas – Um panorama do futuro- palestrante, Sérgio Marcondes e Repotencialização da bomba KSB modelo FBL 2x400x500/2 – palestrante, Neivaldo Roberto Segantin. Além das apresentações dos fabricantes o evento contou com a presença do professor Henri-Pascal Mombelli da Universidade de Laussanne, na Suíça, onde está instalado um dos maiores laboratório do mundo de Máquinas Hidráulicas e também com a presença do professor Geraldo Lúcio Tiago Filho, chefe do único laboratório universitário em operação no Brasil, instalado na UNIFEI. O workshop contou com o apoio do Ministério de Minas e Energia e também da International Association for HydroEnvironment Engineering and Research – IAHR, associação europeia voltada à pesquisa na área, que recentemente criou um grupo latino-americano para incentivo a pesquisa na região. Para os participantes, o evento apresentou uma excelente oportunidade de intercâmbio entre os principais agentes do Setor de Máquinas de Fluxo e o mercado. 62 In Rio de Janiero on September 20th, the National Reference Center for Small Hydropower Plants (CERPCH) held the first International Workshop for Hydraulic Machines and Systems during Hydro Vision Brazil. This workshop is the result of a partnership between the Federal University of Itajubá though CERPCH and Pennwell. The event had presentations from the various manufacturers such as Alstom, VOITH, KSB who administered the respective lectures: Clean Energy Production with the use of Hydraulic Technology - speaker Benedito Márcio de Oliveira; Mega tendencies of hydraulic machines – A outlook of the future speaker, Sérgio Marcondes; and Re-powering the KSB pump: FBL 2x400x500/2 model– speaker, Neivaldo Roberto Segantin. Aside from the presentations from the manufacturers, the event had the attendance of Professor Henri-Pascal Mombelli from the University of Laussanne in Switzerland, where one of the greatest hydraulic machines laboratory is located. We were also in the presence of Geraldo Lúcio Tiago Filho, head of the only university laboratory in operation in Brazil, installed at UNIFEI. The workshop was held with the support of the Ministry of Mines and Energy as well as the International Association for Hydro-Environment and Research – IAHR, which has recently created a Latin-American group to encourage research in the region. For the participants, the event presented an excellent opportunity for the exchange among the key players in the Flow machines sector and market. news ministério pÚblico oferece curso de direito ambiental para o setor elétrico PUBLIC PROSECUTOR OFFERS ENVIRONMENTAL LAW COURSE FOR THE ENERGY SECTOR O Instituto “O direito por um planeta verde” e o Fórum de Meio Ambiente do setor Elétrico – FMASE realizaram em agosto a primeira edição do Curso de Direito Ambiental para o setor elétrico, realizado com apoio da ABAL e da KLA – Koury Lopes Advogados. Foram discutidas; as tendências de desjudicialização do direito ambiental, o código florestal, licenciamento ambiental, Termos de Ajuste de Conduta – TAC e mudanças climáticas. A abertura do Curso contou com a apresentação do Conselheiro do Fmase, Antônio Fonseca dos Santos da Brookfield. O evento foi criado com o objetivo de incentivar o diálogo entre os agentes, para a consultora Grace Dalla Pria “Ficou clara a necessidade de saber dialogar e construir pontes para a concretização do bem comum a todos: geração de energia, com otimização da conservação ambiental e diálogo social prévio e adequado. Menos talvez uma questão puramente de direito e mais uma questão de bom senso. Já a coordenadora socioambiental da ABIAPE, Adriana Coli, destacou a importância de proporcionar a aproximação dos agentes junto a um importante “stakeholder” do licenciamento de hidrelétricas - o Ministério Público, que hoje atua fortemente na defesa do meio ambiente e das minorias como populações tradicionais e indígenas. O Setor Elétrico de hoje tem boas práticas a serem apresentadas e pode comprovar a sustentabilidade de seus empreendimentos”. dr. eladio lecey e dra. sílvia cappelli durante o curso de direito ambiental para o setor elétrico. Translation: Joana S. de Almeida The “Right for a Green Planet” Institute and the Environment Forum of the Energy Sector -FMASE held the first edition of the Environmental Law Course for the energy sector in August, made possible with the support of ABAL and KLA – Koury Lopes Attorneys. The following were discussed: the tendencies in reducing jurisdiction of environmental rights, the forest code, environmental licensing, Terms of Conduct Adjustment – TAC and climate changes. Opening the Course counted on the presentation from Fmase's Conselor, Antônio Fonseca dos Santos from Brookfield. The event was founded with the objective of creating a dialogue between agents, for the consultant Grace Dalla Pria, “It was clear that there is need to know how to talk and build bridges to achieve common good for all: energy generation, optimizing environmental conservation and prior and appropriate social dialogue. It is less of a question of pure law and more of a question of good judgment. Whereas ABIAPE's socio-environmental coordinator, Adriana Coli, emphasized the importance of bringing together agents and an important hydroelectric licensing “stakeholder” – the Public Prosecutor, who now strongly defends the environment and minorities such as traditional and indigenous populations. The energy sector of today has had good practices to be presented and are able to confirm the sustainability of their ventures”. Camila Galhardo Por Camila Galhardo Mr. Eladio Lecey and Ms. Sílvia Cappelli participate in the course: Environmental Law for the Electric Sector. 63 curtas comitÊ latino-americano do iahr realiza primeira reunião de trabalhos A Universidade Federal de Itajubá – UNIFEI, por meio do Centro Nacional de Referência em Pequenas Centrais Hidrelétricas – CERPCH, juntamente com International Association for HydroEnvironment Engineering and Research - IAHR, realizou no dia 19 de setembro a primeira reunião do Grupo de Trabalho LatinoAmericano do IAHR. Essa reunião deu início a Sessão Latino-Americana do IAHR criada, em setembro de 2010, durante à última edição do Symposium of Hydraulic Machinery and Systems, ocorrido na Romênia. Ocasião onde foi sugerida uma maior interação entre os desenvolvedores de tecnologia da América Latina e os demais pesquisadores da Associação no mundo todo. Tal ação se dará através da difusão de tecnologia e pesquisa por meio da publicação de periódicos, realização de eventos científicos e criação de redes de internacionais de cooperação. Fazem parte do recém-criado comitê os senhores Alexandre Kepler; André Mesquita; Benedito Márcio de Castro Oliveira; Carlos Barreira Martinez; Edmundo Koelle; Geraldo Lucio Tiago Filho; Henri-Pascal Mombelli; Hugh Rudnick; Humberto de Camargo Gissoni; José Carlos Cesar Amorim; José Geraldo Pena de Andrade; Luciano Teixeira dos Santos; Maurício Marques Pinto; Orlando Anibal Audisio; Rafael Acedo Lopes; Regina Mambeli Barros; Ricardo Cabral de Vasconcellos; Roque Zanata/ Neivaldo Roberto Segantin; Segen Stefan/Rafael Malheiro da Silva Amaral Ferreira; Zulcy de Souza, representantes de universidades do Brasil, América Latina, fabricantes de turbinas e bombas. Fotos: Adriana Barbosa Por Adriana Barbosa Primeira reunião do comitê Latino-Americano do IAHR realizada no Rio de Janeiro. First meeting of the IAHR Latin American Committee held in Rio de Janeiro. 64 news the iahr latin-american committee holds its first workshop Translation: Joana S. de Almeida The Federal University of Itajubá – UNIFEI, through the National Reference Center for Small Hydropower Plants – CERPCH, along with The International Association from HydroEnvironment Engineering and Research -IAHR, realized the first IAHR Latin-American Workshop on September 19th. This workshop launched the Latin-American Sector of IAHR, created in September 2010, during the lastest edition of the Symposium of Hydraulic Machinery and Systems, which took place in Romania. This occasion was where the suggestion for a greater interaction between those who develop technologies in Latin-American and other researchers in the Association all over the world. Such actions will occur by diffusing technology and research by means of periodic publications, holding scientific events and creating international networks of cooperation. Those whom are part of the newly founded committee are Alexandre Kepler; André Mesquita; Benedito Márcio de Castro Oliveira; Carlos Barreira Martinez; Edmundo Koelle; Geraldo Lucio Tiago Filho; Henri-Pascal Mombelli; Hugh Rudnick; Humberto de Camargo Gissoni; José Carlos Cesar Amorim; José Geraldo Pena de Andrade; Luciano Teixeira dos Santos; Maurício Marques Pinto; Orlando Anibal Audisio; Rafael Acedo Lopes; Regina Mambeli Barros; Ricardo Cabral de Vasconcellos; Roque Zanata/ Neivaldo Roberto Segantin; Segen Stefan/Rafael Malheiro da Silva Amaral Ferreira; Zulcy de Souza as well as representatives from Brazilian and Latin-American universities and turbine and pump manufacturers. 65 OPINIÃO Meio Ambiente e Sustentabilidade Mensura omnium rerum optima (Tudo na vida quer tempo e medida) Por Decio Michellis Jr.* CERPCH Meio ambiente é o conjunto de condições, leis, influência e interações de ordem física, química, biológica, social, cultural e urbanística, que permite, abriga e rege a vida em todas as suas formas. O meio ambiente pode ser enquadrado sob cinco prismas diferenciados: i) Meio ambiente natural (Art. 225 da C.F. – Constituição Federal); ii) Meio ambiente artificial ou urbano (Art. 182 da C.F.); iii) Meio ambiente cultural (Art. 216 da C.F.); iv) Meio ambiente do trabalho (Art. 200, VIII da C.F.); e v) Patrimônio genético. A sustentabilidade é um princípio segundo o qual o uso dos recursos naturais para a satisfação de necessidades presentes não pode comprometer a satisfação das necessidades das gerações futuras. Portanto, é o princípio de um "longo prazo" indefinido. Ao aplicarmos este princípio a um único empreendimento, a uma pequena PCH, por exemplo, para que a mesma seja considerada sustentável, é preciso que seja: ecologicamente correta, economicamente viável, socialmente justa e culturalmente aceitável. Os objetivos maiores e os requisitos essenciais do desenvolvimento sustentável são a erradicação da pobreza, a justiça social distributiva, a mudança de padrões insustentáveis de produção e consumo e a proteção e gestão da base de recursos naturais que fundamenta o desenvolvimento econômico e social. São valores fundamentais da sustentabilidade: a equidade, a ecoficiência (reduzir o consumo de recursos naturais renováveis ou não bem como reduzir o impacto sobre a natureza), a tomada de decisões participativa, a análise do ciclo de vida de tecnologias alternativas com abordagem de precaução em relação a incertezas científicas e a transparência. Na abordagem de precaução, as decisões públicas e privadas devem ser guiadas pela avaliação para evitar, sempre que viável técnica e economicamente, danos sérios ou irreversíveis ao meio ambiente. Igualmente exige considerar a necessidade de eletricidade para reduzir a pobreza e melhorar os padrões de vida e a avaliação dos riscos associados a diferentes alternativas de suprimento de energia elétrica. O fato de uma PCH ser uma fonte alternativa renovável, limpa e incentivada significa que é sustentável? Não necessariamente. A sustentabilidade precisa primeira ser tratada no âmbito das políticas nacionais e/ou regionais antes da avaliação de projetos específicos. Dentre as alternativas de suprimento de energia elétrica nem sempre é possível comparar diretamente uma alternativa com outra. Porém, é importante que comparações sejam feitas em relação à sustentabilidade básica de cada projeto. Fatores como custos competitivos, disponibilidade de recursos e menores custos de oportunidade socioambientais, definem as alternativas de suprimento possíveis que devem ser avaliadas. O desenvolvimento sustentável é, portanto responsabilidade coletiva dos governos, das empresas, da sociedade civil, dos consumidores e dos indivíduos. Para adequação em relação a padrões aceitos internacionalmente, foram desenvolvidas ferramentas para a avaliação de sustentabilidade em projetos corporativos de forma geral. Entre outros podemos citar o Protocolo de Avaliação de Sustentabilidade da International Hydropower Association – IHA – específico para hidrelétricas, e outros protocolos de projetos de créditos de carbono também aplicáveis como o Gold Standard (WWF), Voluntary Carbon Standard (VCS), Social Carbon, etc. Veja alguns aspectos abordados nestes protocolos em novos projetos: Necessidade demonstrada do projeto; Políticas do governo e do proponente; Risco político e aprovação regulatória; Escolha de local e otimização de projeto; Impactos ambientais ou sociais críticos e cumulativos; Extensão e severidade previstas dos impactos econômicos e sociais sobre as partes interessadas diretamente afetadas; Aceitação pela comunidade; Riscos de projeto, construção e operacionais e desempenho de sustentabilidade de parceiros e fornecedores; Sistema de avaliação e gestão de impactos ambientais; Risco de financiamento do projeto; Viabilidade econômica; Mercados, inovação e pesquisa; Benefícios adicionais e capacitação; Emissões atmosféricas, aquáticas e terrestres, gases de efeito estufa e gestão de dejetos; Confiabilidade de curto e longo prazo; Eficiência e confiabilidade operacionais; Avaliação de impactos sociais e planejamento de gestão; Extensão e severidade dos impactos sociais, econômicos e culturais sobre as partes interessadas diretamente afetadas; Questões de segurança e riscos; Patrimônio cultural; Melhoria da saúde pública e minimização de riscos à saúde pública; Biodiversidade e espécies invasoras; Vazões ambientais e gestão do Reservatório; Sedimentação e erosão; Qualidade da água; e Gestão e reabilitação do solo. Não raro estes protocolos estão vinculados a algum tipo de certificação e correspondente emissão de “selos verdes”. Como protocolos eles focam no processo, na governança ambiental (conjunto de processos, costumes, políticas, leis, regulamentos que regulam a maneira como uma empresa é dirigida, administrada ou controlada em relação às questões socioambientais) e a forma como o empreendedor se relaciona com as partes interessadas (stakeholders). Igualmente na legislação ambiental, eles também fazem uso de conceitos jurídicos indeterminados: impactos ambientais significativos, relevante interesse, etc. que apresentam meta(trans)individualidade, conflituosidade intrínseca e mutabilidade temporal e espacial. Porém, nenhum destes protocolos estabelece indicadores quantitativos ou fixam limites a partir de qual índice de corte um empreendimento pode ser considerado sustentável ou não (ex.: área alagada/potência instalada, população relocada/potência instalada, etc.). A chave na aplicação destes indicadores de sustentabilidades está na adoção de metas MRV (mensuráveis, reportáveis e verificáveis) que revelem benefícios SMART (específicos, mensuráveis, atingíveis, relevantes e oportunos). O que é considerado sustentável hoje pode não ser amanhã, já que as ciências ambientais não são exatas. O máximo que o empreendedor pode garantir é que está fazendo uso das melhores práticas técnica, econômica e ambientalmente viáveis e disponíveis no momento. Ou seja, amanhã poderemos não ser o que fomos/nem o que somos sustentáveis hoje. Porém, o filósofo chinês Confúcio alertou: “Ver o que é justo e não agir com justiça é a maior das covardias humanas.” (*) Diretor de energia do Departamento de Infraestrutura da FIESP – Federação das Indústrias do Estado de São Paulo e assessor especial de meio ambiente da Vice-presidência Corporativa de Distribuição da Rede Energia. 66 OPINION Environment and Sustainability Mensura omnium rerum optima (everything in life wants time and measurement) Translation: Adriana Candal The environment is a set of conditions, laws, influences physical, chemical, biological, social, cultural and urban interactions that permit, shelter and react to life in all its forms. The environment can be classified under five different views: i) The natural environment (Art. 225 of the Federal Constitution (C.F.)); ii) the artificial or urban environment (Art. 182 of the C.F.); iii) the cultural environment (Art. 216 of the C.F.); iv) the working environment (Art. 200, VIII of the C.F.); and v) genetic heritage. Sustainability is a principle which says that the use of natural resources to meet the needs of the present cannot compromise the needs of future generation. Therefore it is an everlasting “long term” principle. Whenever we apply this principle to a single enterprise, a Small Hydropower Plant, for example, so it can be considered as sustainable, the enterprise must also be ecologically correct, economically feasible, socially fair and culturally accepted. The greatest goals and the essential requirements of sustainable development are the eradication of poverty, distributive social justice, the change in unsustainable production and consumption standards and the management of the natural resources that constitute the basis that support economic and social development. The following are fundamental values of sustainability: equity, eco-efficiency (reduce the consumption of renewable or non-renewable natural resources, reduce the impacts on the nature), joint decision making processes, the life cycle analysis of alternative technology aiming at precaution in relation to scientific uncertainties and transparence. As far as precaution is concerned, public and private decisions must be guided by the assessment to avoid, whenever it is economically and technologically possible, serious or irreversible damages to the environment. It is equally importance to consider the need of electricity to reduce poverty and improve life standards and the risk assessment associated to the different alternatives of electric energy supply. Does the fact that a SHP is a renewable, clean and receives incentives mean that it is sustainable? Not necessarily. First, before the assessment of specific projects, sustainability must be treated in the sphere of national and/or regional policies. Among the alternatives of electric energy supply, sometimes it is impossible to compare one alternative with another directly. However, it is of the utmost importance to carry out comparisons aiming at the basic sustainability of each project. Factors such as competitive cost, resource availability and lower costs of socio-environmental opportunities define the possible alternatives of supply that must be assessed. Consequently, sustainable development is the collective responsibility of governments, companies, the society, consumers and individuals. Aiming at the adjustment in relation to internationally accepted standards, sustainability assessment tools have been developed to be used in corporative projects in general. It is possible to mention the Sustainability Assessment Protocol of the International Hydropower Association – IHA – specific for hydropower plants, and other protocols of carbon credit projects that are also applicable such as the Gold Standard (WWF), Voluntary Carbon Standard (VCS), Social Carbon, etc. The following are some aspects approached by the protocols in new projects: the necessity of the project; government and proponent policies; political risk and regulatory approval; site selection and project optimization; serious and cumulative environmental or social impacts; forecast extension and gravity of economic and social impacts on the directly affected stakeholders; community acceptance; project, construction and operations risks and sustainability performance of partners and suppliers; system of environmental impact management and assessment; project funding risk; economic feasibility; markets, innovation and research; additional benefits and qualification; air, water and land emissions, greenhouse gases and residue management; short and long term reliability; operation efficiency and reliability; assessment of social impacts and management planning; extension and gravity of economic, social and cultural impacts on the directly affected stakeholders; safety and risk aspects; cultural heritage; improvement in public health and mitigation of risks to public health; biodiversity and invading species; environmental flow and reservoir management; sedimentation and erosion; water quality; and land management and recuperation. Most of the time, these protocols are linked to some sort of certification that correspond to the award of “green stamps”. As protocols, they focus on the processes, on environmental governance (a set of procedures, habits, policies, laws, regulations that regulate the way a company must be run or controlled in relation socio-environmental issues) and on the way the entrepreneurs get along with the stakeholders. Likewise, in the environmental legislation, they also use undetermined legal concepts: significant environmental impacts, relevant interest, etc, that present meta(trans)individuality, intrinsic conflicts and temporal and space mutability. However, none of these protocols establishes quantitative indicators or limits in relation to the point when the project will be considered sustainable or not, e.g., flooded area/installed power, affected population/installed power, etc. The key regarding the application o these sustainability indicators in the adoption of MRV goals (measurement, reporting and verification), which reveal SMART benefits (Specific, Measurable, Attainable, Relevant and Timely). What is considered sustainable today might not be tomorrow, given that environmental science is not exact. The thing entrepreneurs can guarantee is that they are using the best economic, technical and environmentally feasible practices that are available at the time, i.e., tomorrow we might not be what we have been/nor use the sustainable practices we are using today. However, Confucius, a Chinese philosopher, once warned: “To see what is right, and not to do it, is want of courage or of principle”. (*) Energy director of the Department of Infrastructure of – Association of Industries of the state of São Paulo and technical assessor of the vice-presidency of engineering and environment of Rede Energia. 67 OPINIÃO Meio ambiente e o setor elétrico: o ponto de equilíbrio Por Luiz Fernando Leone Vianna * ErikA Cunha Desde a promulgação do Código de Águas, em 1935, até a década de 50, não havia preocupação direta com os aspectos ambientais no momento da implantação de um empreendimento de geração de energia elétrica. As normas existentes se limitavam aos aspectos relacionados com o saneamento, a conservação e a preservação do patrimônio natural, histórico e artístico, e a solução de problemas provocados por secas e enchentes. Esta situação perdurou até 1972, quando foi realizada em Estocolmo, Suécia, a I Conferência Mundial sobre Meio Ambiente e Desenvolvimento, onde foi elaborada a Declaração sobre o ambiente humano — documento que reconhece a importância da educação ambiental como elemento crítico para o combate à crise ambiental existente no mundo, ressaltando a urgência de os povos reordenarem suas prioridades. Após a participação do Brasil nessa conferência, foram tomadas medidas efetivas com relação ao meio ambiente no Brasil. A década de 60 foi marcada por um setor elétrico nacional com fortalecimento das concessionárias públicas, em cenários de crescente investimento. Em 1961 foi criado o Ministério de Minas e Energia e, em 1962, a Eletrobrás. No âmbito da regulação setorial, criou-se em 1965 o Departamento Nacional de Águas e Energia - DNAE, cuja denominação foi, em 1988, alterada para Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica - DNAEE. No período 1970 até meados da década de 80, o Setor Elétrico Brasileiro iniciou a construção de grandes obras de geração hidrelétrica, com destaque para as dez maiores usinas do País, por ordem decrescente de capacidade instalada (MW): Itaipu (14.000) e Tucuruí (8.370), que entraram em operação em 1984; Ilha Solteira (3.444) em 1978; Paulo Afonso IV (2.462) em 1979; Itumbiara (2.082) em 1981; São Simão (1.715) em 1978; Gov. Bento Munhoz da Rocha Netto - Foz do Areia (1.676) em 1980; Jupiá (1.551) em 1974; Itaparica (1.500) em 1975; e Marimbondo (1.440) em 1975. Destaque-se que no período em que foram concebidas boa parte das maiores usinas hidrelétricas do país ainda não havia a obrigatoriedade de elaboração do Estudo e do respectivo Relatório de Impacto ao Meio Ambiente (EIA/Rima). Estes dois documentos distintos, caracterizados como avaliação de impacto ambiental tiveram previsão legal com a publicação da Política Nacional do Meio Ambiente em 1981 e posteriormente com a Resolução Conama nº 001/86. Eles são parte integrante do processo de licenciamento ambiental: no EIA é apresentado o detalhamento de todos os levantamentos técnicos, e no Rima é apresentada a conclusão do estudo, em linguagem acessível, para facilitar a análise por parte do público interessado. Destaque para a promulgação da Constituição de 05.10.1988, que dedicou um capítulo inteiro ao meio ambiente fortalecendo 68 a política ambiental brasileira. A partir dela, o Governo criou, em 22.02.1989, o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama), mediante a fusão de quatro entidades brasileiras que trabalhavam na área ambiental: a Secretaria Especial do Meio Ambiente, a Superintendência da Borracha, a Superintendência do Desenvolvimento da Pesca e o Instituto Brasileiro de Desenvolvimento Florestal. A Constituição de 1988 definiu também um “novo” Ministério Público (MP), que adquiriu, na área cível, novas funções institucionais, destacando sua atuação na tutela dos interesses difusos e coletivos, no caso em tela, o meio ambiente. O Ministério do Meio Ambiente do Brasil foi criado com a denominação de Ministério do Desenvolvimento Urbano e do Meio Ambiente em 15.03.1985. Após algumas alterações, em 1999 passou para a denominação atual. Vale refletir sobre a importância crescente da agenda ambiental no País: em 1997 foi aprovada a chamada Lei das Águas; em 1998, a Lei dos Crimes Ambientais; em 1999, a lei que estabelece a Política Nacional de Educação Ambiental; em 2000, a lei que estabelece o Sistema Nacional de Unidades de Conservação; em 2006, a Lei de Gestão de Florestas Públicas, em 2009 a Lei que institui a Política Nacional sobre Mudança do Clima, e em 2010 a Política Nacional de Resíduos Sólidos e a criação do cadastro socioeconômico de populações atingidas por hidrelétricas. É evidente que, devido ao vácuo regulatório, a maioria das usinas hidrelétricas concebidas na década de 1970 não possuíam EIA/Rima, tampouco exigências regulatórias rígidas, sem parâmetros para avaliação quanto ao seu real impacto. Essa situação mudou. Hoje o Ibama, órgãos licenciadores estaduais, MP, ONGs e outras instituições estão atentas à questão do licenciamento. Ocorre que se partiu do vácuo para a saturação. Nas audiências públicas, declarações públicas, liminares. Enfatizam-se exemplos de empreendimentos que, de certa forma, impactaram o meio ambiente sem a devida compensação, mas não se leva em conta a inexistência, à época, desses procedimentos. Atualmente, as exigências, prazos e o consequente custo ultrapassam, na maioria das vezes em muito, o que seria a compensação pelo impacto causado pelo empreendimento. Temos que chegar em um ponto de equilíbrio entre eventuais erros do passado e as crescentes exigências do presente. O Brasil necessitará, na próxima década, do acréscimo de mais de 3.000 MWmédios de energia elétrica a cada ano para manter o seu ritmo de crescimento, e isso somente será possível se empreendedores, sociedade civil, licenciadores, MP, poder judiciário. Estiverem imbuídos da real necessidade e importância que a energia elétrica — energética e ambientalmente equilibrada — possui para os cidadãos deste País. (*) Presidente do Conselho de Administração da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica - Apine e Coordenador do Fórum de Meio Ambiente do Setor Elétrico - FMASE OPINION Environment and the electric sector: the point of balance Translation: Adriana Candal Since the Water Code was promulgated in 1935, until the 1950s, there was no direct concern regarding the environmental aspects upon the implementation of an electric energy generating enterprise. The existing rules were limited to the aspects related to sanitation, conservation and preservation of natural, historical and artistic heritage, and the solution of problems caused by droughts and floods. This situation lasted until 1972, when The 1st United Nations Conference on the Human Environment (also known as the Stockholm Conference) was held in Sweden, where the Declaration on Human Environment was written – a document that recognizes the importance of environmental education as a pivotal element towards the fight against the environmental crisis that was taking place in the world, highlighting the urgency for peoples to reorder their priorities. After Brazil participated in this conference, effective measures were taken in relation to the environment in our country. The 1960s was marked by a national electric sector with strengthened public utilities within a scenario that showed a growing investment. In 1961 the Ministry of Mines and Energy (MME) was created and in 1962, Eletrobrás was established. In 1965, within the sphere of sectorial regulation the National Department for Water and Energy – DNAE was also created. Its name was changed in 1988 to National Department of Water and Electric Energy – DNAEE. Form the 1970s until the mid 1980s, the Brazilian electric sector started the construction of large hydropower plants. It is possible to highlight the 10 largest plants in the country according to their installed capacity (MW): Itaipu (14,000) and Tucuruí (8,370), which started operating in 1984; Ilha Solteira (3,444) in 1978; Paulo Afonso IV (2,462) in 1979; Itumbiara (2,082) in 1981; São Simão (1,715) in 1978; Governor Bento Munhoz da Rocha Netto - Foz do Areia (1,676) in 1980; Jupiá (1,551) in 1974; Itaparica (1,500) in 1975; and Marimbondo (1,440) in 1975. It is important to highlight that during the period when most of the largest hydropower plants in the country were conceived, the elaboration of the respective Environmental Impact Study (EIA) and the Environmental Impact Report (RIMA) were not mandatory. These two different documents, which deal with the assessment of environmental impacts, became official after the National Policy for the Environment was published in 1981 and also through Conama´s Resolution No 001/86. They are now part of the environmental licensing process: EIA presents all the details of the technical studies, whereas RIMA presents the conclusion of the studies in a way to facilitate the understanding of the analysis for the public who might be interested. Another point that must be mentioned is the promulgation of the 1988 Constitution, which dedicated an entire chapter to the environment, strengthening the Brazilian Environmental policy. After that, the government created the Brazilian Institute of Environment and Renewable Natural Resources (IBAMA) on February 22nd, 1989, by merging four Brazilian entities that dealt with the environmental area: Special Secretary for the Environment, the Brazilian Rubber Superintendence, the Fishing Development Superintendence and the Brazilian Institute for Forest Development. The constitution of 1988 also defined a “new” Public Ministry (MP), which became responsible, in the civil area, for new institutional functions, highlighting its actions towards the protection of diffuse and collective interests, such as the environment. The Ministry of Environment of Brazil was created with the name of Ministry of Urban and Environment Development on March 3rd, 1985. After some changes, it received today´s name in 1999. It is important to think about the growing environmental agenda on the country: The Law of the Water was approved in 1997; the Law against environmental Crimes in 1998; the Law that establishes the national Policy for Environmental Education in 1999; the Law that establishes the National System of Conservation Units in 2000; the Law of Public Forest management in 2006; the Law that establishes the National Policy on Climatic Changes in 2009; and in 2010, the National Policy for Solid Residue and the creation of the socio-economic record of the population that was affected by hydropower plants. It is evident that due to the regulatory void most of the hydropower plants conceived in the 1970s did not have EIA/ RIMA nor strict regulatory demands. There were no parameters regarding the assessment of their real environmental impacts. This situation has changed. Today, IBAMA and other state regulating organs the Public Ministry, NGOs and other institutions are paying attention to the licensing issue. The problem is that we went from the void to the saturation. In the public hearings, public statements, court orders, etc, there is a huge emphasis on enterprises that, in a way, affected the environment without the appropriate compensation, but the inexistence of appropriate procedures at the time is not taken into account. Today, the demands, deadlines and consequently the costs are, most of the times, much higher than the compensation of the impact caused by the enterprise should be. We must find a point of balance between past mistakes and the growing demands of the present. Next decade, Brazil will need an average addition of 3 thousand MW of electric energy every years in order to maintain its rhythm of growth and that will only be possible if entrepreneurs, the society, licensers, the Public Ministry and the judiciary power, etc, are aware of the real need and importance of the electric energy – an environmentally balanced energy – to the citizens of this country. (*) President of the management Council of the Brazilian Association of Independent Producers of Electric Energy (APINE) and Coordinator of the Environment Forum of the Electric Sector - FMASE 69 OPINIÃO SUSTENTABILIDADE COMO RESPONSABILIDADE EMPRESARIAL E ALAVANCA DE VALOR Por Tarcísio Borin Jr.* ErikA Cunha Sustentabilidade, um dos conceitos mais discutidos mundialmente por toda a sociedade, foi muitas vezes interpretada por alguns como um modismo criado para barrar o desenvolvimento das nações ou, em outros casos, como uma ideia utópica de preservação do mundo em que vivemos. Era difícil pensar que a amplitude da discussão e do problema era global. Hoje, porém, a noção de sustentabilidade está sendo assimilada por todos como um compromisso de toda a sociedade de todas as nações do presente com as gerações futuras de todas as nações. As decisões que tomamos aqui, hoje, comprometem para o bem e para o mal, a vida que quem vai viver na China ou na Índia daqui a 30 anos, e vice-versa. Nosso grande desafio global é atender as necessidades do presente sem comprometer as habilidades e as possibilidades das futuras gerações de atenderem às suas próprias necessidades. Grande parte da sociedade que hoje se preocupa com o futuro do Planeta, está fazendo uma correlação direta das catástrofes naturais que vem ocorrendo mundo afora, inclusive no Brasil, com o “mau uso” dos recursos naturais. Essa mesma Sociedade é a parte interessada que vai julgar o desempenho e o comportamento das empresas que atuam nos mais diversos setores econômicos, em relação às suas ações socioambientais e às suas práticas de sustentabilidade. Apesar do conceito de Desenvolvimento Sustentável ter sido lançado na Rio+92, foi somente no início da década de 2000 que a Sustentabilidade passou a ser encarada por muitas empresas como o paradigma do Desenvolvimento Sustentável, onde as ações de responsabilidade socioambiental representem muito mais do que ações de comunicação e marketing. Observa-se, cada vez mais, uma conscientização e uma preocupação das empresas na maneira como desenvolvem suas atividades, procurando manter um equilíbrio entre a busca de resultados que justifiquem os investimentos e os impactos socioambientais que determinada atividade causa ao ambiente, adotando medidas de prevenção, compensação e mitigação. Percebe-se que a sustentabilidade vem sendo efetivamente incorporada ao dia a dia das empresas, assumida como parte importante do seu plano de negócio e sendo encarada como mais um fator de competitividade para sua sobrevivência. Mas, por que somente agora a sustentabilidade está sendo “levada mais a sério”? A resposta é muito simples: a sustentabilidade pode agregar valor dentro das organizações, fazendo com que as empresas que se antecipam às demandas das partes interessadas, ao se tornarem mais percebidas pelos seus clientes como organizações que efetivamente estão comprometidas com o futuro do Planeta, adquiram uma vantagem competitiva nos mercados em que atuem. Apesar de ser um Ativo Intangível- que, de maneira simplista, pode ser definido como a diferença entre os Ativos Valorados da empresa (Valor Financeiro) e o Valor Econômico da empresa- o que as Ações das empresas valem pela percepção do Mercado, já incorporando o Intangível – as ações de responsabilidade socioambiental que estão incorporadas no dia a dia das empresas, na forma de sua Política, passando pela Missão, Visão e Valores, podem e devem ser medidas por meio de Indicadores de Sustentabilidade, que reflitam esse diferencial num Mercado cada vez mais competitivo. Como o valor de uma empresa é determinado pelos seus stakeholders externos, cabe à empresa, por meio de ações concretas, construir sua reputação que será tanto maior quanto maior for a confiança que essa empresa projeta para o Mercado. Desta maneira, a Sustentabilidade pode, de certa forma, tanto gerar Valor, como destruir Valor, já que há uma tendência de o consumidor exigir cada vez mais das empresas com as quais se relaciona e, juntamente com Fornecedores, Governos, ONGs, Imprensa e Redes Sociais, “fiscalizar” suas ações e decisões de investimentos. Observa-se hoje uma tendência no âmbito corporativo e institucional de várias empresas buscarem valores semelhantes e defenderem os mesmos princípios, exigindo daquelas que querem se destacar posturas mais pró-ativas em relação à Sustentabilidade. Para confirmar a tendência de que as empresas que têm a responsabilidade socioambiental como parte integrante de seu Planejamento Estratégico agregam Valor às suas Ações, em recente levantamento feito pela Ambima (Associação das entidades do mercado financeiro), com Ações listadas na Bolsa de Valores, mostrou que, na média, fundos enquadrados nas categorias Sustentabilidade e Governança Corporativa tiveram um retorno 10% superior no período de um ano em relação ao Ibovespa, principal indicador da Bolsa de Valores de São Paulo. Sustentabilidade veio para ficar e, cada vez mais, as práticas de Sustentabilidade serão cobradas das empresas que desejarem se perpetuar num mundo globalizado e competitivo; então, se assim for, por que não aproveitar esse momento e ajudar a transformar as empresas onde atuamos em empresas comprometidas com o futuro do Planeta? Afinal Sustentabilidade também agrega Valor às empresas! (*) Conselheiro Abragel. Mais informações acesse 70 OPINION SUSTAINABILITY AS CORPORATE RESPONSIBILITY AND VALUE LEVERAGE Translation: Adriana Candal Sustainability, one of the concepts that worldwide society has been debating restlessly, was interpreted many times as a fad created to stop the development of nations or, in other cases, a utopia aiming at the preservation of the world we live in. It was hard to think that the range of this discussion and of the problem would have global proportions. Today, however, the notion of sustainability is being understood as commitment of today´s society and nations to future generations. Decisions we make today will affect, positively or negatively, the lives of those who will be living in China in 30 years from now. Our greatest global challenge is to meet the needs of the present without compromising the abilities and possibilities of future generations of meeting their own needs. Today, there is a part of the society that is worried about the future of the planet is carrying out a direct correlation between the natural catastrophes that have been devastating our planet, Brazil included, with the “poor use” of natural resources. This same society is the interested party that will judge the performance and the behavior of companies, which act in several economic sectors, in relation to their socioenvironmental actions and their sustainability practices. Although the concept of Sustainable Development had been launched in Rio 92, it was only in the early 2000 when many companies started to see Sustainability as the paradigm of Sustainable Development, where socio-environmental actions represented much more than marketing and communication strategies. More and more, it was possible to observe that companies became aware and concerned about the way they developed their activities, trying to maintain a balance between the search for results that justified the investments and the socioenvironmental impacts that a certain activity could cause to the environment, adopting then, prevention, compensation and mitigation measures. It is noticeable that sustainability has been effectively incorporated to the daily routine of companies and it is assumed as an important part of their business plan as it is seen as a competitive factor for the companies’ survival. Why, now, has sustainability been “taken more seriously” The answer is very simple: sustainability can aggregate value inside the organizations, making the companies get ahead of the demand of the interested parties. By showing their client they are companies that are effectively committed to the future of the planet, they can get competitive leverage against other companies in the market. In spite of being an intangible asset – which, in a very simple way, can be defined as the economic difference between the value assets of the company (Financial value) and the economic values of the company, what the stocks of the company are worth according to the market’s perception, already incorporating the intangibles – the socio-environmental responsibility actions that as incorporated I the daily routine of the companies such as their policies, their mission, views and values, may and must be measured by using Sustainability Indicators, which reflect a differential in a market that is getting increasingly competitive. As the value of a company is determined by its external stakeholders, the company itself, by means of concrete actions, must build its good reputation, which will get stronger based o the reliability this company shows to the market. This way, Sustainability may generate value as well as destroy the value of a company, given that now consumers tend to demand more from the companies they relate to and together with suppliers, governments, NGOs, press and social media “pay more attention” to its decisions and investments. Today, it is possible to observe a tendency comprising the corporative and institutional scope o several enterprises that search for similar values and defend the same principles, demanding more proactive attitudes towards sustainability from the companies that want to increase their participation in the market. In order to confirm the trend that companies that have socio-environmental responsibility as an integrating part of their strategic planning aggregate values to their stocks, a recent study carried out by AMBIMA (an association of companies of the financial market), with actions listed in the Stock Market, showed that portfolios in the category of Sustainability and Corporative Governance had a return 10% higher within a period of one year in relation to the UBOVESPA, main indicator of the São Paulo Stock Market. Sustainability came to stay and, more and more, sustainability practices will be demanded from companies that wish to succeed in a globalized and competitive world. This way, why not use this moment o help to transform the companies where we act into companies that are committed to the planet? After all, Sustainability also aggregates value to the companies! (*) Abragel’Advisor. www.cerpch.org.br 71 agenda/scHedule eventos setembro 2011 07 a 09 de setembro de 2011 – vi encontro nacional e iv Encontro Latino-americano sobre Edificações e Comunidades sustentáveis local: UFES – Campus Goiabeiras – Avenida Fernando Ferrari, 514 Goiabeiras – Vitória – ES telefone: (27) 4009-2781 e-mail: [email protected] 13 a 15 de setembro de 2011 - conferência & exposição ipad angola - parcerias em infraestruturas para o desenvolvimento de angola local: Luanda – Angola telefone: (+34) 91 373 0264 e-mail: [email protected] site: www.angola.ipad-africa.com 15 a 17 de setembro de 2011 – eco energy 2011 – feira internacional de tecnologias limpas e renováveis para Geração de energia local: Centro de Exposições Imigrantes – São Paulo telefone: (11) 5585-4355 site: www.feiracoenergy.com.br 20 a 22 de setembro de 2011 – hidrovision brazil local: Av. Sernambetiba, 2630 – Barra da Tijuca – Rio de Janeiro – RJ e-mail: [email protected] site: www.hydrovisionbrazil.com/index.html 20 a 23 de setembro de 2011 – expo abar 2011 – vii congresso brasileiro de regulação local: Centro de Convenções Ulysses Guimarães – Brasília telefone: (61) 9682-0016 site: www.canalenergia.com.br/utilitarios/eventos eventos outubro 2011 03 a 07 de outubro de 2011 – sipda 2011 local: Fortaleza – CE e-mail: [email protected] / site: www.iee.usp.br/sipda 04 a 06 de outubro de 2011 – petrotech – feira brasileira de tecnologia para indústria do petróleo, Gás e biocombustíveis local: Centro de Exposições Imigrantes – São Paulo e-mail: [email protected] site: http://www.petrotech.com.br 05 e 06 de outubro de 2011 – 8o encontro nacional de agentes do setor elétrico local: Hotel Sofitel-RJ site: www.enase.com.br/index.asp / www.petrotech.com.br/ 06 de outubro de 2011 - seminário de responsabilidade social corporativa local: Centro de Convenções Firjan – Rio de Janeiro – RJ site: http://www.ibp.org.br/main.asp?ViewID={8171EF8C-2F 10 a 13 de outubro de 2011 – argentina oil & Gas expo 2011 local: La Rural, Buenos Aires, Argentina site: www.aog.com.ar 19 a 21 de outubro de 2011 – powergrid brazil – feira e congresso de Energia, Tecnologia, Infraestrutura e Eficiência Energética local: Joinvile – Santa Catarina e-mail: [email protected] site: www.messebrasil.com.br/pt/index.php?l=notic 23 a 26 de outubro de 2011 - apeX 2011 - apex brasil & mercado de energia e indústria local: Centro de Convenções do Costão do Santinho Resort Spa – Florianópolis – SC site: www.xxisnptee.com.br/site 23 a 26 de outubro de 2011 - XXi snptee - seminário nacional de produção e transmissão de energia elétrica local: Centro de Convenções do Costão do Santinho Resort Spa – Florianópolis – SC telefone: (48) 3231-7090 site: www.xxisnptee.com.br/site 72 25 a 28 de outubro de 2011 - XXviii snGb – seminário nacional de Grandes barragens local: Hotel Windsor Barra da Tijuca – Rio de Janeiro site: www.eticaeventos.com.br/eventos/cbdb/index 26 a 28 de outubro de 2011 – 4th international meeting on cavitation and dynamic problems in hydraulic machinery & systems iahr-w local: Belgrado – Sérvia site: www.iahr2011.org eventos novembro 2011 09 e 10 de novembro de 2011 – i simpósio sobre sistemas sustentáveis local: Toledo – Paraná – PR telefone: (45) 3379-6852 e-mail: [email protected] 09 a 11 de novembro de 2010 – curso de aperfeiçoamento em áreas classificadas: elétrica, instrumentação, projetos, montagens e manutenção local: São Paulo telefone: (11) 5589-4332 e-mail: [email protected] site: www.project-explo.com.br 17 a 18 de novembro de 2010 - the 3rd annual brazilian energy & infrastructurefinance forum local: The Sofitel, São Paulo telefone: +1 212 224 3466 e-mail: [email protected] site: www.euromoneyseminars.com 21 a 23 de novembro de 2011 - vii ciertec - novas práticas e tecnologias paraum futuro sustentável do setor de energia local: Av. Ipiranga, 5311, Partenon - Porto Alegre - RS e-mail: [email protected] 22 e 23 de novembro de 2011 - cinase – circuito nacional do setor elétrico local: Salvador – BA telefone: (11) 3872-4404 e-mail: [email protected] 23 a 26 de novembro de 2010 - 2° simpósio - experiências em Gestão dos Recursos Hídricos por Bacia Hidrográfica local: Tauá Hotel - Atibaia – SP e-mail: [email protected] site: www2.agua.org.br/simposio-experiencia 29 de novembro a 01 de dezembro de 2011 - iv fórum latino americano de smart Grid 2011 local: Rua Frei Caneca, 569 - 4ª andar Centro de Convenções Frei Caneca - São Paulo – SP telefone: (11) 3051-3159 e-mail: [email protected] agenda/scHedule 73