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PCH Notícias & SHP News
Ano 14 Revista nº 55
OUT/NOV/DEZ - 2012
Antecipar a renovação
ou não? Eis a questão
Anticipate renewals or not?
Especialização em Sistemas
Elétricos da UNIFEI comemora 40 anos
Electrical Systems Specialization at UNIFEI celebrates 40 years
técnicos
+ Artigos
Technical articles
Os desafios para implantação de Usinas
Hidrelétricas Reversíveis no Brasil
The challenges for implanting
Reversible Hydropower Plants in Brazil
de eventos
+ Agenda
Events schedule
Publicação apoiada pela Associação
Internacional de Máquinas Hidráulicas
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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
Regina Mambeli Barros - IRN/UNIFEI
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].
04
Editorial
Editorial
Mercado
Market
06
Antecipar a renovação ou não? Eis a questão
The challenges for implanting Reversible
Hydropower Plants in Brazil
Artigos Técnicos 11
Technical Articles
Curtas
News
32
Especialização em Sistemas Elétricos da UNIFEI comemora 40 anos
Opinião 33
Opinion
Quem precisa de PCHs?
Who needs SHPs?
É necessário um marco regulatório! Ouviram?
We need a regulatory frame work! Hear that?
Ásia: Um Mercado Hidroelétrico aquecido
Asia: A Hot Hydro Market
Agenda 38
Expediente
Editorial
Schedule
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 de Almeida
Revisão
Patrícia Kelli Silva de Oliveira
Hidro&Hydro - PCH Notícias & SHP News
é uma publicação trimestral do CERPCH
The Hidro&Hydro - PCH Notícias & SHP News
is a three-month period publication made by CERPCH
Tiragem/Edition: 6.700 exemplares/issues
contato comercial: [email protected] / site: www.cerpch.org.br
Universidade Federal de Itajubá
ISSN 1676-0220
Av. BPS, 1303 - Bairro Pinheirinho
Itajubá - MG - Brasil - cep: 37500-903
e-mail: [email protected]
[email protected]
Fax/Tel: +55 (35)3629 1443
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EDITORIAL
Dear readers,
Prezado Leitor,
O ano de 2012 foi muito importante para o setor elétrico, principalmente
pela edição da Medida Provisória 579, que visa o barateamento da tarifa da
energia elétrica no Brasil. O objetivo da medida foi atender uma demanda
muito antiga da indústria nacional quanto à diminuição do “custo Brasil” e,
por extensão, proporcionar o aumento da competitividade do país.
A medida partiu do princípio que ao ocorrer a renovação da
concessão entende-se que o investimento inicial dos empreendimentos
hidrelétricos já foram, em grande parte, amortizados. Portanto, ao se
renovar a concessão, presume-se que o custo se resumirá apenas no
custo de operação da Central. Como as usinas hidrelétricas brasileiras se
caracterizam por custo operativo baixo, o objetivo da medida foi repassar
ao consumidor um decréscimo na tarifa, cujo valor será suficiente apenas
para pagar o custo de operação e manutenção das usinas e não mais o seu
investimento inicial.
Como esperado, o resultado dessa medida foi uma discussão bastante
grande entre os diferentes agentes do setor, principalmente das empresas
detentoras das concessões vencidas ou por vencer, que foram abrangidas
pela medida.
Em função da grande repercussão dessa medida, nessa edição
trazemos como matéria principal o impacto e as transformações causados
pela Medida Provisória 579, abordamos os benefícios para os consumidores
com a posição do governo em relação a MP e a instabilidade gerada no
setor, por meio de opiniões dos empreendedores.
De acordo com alguns especialistas, 2012 ficará marcado como o ano
da reestruturação do modelo energético nacional implantado em 2004,
quando foram criadas as bases jurídicas e de planejamento que, por
meios dos leilões de compra de energia elétrica, permitiu a expansão do
parque gerador e do sistema de transmissão de energia elétrica no país,
priorizando-se a fontes renováveis de energia e mantendo o equilíbrio
entre a oferta e a demanda de energia elétrica a custos decrescentes.
2012 was a very important year for the electric sector, especially due
to the publication of Provisional Measure 579, which seeks to cheapen
the electric energy rate in Brazil. The objective of the measure was to
meet the very old demand of the national industry on the decrease of
the “Brazilian cost”, and in turn, provide an increase in the country’s
competitiveness.
The measure came from the principal that the renewal of the
concession means that the initial investment in hydropower ventures
has largely been amortized. However, renewing the concession means
that the cost is only summary of the plant’s operational costs. Since
Brazilian hydropower plants are characterized by their low operations
costs, the objective of the measure was to pass on to the consumer
that there is a decrease in the rate, whose price will only be enough to
pay the operation costs and maintenance of the plants and not its initial
investment.
As expected, this measure resulted in a pretty big discussion between
different agents in the sector, mainly from companies holding expired or
expiring concessions, which were covered in the measure.
Due to the great repercussion this measure has caused, this edition
brings with it articles mainly discussing the impact and changes caused
by Provisional Measure 579, discussing the benefits consumers have with
the government in relation to the PM, and the instability generated in the
sector, brought by opinions from entrepreneurs.
According to some specialists, 2012 will remembered as the year that
the 2004 national energetic model was restored, when legal and planning
basis was created which, by means of electric energy auctions, permits
the expansion of the generation park and electric energy transmission
system in the country, prioritizing renewable sources and keeping the
balance between the supply and demand of electricity at decreasing
costs.
Apoio:
IAHR DIVISION I: HYDRAULICS
TECHNICAL COMMITTEE: HYDRAULIC MACHINERY AND SYSTEMS
4
.
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Mercado
Antecipar a renovação ou não? Eis a questão
Por Júlio Santos
MP 579, que trata da renovação de concessões e define a redução de 16,2% a 28%
nas contas de luz a partir de janeiro de 2013, traz clima de tensão para setor elétrico.
Especialistas temem que capacidade de investimento seja comprometida.
Arquivo pessoal
O setor elétrico, quase uma década após implantar o seu
último modelo institucional, vive uma nova fase de curto-circuito.
Longe de ser desconhecido ou surpresa para todos os agentes, o
motivo já está na pauta dos agentes há um bom tempo. Tratase da renovação ou prorrogação das concessões de boa parte
do parque de geração, transmissão e distribuição, formada por
ativos com mais de 30 anos com os investimentos amortizados.
O impasse da vez responde pelo nome de Medida Provisória 579,
em tramitação no Congresso Nacional, que antecipa para janeiro
de 2013 a renovação das concessões de geração e transmissão
que vencem nos anos de 2015, 2016 e 2017. São 20% da
geração e 70% da transmissão.
A MP 579, que trata da renovação de concessões e define a
redução de 16,2% a 28% nas contas de luz a partir de janeiro de
2013, é o instrumento do governo federal para atender a proposta
de aumentar, sobretudo, a competitividade da economia brasileira.
Numa das pernas do projeto, o governo entra reduzindo encargos
setoriais. Na outra, a ferramenta é fazer com que as empresas
donas das usinas e linhas de transmissão já amortizadas passem
a ganhar apenas com a operação e manutenção dos ativos.
Para o secretário-executivo do Ministério de Minas e Energia
(MME), Márcio Zimmermann, a MP 579 beneficia toda a sociedade,
pois permitirá a redução das tarifas de energia de consumidores
e da indústria, favorecendo o ambiente econômico do país.
Segundo Zimmermann afirmou em audiência no Senado Federal,
realizada no mês de novembro, não "há ruptura de contrato na
MP e o governo não vai remunerar investimentos amortizados".
As condições para a renovação são conhecidas, assim como
as metodologias aplicadas na definição dos valores a serem
indenizados e no cálculo da remuneração a ser paga pela operação
e manutenção dos empreendimentos, acrescentou Zimmermann.
Em recente entrevista ao Programa Brasilianas.org, da TV
Brasil, o presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE),
Maurício Tolmasquim, mostrou-se tranquilo quanto ao risco de
a MP 579 reduzir a capacidade de investimentos na expansão
da geração e da transmissão. Segundo ele, com as medidas, o
Brasil já passa a ter uma energia mais competitiva, mais próxima
da média mundial. "Há uma mudança estrutural significativa de
patamar", destacou.
Maurício Tolmasquim
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Embora o governo busque passar tranquilidade para os
agentes, a MP 579 vem deixando o mercado em clima de tensão.
Na Bolsa de Valores de São Paulo, as ações das empresas cobertas
pela medida provisória despencaram, caso, por exemplo, da
Eletrobras, que projetou uma queda de 70% na receita das
empresas do grupo com a prorrogação das concessões dentro das
regras da MP 579. Com prazo para aceitar ou não as novas regras
até o dia 4 de dezembro, algumas empresas já manifestaram
que não vão seguir tais diretrizes. São os casos da Cteep, da área
de transmissão, e Celesc, com os ativos de geração.
O movimento da Bolsa de Valores e também dos conselhos
de administração das empresas gera um quadro de instabilidade
nesta fase que a MP 579 passa pelo Congresso, já tendo, inclusive
431 emendas apresentadas. Para Paulo Godoy, presidente da
Associação Brasileira da Infraestrutura e Indústrias de Base
(Abdib), o desafio das empresas de eletricidade é compatibilizar
a busca pela modicidade com a manutenção da capacidade
investidora. Segundo ele, é preciso dosar os efeitos da renovação
ou licitação dos contratos vincendos com a redução de tarifa via
redução de encargos e especialmente da carga tributária que
onera demasiadamente o setor.
“Temos de aumentar em R$ 40 bilhões os R$ 190 bilhões
já anunciados para manter o setor no nível que está hoje.
Esse investimento pode ser atrapalhado caso as regras do setor
sejam muito modificadas”, disse Godoy. Segundo estimativas do
mercado, o país precisa todo ano adicionar mais 6 mil MW para
Os riscos para as alternativas
A adoção da Medida Provisória 579 do que jeito que está coloca em
risco também os investimentos em fontes alternativas de energia, como
eólica, pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) e biomassa, segundo
apontam associações do setor de energia com foco neste segmento
de mercado. Para elas, a MP contradiz o que o governo fez até hoje,
com o incentivo a tais fontes. Uma prova é o aumento de participação
das fontes alternativas na matriz, chegando a 20%, conforme projeta o
Plano Decenal de Expansão.
Segundo carta assinada pela Abraceel, Abragel, Apine, Abeeólica,
Unica e Abiape e enviada ao senador Renan Calheiros, do PMDB,
um ponto crítico é o que propõe reduzir para 15 anos o incentivo do
desconto nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição
para as fontes alternativas. De acordo com tais entidades, emendas
aditivas como a 249 e 335 podem acabar desestruturando o mercado
de energia renovável.
"Sem dúvida, a MP 579 criou muitas incertezas quanto ao futuro
do setor elétrico brasileiro. Isso é preocupante", ressalta o professor
Renato Queiroz, do GEE/UFRJ. A redução da capacidade de investimento
das empresas, para ele, pode afetar sim os projetos de fontes mais
caras, comprometendo o mix energético do país.
Em seminário interno do GEE, Queiroz já defendeu a participação de
estatais como fomentadores de projetos de fontes renováveis que ainda
não interessam ao capital privado por não estarem maduras, como
forma de ressarcir a sociedade pelo uso das suas concessões vicendas.
"Poderia haver uma contrapartida em MW em fontes com tecnologias
ainda caras por um período a ser determinado. Certamente, é uma ideia
para um estudo e avaliação mais acurada", considera.
Market
Translation: Adriana Candal
MP 579, which deals with the renewal of the concessions and defines the reduction between 16.2 and 28%
in the electricity bills from January 2013 on, brings tension to the electric sector.
Experts fear that investment capacity could be compromiseda
The electric sector, almost a decade after implementing its
last institutional model, lives a new short-circuit phase. Far
from being unknown or a surprise to the agents, the reason
has already been part of the debates among the agents for
a very long time. It is about the renewal or extension of the
concessions of a huge part of the generation, transmission and
distribution enterprises, whose assets are over 30 years old
and with amortized investments. The reason of the dead-lock is
called Provisory Measure 579, which anticipates the renewal of
the generation and transmission concessions that would expire
in 2015, 2016 and 2017 to January 2013. They comprise 20% of
the generation and 70% of the transmission.
MP 579, which deals with the concessions and defines the
reduction between 16.2 and 28% in the electricity bills from
January 2013 on, is the instrument of the federal government
to meet the proposal to increase, above all, the competitiveness
of the Brazilian economy. On one side of the project, the
government reduces sectorial taxes. On the other, the idea is
to force the companies that own power plants and transmission
lines that are already amortized to earn only with the operation
and maintenance of the assets.
For the executive secretary of the Ministry of Mines and
Energy (MME), Mr. Márcio Zimmermann, MP 579 benefits the
society as a whole, given that it will allow the reduction in
energy tariffs for consumers and for the industry, favoring the
economic environment of the country. According to what Mr.
Zimmermann stated in the Senate in November “there is not a
rupture in contracts according to the MP and the government will
not remunerate amortized investments." The conditions for the
renewal are known, as well as the methodologies applied to define
the values that will be compensated and to the calculation of the
remuneration that will be paid for the operation and maintenance
of the enterprises, added Mr. Zimmermann.
In a recent interview to the program Brasilianas.org, TV Brasil,
the president of the Energy Research Company (EPE), Mr. Maurício
Tolmasquim, seemed calm in relation to the risk that MP 579 may
reduce the investment capacity in the expansion of the generation
and transmission. According to him, with these measures, the country will have a much more competitive energy, closer to the world’s
average. "There is a significant change in the level,” he highlighted.
Athough the government tries to show tranquility to the
agents, MP 579 has brought a certain tension to the market. In the
São Paulo Stock Market, the shares of the companies that will be
affected by MP 579 dropped, which is the case of Eletrobras, which
forecast a drop of about 70% in the income of the companies that
belong to group with the extension of the concessions according
to the MP. As the deadline to accept or reject the new rules is
December 4th, some companies have already said that they are
not going to follow such guidelines. As examples we can mention
Cteep, transmission, and Celesc, with generation assets.
The movement of the Stock Market and the managing advice
of the companies bring about a scenario of instability during this
Arquivo pessoal
Alternative sources at risk
Renato Queiroz
As it is, the adoption of MP 579 also puts the investments in
alternative sources of energy such as wind, biomass and SHPs at risk,
according to some associations of the energy sector whose focus lies
on this segment of the market. They say that the MP contradicts what
the government has been done so far with the incentives given to
these sources of energy. One proof is the increased participation of the
alternative sources in the electric matrix, up to 20%, according to the
Energy Expansion Plan.
According to a letter signed by Abraceel, Abragel, Apine, Abeeólica,
Unica and Abiape, sent to Senator Renan Calheiros, PMDB, a critical
point is the proposal to reduce the discount in the tariffs for the use
of transmission and distribution systems of alternative sources to 15
years. These associations state that additive attachments, such as 249
and 335, may end up disrupting the renewable energy market.
"Undoubtedly, MP579 created a great deal of uncertainties regarding
the future of the Brazilian electric sector. “This is concerning”, highlights
Professor Renato Queiroz, GEE/UFRJ. The reduction in the investment
power of the companies may, indeed, affect the projects of more
expensive sources, compromising the energy mix of the country.
In a Seminar held by GEE Professor Queiroz defended the
participation of state-owned companies as disseminators of renewable
energy projects, which still do not attract private investment, for they
are not mature enough, as a way to compensate the society for the use
of their concessions that are due to expire."There could be a counterpart
in MW for sources with more expensive technologies for a certain period
of time. Certainly, it is an idea that must be studied and assessed more
deeply", he considers.
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manter o ritmo de crescimento, isso se não houver nenhuma
tempestade no horizonte econômico internacional.
Com o valor de idenização abaixo do esperado por muitas
empresas e com a natural queda da receita por não mais vender a
energia das usinas amortizadas no mercado, a preocupação quanto
à manutenção do nível de investimento necessário tende a crescer.
"Pelo o que se depreende da MP, haverá uma forte redução da
receita das geradoras estatais, pois os ativos renovados estarão
condicionados a uma remuneração para cobrir somente os custos
de operação e manutenção", analisa o professor Renato Queiroz,
do Grupo de Economia da Energia do Instituto de Economia da
Universidade Federal do Rio de Janeiro (GEE/UFRJ).
Para ele, no caso da Eletrobras, que já reconheceu perdas de
ativos no valor de R$ 17,8 bilhões, a MP pode comprometer o
papel estratégico do grupo de investir em projetos de expansão
da geração. "A MP 579 poderá levar a uma situação danosa de
inviabilidade do grupo Eletrobras a médio e longo prazo, causando
grande preocupação aos diversos segmentos da sociedade", diz
Queiroz. "Há um entendimento de que essas empresas perderão
seu papel estratégico como indutor de desenvolvimento",
acrescenta.
Quem também vê séria ameaça a novos investimentos em
geração e transmissão de energia é Martin Salvatti, diretor da
Delos Consultoria, especializada em revisão tarifária. De acordo
com ele, com a redução das receitas, as empresas que aceitarem
a proposta estabelecida na MP 579 vão comprometer a capacidade
de fazer novos investimentos na expansão do sistema.
"A conta não fecha. O Brasil precisa ganhar competitividade,
mas esse objetivo tem que ser atingido de forma mais sólida, entendendo que o setor elétrico precisa se manter forte e com capacidade de continuar investindo e crescendo", acrescenta Salvatti.
8
Arquivo pessoal
Mercado
Martin Salvati
Market
Arquivo pessoal
phase when MP 579 is being discussed in the National Congress,
and already has 431 attachments presented. Mr. Paulo Godoy,
president of the Brazilian Association of Infrastructure and
Basic Industry (Abdib), said that the challenge of the electricity
companies is to look for the compatibility between moderation
and the maintenance of the investing capacity. According to him
it is necessary to limit the effects of the renewal or the tender of
the contracts that are about to expire with the reduction in the
Paulo Godoy
tariffs via reduction in the tariffs and especially in the tributary
amount that burdens the sector significantly.
“We have to the already announced R$ 190 billion by R$
40 billion in order to maintain the sector at today´s level. This
investment might be obstructed in case the rules of the sectors
are significantly changed”, said Mr. Godoy. According to market
estimates the country needs to add 6 thousand MW every year
to maintain its rhythm of growth, unless there is a storm in the
international economic scenario.
As the compensations expected by the companies are lower
and due to the natural drop in revenue because the energy from
the amortized plants is no longer sold in the market, the concern
in relation to the maintenance of the necessary amount of
investment tend to grow. "It is possible to infer from the MP that
there will be a sharp reduction in the income of the state-owned
generators, for the renewed assets will be linked to an income
to cover only the Maintenance and Operation costs”, analyses
professor Renato Queiroz of the Energy Economy Group of the
Federal University of Rio de Janeiro (GEE/UFRJ).
For him, in the case of Eletrobras, which already reported assets
losses ranging about R$ 17.8 billion, the MP might compromise the
strategic role of the group of investing in generation expansion
projects. "MP 579 might lead to a harmful situation of unfeasibility
of the Grupo Eletrobras in the medium and long run, causing
considerable concern to several segments of the society", says
Queiroz. "There is an understanding that these companies will lose
their strategic roles as development inducers.
Mr. Martin Salvatti, director of Delos Consultoria, a company
whose expertise lies on tariff review, also sees a serious threat to
new investments in energy generation and transmission. According
to him the reduction in the income of the companies that accept
the proposal established by MP 579 will compromise the capacity
of making new investments in the expansion of the system.
"The calculations don´t match. Brazil needs to gain competitiveness, but this competitiveness must be accomplished in a consistent way, understanding that the electric sector needs to keep
itself strong and able to continue investing and growing", he adds.
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CURTAS/NEWS
Especialização em Sistemas Elétricos da UNIFEI comemora 40 anos
Por Adriana Barbosa
The Electrical Systems Specialization Course (CESE) at the
Federal University of Itajubá (UNFEI) completed, in 2012, forty
years since its foundation.
In commemoration of the course’s anniversary, a seminar
open to the UNIFEI academic community and the general public
was held.
The seminar was organized by the CESE coordinator, Professor
José Wanderley Marangon Lima. It included lectures from the
director of Cooperative Issues of the National System Operator
(ONS), Istvan Gardos, themed as “Operation and Security of the
Brazilian Electro-energetic System – ONS Attributes”, and from
the president of the Chamber of Electric Energy Commercialization
(CCEE), Luiz Eduardo Barata, spoke on “the Brazilian Model of
Electric Energy Commercialization”.
CESE was created by means of an agreement between UNIFEI
and Eletrobrás in the beginning of the 1970’s, and since then,
the university has qualified electric sector specialists who work in
Brazilian and foreign companies.
Over the years, the course has gone through changes in its
format in order to meet the needs of the Brazilian electric sector.
Currently, it has emphases in the areas of energy transmission,
generation, distribution and commercialization. In spite of the
sector’s new design facing new restructuring, it has been gaining
a larger number of participants each year.
Professor Marangon noted that in 2013 the CESE will begin
the commercialization course, which will be administered in São
Paulo, unlike other emphases, where classes are conducted in
Itajubá.
CERPCH/Adriana Barbosa
O Curso de Especialização em Sistemas Elétricos (CESE) da
Universidade Federal de Itajubá (UNIFEI) completou, em 2012,
quarenta anos de fundação.
Em comemoração ao aniversário do curso foi realizado um
seminário aberto à comunidade acadêmica da UNIFEI e ao público em geral.
O seminário, organizado pelo coordenador do CESE, professor
José Wanderley Marangon Lima, contou com as palestras
do diretor de Assuntos Cooperativos do Operador Nacional
do Sistema (ONS), Istvan Gardos, com o tema “Operação e
Segurança do Sistema Eletroenergético Brasileiro – Atribuições
da ONS” e do presidente da Câmara de Comercialização de
Energia Elétrica (CCEE), Luiz Eduardo Barata, sobre o “Modelo
Brasileiro de Comercialização de Energia Elétrica”.
O CESE foi criado por meio do convênio firmado entre a
UNIFEI e a Eletrobrás no início da década de 70, e desde então
a universidade qualifica especialistas do setor elétrico que atuam
em empresas brasileiras e estrangeiras.
Durante esses anos, o curso passou por alterações em seu
formato para atender as necessidades do setor elétrico brasileiro.
Atualmente possui ênfases nas áreas de transmissão, geração,
distribuição e comercialização energética e apesar do novo
desenho do setor face à sua reestruturação, vem conquistando
um número maior de participantes a cada ano.
O prof. Marangon salientou que, a partir de 2013, o CESE
iniciará o curso de comercialização e o mesmo será ministrado
em São Paulo diferentemente das outras ênfases, onde as aulas
são ministradas em Itajubá.
Translation: Joana Sawaya de Almeida
Prof. José Wanderley Marangon durante cerimônia
de abertura do Seminário
Prof. José Wanderley Marangon durinng the
Seminary opennig cerimony
10
Technical Articles Seccion
TECHNICAL ARTICLES
ANÁLISE COMPARATIVA DE METODOLOGIAS DE CÁLCULO DE PERDA
DE SOLO APLICADA PARA A BACIA DO RIO DA PRATA, GOIÁS. ...............................................................................................12
COMPARATIVE ANALYSIS OF METHODS OF CALCULATION OF LOSS
OF SOIL APPLIED FOR RIO DA PRATA BASIN, GOIÁS.
Greison Moreira de Souza, Bruno Nogueira da Costa, Marcus Suassuna Santos
SOLUÇÕES PARA VIABILIZAÇÃO DE PEQUENAS CENTRAIS HIDRELÉTRICAS.............................................................................. 20
SOLUTIONS FOR SMALL HYDRO VIABILITY
Fabiano Ferreira Gouvêa, Francisco Anisio Vidal Baggio
ARTIGOS TÉCNICOS
Licenciamento Ambiental de Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCH’s no Estado
de Minas Gerais e os Impactos Ambientais .................................................................................................................. 26
Geraldo Lucio Tiago Filho, Clóvis Vitório Giacóia Neder
IAHR DIVISION I: HYDRAULICS
TECHNICAL COMMITTEE: HYDRAULIC MACHINERY AND SYSTEMS
Classificação Qualis/Capes
B5
B4
ENGENHARIAS I; III e IV
Biodiversidade
Interdisciplinar
Áreas de: Recursos Hídricos
Meio Ambiente
Energias Renováveis
e não Renováveis
11
ARTIGOS TÉCNICOS
ANÁLISE COMPARATIVA DE METODOLOGIAS DE CÁLCULO DE PERDA
DE SOLO APLICADA À BACIA DO RIO DA PRATA, GOIÁS.
Greison Moreira de Souza
Bruno Nogueira da Costa
2
Marcus Suassuna Santos
1
2
RESUMO
Sistema de Informações Geográficas (SIG) conjugada com Sensoriamento Remoto permite a espacialização e predisposição da perda
de solo por meio de aquisição e manipulação de dados, e apresenta-se como uma alternativa econômica para a previsão de impactos
de erosão sobre reservatórios. A partir de equações de perda de solo, essas análises subsidiam ações de planejamento e mitigação de
impactos para o setor hidroelétrico. Este trabalho avaliou o desempenho de três equações de perda de solo em um pequeno trecho do
rio da Prata, os modelos gerados foram cruzados com pontos de erosão visíveis em imagens de satélite WorldView e identificados em
campo, e por fim o melhor modelo foi usado para avaliar a erosão laminar na bacia do rio da Prata. Interseccionando os modelos da
MEUPS, EUPS e PNE com os pontos de erosão, verificou-se, visualmente, que a MEUPS e a EUPS apresentaram resultado satisfatório.
Como essas duas equações apresentaram modelos coerentes, foi adotado a EUPS, pois essa equação tem sido amplamente empregada
em bacias hidrográficas extensas, diferente da MEUPS que foi proposta para pequenas e médias bacias. A erosão laminar na bacia do
rio da Prata ainda não apresenta valores alarmantes, 95% da bacia apresenta perda de solo menor que 10 ton/ha.ano. Por fim, essas
ferramentas corroboram para estudos hidroenergéticos de forma rápida e com relativa robustez.
Palavras-Chave: EUPS, MEUPS, PNE, PCH, Sistema de Informações Geográficas.
COMPARATIVE ANALYSIS OF METHODS OF CALCULATION OF LOSS
OF SOIL APPLIED FOR RIO DA PRATA BASIN, GOIÁS.
ABSTRACT
Geographic Information System (GIS) conjugated with Remote Sensing allows spatial predisposition of soil loss through acquisition
and manipulation of data and presents itself as an economical alternative for predicting of erosion on reservoirs. From equations of
soil loss, these analyzes subsidizes planning activities and mitigation of impacts to hydroelectric sources. This study evaluated the
performance of three equations of soil loss on a short stretch of the Prata river, models generated were crossed with points of erosion
visible in imagery WorldView satellite and identified in the field, and finally the best model was used to evaluate the laminar erosion
in the basin of the Prata river. Intersecting MUSLE, USLE and PNE with points of erosion, visually, the MUSLE and USLE showed results
satisfactory. How those two equations were consistent models, we adopted the USLE, because the equation has been widely used in
large river basins, MEUPS was proposed for small and medium watersheds. The laminar erosion in the basin of the Prata river has not
presented alarming values, 95% of basin showed soil loss lesser that 10 ton/ha.ano. Finally, these tools are important supports for
hydropower studies quickly and with relative robustness.
Keywords: USLE, MUSLE, PNE, Small Hydroelectric Power, Geographic Information System.
1. INTRODUÇÃO
Perda de solo por erosão ocorre quando há o destacamento
e arraste de sedimentos do solo, as causas são naturais e antrópicas, esta última tem intensificado severamente o processo.
A erosão ocorre, em geral, pelo manejo incorreto do solo, em especial quando ocorre à retirada da cobertura original da vegetação que representa uma barreira a alta velocidade das gotas da
chuva que incidem sobre o solo, portanto a ausência de vegetação constitui a primeira ação a desencadear a erosão, o processo
é intensificado quando o relevo apresenta-se íngreme e a região
ocorre sobre solos de alta erodibilidade, como os solos arenosos
(Bertoni e Lombardi Neto, 2008).
Esse processo tem sido objeto de preocupação pelo setor
hidroelétrico, com visto nos trabalhos de Silva, 2009; Carneiro,
2007 e Cabral et al., 2005, entre diversos outros disponíveis
na literatura. A deposição de sedimentos nos reservatórios,
produzidos por processos erosivos a montante da bacia, diminui a
capacidade de armazenamento d’água nos mesmos e, portanto, a
vida útil do empreendimento fica comprometida, comprometendo
a geração de energia elétrica.
Vale ressaltar que o processo de assoreamento nos reservatórios das pequenas centrais hidrelétricas (PCH) é maior que
nas usinas hidrelétricas (UHE), esta diferença no processo sedimentológico ocorre devido à menor extensão do reservatório da
PCH. A velocidade da corrente nos reservatórios de PCH é maior
então os sedimentos de material fino são escoados até os vertedouros e condutos causando desgastes nas estruturas da usina
(Carvalho et al., 2000).
Neste contexto, a caracterização e espacialização da predisposição aos riscos à erosão dos solos são fundamentais para o
manejo de bacias hidrográficas, e corrobora para a adoção de
medidas para dirimir o aporte de sedimentos em reservatórios de
aproveitamentos hidrelétricos, pode ser conduzida utilizando tecnologias de Sensoriamento Remoto e Sistemas de Informações
Geográficas (SIG) (Goodchild et al., 1992).
Diversas metodologias têm sido desenvolvidas e aperfeiçoadas
para predizer e modelar os processos erosivos. Esses modelos
têm sido indispensáveis para prever as perdas de solos e os
fatores intrínsecos a esses processos, objetivando contribuir para
o planejamento agrícola e adoção de práticas conservacionistas
1
R3 Engenharia e Consultoria S/S - SHS QD. 06 CJ A BL. E SL. 527 - ED. Brasil XXI Brasília DF - CEP: 70.322-915. Tel:(61) 3224-3333, e-mail: [email protected] Universidade de Brasília – Departamento de Engenharia Florestal (UnB/EFL).CEP:70919-970 Brasília – DF, Brasil. E-mail: [email protected]
2
R3 Engenharia e Consultoria S/S - SHS QD. 06 CJ A BL. E SL. 527 - ED. Brasil XXI Brasília DF - CEP: 70.322-915. Tel:(61) 3224-3333 E-mail: [email protected].
12
TECHNICAL ARTICLES
e de manejo (Bertoni e Lombardi Neto, 2008; Amorim, 2003).
Empregados de forma confiável, esses modelos são fundamentais
para avaliar diferentes cenários de manejo do solo sem a
necessidade de pesquisa de campo, que torna a pesquisa morosa
e onerosa (Aksoy e Kavvas, 2005).
A EUPS (Equação Universal de Perda de solo) ou Universal
Soil Loss Equation (USLE), desenvolvida por Wischmeier e Smith
(1978), visa quantificar o transporte e a deposição de solos numa
determinada área, em condições específicas de cultivo e manejo.
É um dos modelos mais utilizados, tendo em vista sua relativa
robustez, simplicidade de aplicação, baixo custo e disponibilidade
de dados (Silva et al., 2007; Chaves, 1996). Essa ferramenta
apresenta valioso método para estudos de conservação dos
solos, possibilita predizer com bastante precisão as perdas
anuais médias de solo em condições específicas de uso do solo,
declividade entre outros fatores (Bertoni e Lombardi Neto, 2008).
A MEUPS (Modificada EUPS) é uma alteração da EUPS (MUSLE,
em inglês) proposta por Williams (1975). A diferença substancial
é o emprego do fator runoff como um dos parâmetros do modelo
no lugar do fator erosividade da chuva. Esse modelo prevê o
aporte de sedimentos oriundos de pequenas e médias bacias, em
determinado exutório (talvegue, córrego e reservatório) da bacia
(Williams, 1975). A vantagem do emprego da MEUPS é o emprego
de eventos isolados de precipitação (Williams e Berndt, 1977).
Por fim, dos modelos empregados no presente estudo, o Potencial Natural de Erosão (PNE) visa identificar áreas com risco de
erosão sem a interferência antrópica, dessa forma, esse modelo
exprime as condições naturais da região (Silva et al., 2007). O
modelo pode colaborar para um ordenamento territorial, evitando a
ocupação de áreas consideradas susceptíveis a processos erosivos.
Este trabalho tem como objetivo empregar três equações
de perda de solos amplamente difundidas no meio científico,
em uma área de 118,50 km², chamada neste estudo de trecho
médio do rio da Prata. Esses modelos gerados serão cruzados
com pontos de erosão visíveis em imagens de satélite WorldView
- pancromática com resolução espacial de 0,5m além de inspeção
de campo. O modelo que melhor delinear a perda de solo no
trecho médio do rio será empregado para análise da perda de
solo na bacia do rio da Prata.
2. MATERIAL E MÉTODOS
2.1 Área de Estudo
278 km, faz parte da sub-bacia 60 (bacia rio Paranaíba). O rio
da Prata é afluente pela margem esquerda do rio Aporé. A bacia
está localizada no extremo sudoeste de Goiás, divisa com Mato
Grosso do Sul, nos municípios Mineiros, Chapadão do Céu e Aporé
entre as coordenadas (18º20’00” – 18º50’00”S e 53º00’00” –
52º05’00”W) (Figura 1).
Segundo a classificação de Köppen a região se enquadra no
tipo climático Aw – Clima Tropical, com uma estação seca no
inverno e uma estação chuvosa no verão. A região apresenta
uma temperatura média de 22,5ºC, com mínima de 20ºC e
máxima de 24ºC.
De junho a agosto a estação seca se acentua, o verão,
período chuvoso, apresenta índices pluviométricos consideráveis
de outubro a março e com as máximas do índice pluviométrico
em novembro, dezembro e janeiro. A precipitação máxima
ocorre no mês de janeiro com precipitação média de 295 mm. A
precipitação anual na região varia de 1.000 a 1.600 mm.
A região é constituída pelo bioma Cerrado (Ribeiro e Walter,
2001). Em geral, os remanescentes de vegetação nativa que
ainda restam na bacia do rio da Prata encontram-se restritos
aos cursos d’água, constituídos pelas formações: Cerrado típico,
Cerradão, Cerado ralo, Mata de Galeria (RADAMBRASIL, 1983), a
bacia encontra-se numa matriz de culturas anuais.
2.2 Equações Utilizadas
EUPS (Equação Universal de Perda de Solos) – equação amplamente empregada nos estudos de perdas de solos é genericamente definida pela equação (Wischmeier e Smith, 1978):
A = R · K · L · S · C · P (1)
Onde: A = é a perda total de solo pela unidade de área
(t/ha.ano); R = fator erosividade da chuva (MJ mm ha-1 h-1);
K = fator erodibilidade do solo (MJ/ha.mm/ha); L = fator comprimento do declive (adimensional); S = fator grau de declive
(adimensional); C = fator uso e manejo do solo (adimensional);
e P = fator práticas conservacionistas (adimensional).
MEUPS (Modificada – EUPS) – alteração da EUPS (Williams,
1975), apresenta o fator runoff como um dos parâmetros do
modelo no lugar do fator erosividade da chuva, conforme abaixo:
Y = 89,6 (Q · qp)0,56 · K · L · S · C · P (2)
Onde: Y = aporte de sedimento, após um evento de
precipitação (t/ha.ano); Q = volume de escoamento superficial
do evento (m³) e qp = vazão de pico do evento (m³/s).
PNE (Potencial Natural de Erosão) – a estimativa do PNE foi
elaborada conforme a equação da EUPS, no entanto, apenas com
os fatores que exprimem as condições naturais do meio físico.
2.3 Fatores que afetam as perdas de solo
2.3.1 Fator erosividade da chuva (Fator R)
O fator erosividade da chuva (Fator R) expressa à capacidade
da chuva de causar erosão. É um valor numérico intrínseco a
precipitação pluvial de cada região em uma área sem proteção
(Bertoni e Lombardi Neto, 2008).
Para o cálculo do fator R foi utilizado a equação desenvolvida
por Val et al., (1986) para a região Centro-Oeste que utiliza dados
de precipitação pluvial mensal e anual de postos pluviométricos
da região em estudo.
FIG. 1: Área de estudo.
A bacia do rio da Prata apresenta uma área de drenagem total
de aproximadamente 1.854 km² e uma extensão total cerca de
(3)
Onde: R = erosividade anual da chuva e enxurrada (MJ mm
ha-1 h-1); Mi = precipitação mensal (mm); e Pa = precipitação
anual (mm).
13
ARTIGOS TÉCNICOS
Foram utilizados 07 postos pluviométricos da Agência Nacional
de Águas (ANA) que englobam a bacia do rio da Prata, conforme
a Tabela 1.
Tabela 1: Postos pluviométricos utilizados no cálculo do Fator R.
Posto
Nome
01851001
Campo Alegre
01851005
Serranópolis
Início
Término
Latitude
Longitude
1972
2006
18°31’04’’
52°05’35’’
1983
2006
18°18’17”
51°57’ 57”
01852000
Aporé
1972
2006
18°58’00’’
51°54’36’’
01852001
Fazenda Formoso
1983
2006
18°24’24’’
52°31’57’’
01852003
Cidade Chapadão
Gaúcho
1983
2006
18°41’20’’
52°35’41’’
01853004
Costa Rica
1983
2006
18°32’48’’
53°08’02’’
01951001
Itajá
1972
2006
19°06’22’’
51°32’01’’
Com o fator R de cada posto pluviométrico citado acima,
empregou o método de interpolação IDW (Inverso do Expoente
da Distância) e, dessa forma, gerou o mapa de erosividade da
chuva da bacia em estudo.
2.3.2 Fator Erosividade do solo (Fator K)
Este fator expressa as propriedades inerente ao solo em
processos erosivos, já que alguns solos são mais erodidos
que outros mesmo em condições idênticas de clima, declive,
cobertura vegetal e manejo do solo (Wischmeier e Smith, 1978).
A velocidade de infiltração, permeabilidade e capacidade de
armazenamento de água, além da resistência ao destaque e
arraste de sedimentos são as principais propriedades ligadas a
erodibilidade do solo influenciada pela água (Bertoni e Lombardi
Neto, 2008).
Tabela 2: Classes de solos e fator K.
Foi utilizado o levantamento pedológico das cartas SE-22-Y-A e
SE-22-Y-B (SIEG 2005), na escala 1:250.000. Esse levantamento
foi utilizando tanto para a predição de perda de solo no trecho
médio do rio quanto para toda a bacia.
Os valores do fator K dos solos da bacia do rio da Prata foram
obtidos de Bertoni e Lombardi Neto (2008) e Scopel e Silva
(2001) (Tabela 2). A Figura 2 ilustra a distribuição espacial das
classes de solos na bacia.
Scopel e Silva (2001) calcularam esses índices para o estado
de Goiás, utilizaram o nomograma de Wischmeier et al., (1971)
com base nos dados laboratoriais do trabalho de Assis Assunção
(1999) e complementados, para alguns solos, com dados de
erodibilidade de Bertoni e Lombardi Neto (2008).
2.3.3 Comprimento do declive (L) e grau de declive (S)
– (Fator LS)
A morfologia do terreno é imprescindível nos estudos da erosão
hídrica, uma vez que é o declive das encostas, o seu comprimento e
a associação destas duas variáveis que condicionam os processos
de erosão hídrica, desde o destacamento das partículas do solo,
seu transporte até a deposição.
A intensidade da erosão hídrica é afetada tanto pela distância
ao longo da qual se processa o escoamento superficial quanto
pela declividade do terreno, representadas na EUPS pelos
fatores L e S, respectivamente. Na prática, estes dois efeitos são
considerados conjuntamente nas equações de perda de solos
por meio de um termo designado fator topográfico LS. Quanto
mais íngreme e mais longa a encosta, maior a quantidade e a
velocidade da água que escorre.
A metodologia utilizada para o cálculo de LS foi a de Moore e
Burch, (1986), pela equação a seguir.
(4)
Solos da bacia
Classe
Fator K
(MJ/ha.mm/ha)
0,000
Glei Pouco Humico distrófico
HGPd1
Latossolo Vermelho-Escuro Álico
LEa4
0,017
Latossolo Vermelho-Escuro Distrófico e Álico
LEd1
0,017
Latossolo Vermelho-Escuro Distrófico
LEd4
0,017
Latossolo Roxo Distrófico
LRd1
0,012
Fonte: Bertoni e Lombardi Neto, 2008 e Scopel e Silva, 2001.
Onde: As = produto da acumulação de fluxo pelo tamanho da
célula e θ = ângulo da declividade em graus.
Para o cálculo do fator topográfico foi utilizado Modelos Digitais
de Elevação (MDE) a partir de cenas do radar interferométrico
(Shuttle Radar Topography Mission (SRTM)) no ambiente
SIG, utilizando a extensão Spatial Analyst (ArcView®). Foram
utilizadas as cenas SE-22Y-A e SE-22-Y-B na escala 1:250.000
com resolução espacial de 90x90m disponibilizadas gratuitamente
no site da Embrapa. O mesmo fator LS utilizado para o trecho
médio foi utilizado para a bacia do rio da Prata.
O emprego do SRTM muitas vezes se faz necessário,
pois somente 69,9% do território brasileiro é recoberto por
mapeamento sistemáticos (cartas topográficas) na escala
1:100.000. Ainda, é necessária a digitalização das curvas de nível
das cartas topográficas. Estudos têm mostrado que a estimativa
da perda de solos utilizando SRTM têm se mostrado satisfatória
(Fornelos e Silva Neves, 2006).
2.3.4 F
ator Uso e Manejo do Solo (C) e Práticas Conservacionistas (P) – (Fator CP)
Figura 2 – Classes de solos na bacia e seu respectivo fator K.
14
O fator uso e manejo do solo (C) é a relação esperada entre
as perdas de solo de um terreno cultivado e as perdas em um solo
mantido descoberto (Wischmeier e Smith, 1965). A cobertura
vegetal é a defesa natural de um solo contra as perdas de solo.
Entretanto, esta perda pode ser maior ou menor, dependendo dos
diversos tipos de cultura que estiverem sobre o solo, sequência
de culturas e práticas conservacionistas.
A vegetação sobre a superfície amortece a energia de impacto
das gotas de chuva e evita assim a destruição dos agregados, o
entupimento dos poros e o selamento superficial do solo.
TECHNICAL ARTICLES
Práticas Conservacionistas (P) se referem às práticas de
controle de erosão, tais como o terraceamento, o preparo do solo
em nível, o cultivo em faixas e o sistema de plantio direto. Neste
caso considerou-se utilizar o valor constante “P=1”, considerando
que não foi possível observar nenhuma prática conservacionista.
O mapeamento de uso e ocupação do solo, na bacia, foi
elaborado a partir do satélite TM/LandSat-5 cenas 224-73 e
223-73, nas datas 2011-08-30 e 2011-06-20, respectivamente,
essas datas foram escolhidas devido à ausência de nuvens.
Para a composição da imagem, foi excluída a banda 6 (Termal).
Todas as etapas deste trabalho (pré-processamento das
imagens, obtenção de composições coloridas, mapeamento
e classificação digital), foram realizadas no ENVI 4.3, exceto
a elaboração do mapa final que foi editado no ArcGIS 9.3.
Foram realizados correções na imagem (correção radiométrica,
georreferenciamento e correções geométricas) e por fim foram
classificadas as classes (Agricultura, Corpos d’água, Pastagem,
Vegetação Baixa e Vegetação Média – Alta).
No trecho médio do rio da Prata o fator uso e manejo do solo
empregado foi obtido através das imagens de satélite WorldView
- pancromática com resolução espacial de 0,5m, através da
vetorização manual do uso do solo. Dessa forma, no trecho
médio a riqueza de informações de uso do solo foi maior, além de
possibilitar a identificar de regiões com a ocorrência de intensos
processos erosivos.
Os fatores CP foram combinados com as classes de uso do solo,
segundo dados da literatura, conforme verifica-se na Tabela 3.
Tabela 3: Valores do produto do fator de uso e manejo do solo
e práticas conservacionistas.
Uso e Manejo do Solo
Fator CP
Agricultura (Cultura Perene)
0,02
Corpos d’água
0,0
Pastagem
0,07
Número-Curva (CN, 0-100 adimensional) e S = fator de abstração
(adimensional).
A vazão de pico representa o volume máximo de água escoada
em cada pixel em função do tempo de concentração, dado pela
fórmula 8 (NRCS, 1972).
(8)
Onde: qp = vazão de pico do evento (m3/s); Q = volume
de escoamento superficial (mm); A = área da bacia (ha) e tc =
tempo de concentração (h).
O tempo de concentração é dado pela fórmula de Dodge (9).
Tempo de concentração se refere o tempo que a água precipitada
na parte superior do pixel leva para alcançar o pixel seguinte
(Aquino et al., 2008).
Tc = 21,88A0,21S-0,17 (9)
Onde: Tc = Tempo de concentração (minutos); A = Área da
bacia (km²) e S – Declividade do talvegue (m/m).
3. RESULTADOS E DISCUSSÃO
3.1 Fator R
O fator R das 07 estações variaram de 6664,03 a 7878,00 MJ
mm ha-1 h-1, o valor médio foi de 7120,41 MJ mm ha-1 h-1 e desvio
padrão de 447,17 MJ mm ha-1 h-1 (Tabela 4). No cálculo de perda
de solo utilizou-se a interpolação IDW (Inverso do Expoente da
Distância) dos postos pluviométricos, conforme a Figura 3.
Tabela 4: Estações pluviométricas com respectivos valores de
R para a bacia do rio da Prata.
Posto
Nome
Fator R
01851001
Campo Alegre
7.011,93
01851005
Serranópolis
6.866,64
01852000
Aporé
7.610,38
Solo Exposto
1,0
Vegetação Nativa Baixa
0,0007
01852001
Fazenda Formoso
6.837,67
0,0001
01852003
Cidade Chapadão Gaúcho
7.878,00
01853004
Costa Rica
6.974,24
01951001
Itajá
6.664,03
Média
7.120,41
Vegetação Nativa Média - Alta
Fonte: Bertoni e Lombardi Neto, 2008; Chaves, 1994.
2.3.5 Runoff
A formulação da MEUPS difere da EUPS no que se refere ao
termo R, substituído por informações relativas à expectativa
de escoamento superficial da água “runoff” (Williams 1975). A
simplicidade e o pequeno número de variáveis torna esse modelo
eficaz na estimativa de aporte de sedimento em pequenas e
médias bacias não monitoradas (Chaves 1991).
O termo runoff foi utilizado conforme indicado em Donzeli et
al., (1994):
Runoff = 89,6 (Q · qp)0,56 (5)
Onde: Q = volume do escoamento superficial (m3) e
qp = vazão pico do escoamento (m3/s).
O cálculo do volume de escoamento superficial para cada um
dos eventos dos anos selecionados foi o do Número-Curva do
NRCS (NRCS, 1972; Chow et al., 1988). O modelo é dado pelas
equações 6 e 7:
(6)
em que
(7)
Onde: Q = volume de escoamento superficial (mm); Pa =
precipitação no evento (mm); CN = coeficiente de escoamento o
FIG. 3: Interpolação do fator R.
15
ARTIGOS TÉCNICOS
No Brasil o fator erosividade da chuva encontra-se,
normalmente, no intervalo de 5.000 a 12.000 MJ mm ha-1 h-1
(Cogo, 1988). Silva et al., (1997), calcularam a erosividade
da chuva na região de Goiânia-GO e encontrou fator R de
8.353,0 MJ mm ha-1 h-1. Em Brasília, Dedecek (1978)
determinou o índice de erosividade, encontrando um valor de
8.319 MJ mm ha-1 h-1.
3.2 Fator K
A distribuição do valor K está intimamente relacionada às
classes de solos da região em estudo. O fator erosividade do solo
foi obtido com dados secundários, conforme a Tabela 2. Na região
predomina o Latossolo, segundo Paraná (1995), apud Pedro e
Lorandi, (2004), esses solos são resistentes à erosão, possuindo
baixo fator K.
3.3 Fator LS
O mapa do fator LS (Figura 4), apresenta uma grande
amplitude de 0 a 54,37, média de 0,6 e desvio padrão de 1,4.
Com base neste mapa verificam-se as regiões onde as vertentes
são mais acentuadas e de maior declividade.
FIG. 5: Uso e ocupação do solo.
Figura 6 – Mapeamento no trecho médio do rio.
FIG. 4: Fator LS da área de estudo.
O intervalo do fator LS de 1 a 5 (adimensional) corresponde
a 98,8% da bacia, isso representa que a área está mais sujeita
a erosão laminar, devido às maiores extensões das vertentes e
maiores velocidades das enxurradas (Silva, 2009).
3.4 Fator CP
A atividade predominante na bacia do rio da Prata é a
agricultura, outra atividade representativa é a pastagem (Figura
5). Essas informações são oriundas do mapeamento automático
com imagens LandSat-5.
O mapeamento do trecho médio do rio feito a partir de
imagens do satélite WorldView possibilitou uma maior extração
de informações, conforme consta na Figura 6. Essa região
também apresenta o mesmo padrão de ocupação verificado em
toda a bacia.
16
3.5Modelos de Perda de Solo no Trecho Médio do Rio
da Prata
A Figura 7 é o resultado dos três modelos empregados para o
cálculo da perda de solo no trecho médio do rio da Prata, esses
modelos são confrontados com locais que apresentam processo
erosivos identificados por meio de imagens do satélite WorldView
e inspeção de campo.
PNE deve ser avaliado qualitativamente (Stein et al., 1997), o
critério adotado é com base em Weill et al., (2001), conforme se
verifica na legenda da Figura 7. Este modelo foi mais abrangente
que os outros modelos. Isso ocorre porque o modelo permite à
análise do risco a erosão em função das características naturais
do meio físico, considera a área destituída de cobertura vegetal
e de intervenção antrópica (Silva et al., 2007). Dessa forma, o
uso do solo aliado a práticas conservacionistas, principalmente a
manutenção da cobertura vegetal natural tem capacidade efetiva
de controle de erosão.
TECHNICAL ARTICLES
de 10 ton/ha.ano é considerada crítico. Contudo, na bacia do rio
da Prata a perda de solo ainda não apresenta valores alarmantes.
Figura 8 – Modelo da EUPS na bacia do rio da Prata.
Tabela 5: Área ocupada pela perda de solo.
Figura 7 – Modelos de perda de solo no trecho médio do rio da prata.
Analisando visualmente o resultado do PNE com as áreas
identificadas com processos erosivos, verifica-se que o modelo
foi capaz de predizer risco de erosão não só nessas áreas, mas
praticamente em todo o trecho médio do rio da Prata.
O resultado da EUPS e MEUPS é avaliado quantitativamente,
esses valores se referem ao aporte de sedimento anual. A EUPS
foi o mais restrito, diagnosticou menor perda de solo, enquanto
a média do aporte de sedimento anual da EUPS foi de 4,30, a
média da MEUPS foi de 9,94.
Avaliar o desempenho da EUPS e MEUPS não é uma tarefa
simples, analisando o cruzamento dos pontos de erosão constatados em campo com os modelos de perda de solo verifica-se,
visualmente, uma similaridade dos dois mapas. Esses dois modelos foram capazes de delinear satisfatoriamente a perda de
solo no trecho médio do rio da Prata.
Contudo, no presente estudo foi adotado o modelo da EUPS
para diagnosticar a perda de solo na Bacia do rio da Prata, o
resultado da EUPS e da MEUPS foi satisfatório, no entanto, a
MEUPS é indicada para bacias de até 200 km², esse fator pode
reduzir a robustez da MEUPS para delinear a perda de solo para
a bacia em estudo, já que a mesma apresenta 1.854 km². A
EUPS não foi concebida para utilização em bacias hidrográficas,
no entanto, este modelo tem sido empregado satisfatoriamente
em bacias hidrográficas (Castro, 1992) e também em extensas
áreas (Farinasso et al., 2006).
Área
Perda de Solo (Ton/ha.ano)
Km²
%
< 10
1762,09
95%
10 – 20
56,61
3%
20 – 80
34,54
1,9%
80 – 100
0,89
0,04%
> 100
0,5
0,02%
As figuras a seguir são registros de intensos processos
erosivos na bacia do rio da Prata visíveis a partir de imagens do
Google Earth (Figura 9).
3.6 Perda de Solo na Bacia do Rio da Prata
Conforme a Figura 8 verifica-se que as áreas com estimativas
superiores a 10 ton/ha.ano estão localizadas, predominantemente,
na porção a jusante da bacia. Em contraposição, áreas com
menores perdas de solos estão localizadas a montante da bacia.
A distribuição espacial da susceptibilidade à erosão na bacia
está associada, majoritariamente, ao fator uso e manejo do solo
e fator topográfico. As regiões com maior risco à erosão são as
áreas mais declivosas, e ainda predomina pastagem como uso
do solo.
A perda de solo menor que 10 ton/ha.ano ocupa 95% do
território da bacia (Tabela 5), por sua vez, a média foi de 1,96
ton/ha.ano. Segundo Chaves e Piau (2008), perda de solo acima
FIG. 9: Registros de erosão na bacia do rio da Prata por imagens do Google
Earth, anos 2000, 2004 e 2005.
17
ARTIGOS TÉCNICOS
Esses registros estão localizados desde o trecho médio da
bacia até a foz do rio da Prata, exatamente a região considerada
crítica pelo modelo da EUPS.
3.7Comparação da EUPS do trecho médio da bacia e de
toda a bacia
O emprego de dados de alta precisão confere maior robustez
e confiabilidade aos resultados, no entanto, em geral, é mais
comum à disponibilização de dados cartográficos de baixa a
intermediária resolução. Outro impeditivo ao uso de dados
com alta precisão é a necessidade de computadores com boa
capacidade de processamento e memória, principalmente quando
a área de estudo é grande.
O resultado da EUPS do trecho médio do rio da Prata e da
bacia completa apresentou semelhança, apesar das escalas
distintas. Com essa análise verifica-se que o emprego de dados
com baixa resolução se equiparou com os resultados obtidos a
partir de dados de alta precisão.
4. CONCLUSÃO
O presente estudo empregou a EUPS para analisar a erosão
laminar na bacia do rio da Prata. A escolha deste modelo foi
baseada em uma simulação numa área menor (trecho médio
do rio da Prata). Nessa área foi cruzado informação de pontos
de erosão levantados em campo e em imagens WorldView
com o resultado da perda de solo. Os modelos EUPS e MEUPS
apresentaram resultado satisfatório na simulação, como os dois
modelos apresentaram delineamento satisfatório, a EUPS foi
escolhida, pois este modelo tem sido empregada amplamente na
literatura em bacias hidrográficas e áreas extensas.
Em geral, o diagnóstico da perda de solo na bacia na bacia
ainda não apresenta valores críticos, principalmente, a montante.
Na região a jusante, verifica-se em algumas regiões perda de
solo considerado preocupante, isso devido à alta declividade da
região aliado ao uso do solo.
Outra análise relevante é a capacidade satisfatória do modelo
para predizer áreas com grande potencial erosivo utilizando
dados de baixa precisão, principalmente em extensas áreas.
Contudo, dados de alta resolução são informações secundárias
importantes para validar os resultados.
Por fim, a EUPS mostrou ser uma ferramenta de predição
robusta diante da sua simplicidade de aplicação, cálculos rápidos
e baixos custos. Essas análises são necessárias para estudos
incipientes para orientar na adoção de planejamento ambiental,
mitigação de impactos antrópicos.
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ANOTAÇÕES
19
ARTIGOS TÉCNICOS
SOLUÇÕES PARA VIABILIZAÇÃO DE PEQUENAS CENTRAIS HIDRELÉTRICAS
1
Fabiano Ferreira Gouvêa
Francisco Anisio Vidal Baggio
2
Resumo
O presente trabalho tem como objetivo identificar as principais dificuldades encontradas para viabilizar a implantação de uma Pequena
Central Hidrelétrica (PCH) no Brasil. Serão apresentados os aspectos financeiros que influenciam na tomada de decisão do investidor,
como por exemplo, os investimentos iniciais, as receitas e despesas futuras. Para a análise da viabilidade foi utilizado um estudo de
caso real. Os resultados obtidos não foram satisfatórios e nem atrativos para PCHs de pequeno porte, confirmando a necessidade de
medidas urgentes por parte do governo.
Palavras-chave: Pequena Central Hidrelétrica, geração de energia, PROINFA, preço de venda da energia, viabilidade econômicafinanceira.
SOLUTIONS FOR SMALL HYDRO VIABILITY
ABSTRACT
The current work attempts to identify the main difficulties encountered in the viability and implementation of a Small Hydro Power
(SHP). Will present the financial aspects that influence in the decision making of investor, for example, the initial investment, the future
revenues and expenses. For analysis of viability, was used a real case study. The results were not satisfactory and not attractive to
small Hydro Power, confirming the need for urgent action by the government.
Keywords: Small Hydro Power Plant, power generation, PROINFA, selling price of energy, economic and financial viability.
1. INTRODUÇÃO
A maior parte da energia elétrica produzida no Brasil provém
de usinas hidrelétricas. Nesse tipo de usina, a energia potencial
da água represada é transformada em energia cinética, girando
as pás das turbinas, produzindo energia elétrica a partir do
acionamento do eixo de um gerador.
As Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) são consideradas
geradoras de energia limpa, pois não envolvem a queima de
combustíveis. Este tipo de geração afeta pequenas áreas,
produzindo com isso poucos impactos ambientais significativos,
quando comparados com outros tipos de geração de energia.
São consideradas pequenas centrais hidrelétricas as usinas
com capacidade de produção entre 1 e 30 MW destinado a
produção independente, autoprodução ou produção independente
autônoma, e com área total do reservatório igual ou inferior a 3
km2 ou que atendam a fórmula 1 apresentada abaixo [1]:
A ≤ 14,3 x P
Hb
Sendo:
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 máximo normal de montante e no normal de
jusante.
Consideramos para o estudo de viabilidade econômica de
uma PCH os seguintes fatores: preço de venda da energia,
investimentos realizados por MWh gerado, tempo de instalação
da usina, custos administrativos e operacionais, encargos
financeiros dos financiamentos contratados e o nível de utilização
da capacidade instalada [1].
O PROINFA foi um primeiro movimento do governo feito
para incentivar as fontes alternativas de energia. Foram dados
determinados incentivos e subsídios na época (a partir de 2003)
para expansão do setor. Com o fim deste incentivo, a necessidade
por novas medidas aumentou tanto para os aspectos relacionados
ao preço da energia quanto para as questões do financiamento e
das garantias para as Pequenas Centrais Hidrelétricas.
Atualmente, o aumento constante dos preços dos insumos
de construção e equipamentos conciliados com as altas taxas de
juros e baixo preço de venda da energia são os principais fatores
que inviabilizam os investimentos em construções de PCHs.
Além disso, ressalta-se a concorrência de fontes até então pouco
competitivas como biomassa e eólica.
Até que sejam adotadas políticas que propiciem melhor
rentabilidade em investimentos de PCHs, a estratégia principal
para contornar estes contratempos é buscar a liderança de
custo propiciada, principalmente, pela simplificação e otimização
do projeto, excelência operacional, redução dos custos de
manutenção, de compras e de administração.
2. Estudo de Caso
Para elaboração deste estudo de caso, a empresa ENERG
POWER com mais de 25 anos no fornecimento e consultoria
na área de hidrelétricas, visou auxiliar os investidores a buscar
soluções para a viabilização de seus empreendimentos, utilizandose da sua vasta experiência e vários estudos e serviços prestados
na área de geração hídrica.
A localização da PCH é um item importante no estudo, pois
afeta diretamente o cálculo das perdas de energia gerada, o custo
da operação e manutenção e também o valor das Tarifas de Uso
dos Sistemas de Distribuição (TUSD) e Transmissão (TUST) [15].
Considerando as premissas e perspectivas desenvolvidas,
estimaram-se os Fluxos de Caixa futuros da PCH, fundamentais
para a determinação do Valor Presente Líquido (VPL), Taxa Interna
de Retorno (TIR) e do prazo de retorno do capital investido (PayBack).
Energ Power S/A, AV. Barão Homem de Melo, 4391 – Estoril – Belo Horizonte – MG – CEP: 30494-275, contato: Tel.: 031-2103-2420, e-mail: [email protected]
Energ Power S/A, AV. Barão Homem de Melo, 4391 – Estoril – Belo Horizonte – MG – CEP: 30494-275, contato: Tel.: 031-2103-2298, e-mail: [email protected]
1
2
20
TECHNICAL ARTICLES
Para se estabelecer a viabilidade econômico-financeira de
um projeto de PCH é necessário também que se leve em conta
os fatores de potência instalada (MW), energia assegurada
(MWmédios), tarifa de energia (R$/MWh), valor total do
investimento (R$), taxa de juros do financiamento e custo de
operação e manutenção (R$/MWh) [14].
Usualmente, a análise de viabilidade do empreendimento
adota o método do fluxo de caixa descontado através do qual
são calculados o VPL, a TIR e o Pay Back. O objetivo principal é
detectar a viabilidade ou não deste projeto e propor alternativas
que propiciem a melhoria dos resultados.
2.1 Descrição da PCH estudada
O empreendimento analisado no estudo de caso foi denominado PCH Hipotética com uma unidade geradora de potência instalada de 4MW.
O prazo para implantação de uma PCH afeta o cronograma
de desembolso financeiro e por consequência o resultado da
análise econômico-financeira. Foi considerado 24 meses para a
implantação da PCH estudada [15].
Além do prazo, foram adotados também para este estudo de
caso os seguintes valores:
• Valor de garantia física: 2,2 MW;
• Conexão com o Sistema Interligado Nacional (SIN): através
de conexão com a rede da distribuidora local, na tensão de
34,5 kV;
• Percentual adotado para as perdas: 3,0% da garantia física.
Os 3,0% citados acima já incluem as perdas no sistema de
transmissão e o consumo interno na PCH. Retirando estas perdas,
teremos uma energia líquida média de 18.694 MWh anuais para
serem comercializados.
2.2 Custos Irrecuperáveis
Os custos irrecuperáveis são os recursos utilizados durante a
fase de estudo do projeto, fundamentais para a fase de decisão.
Como a decisão poderá não ocorrer, esta fase de custos não pode
ser atribuída ao projeto. Conforme a tabela 1 abaixo, estas despesas
são significativas e demandam um tempo médio de 150 dias.
Tabela 1: Valores estimados de custos irrecuperáveis.
Prospecção
70.000
Topografia
50.000
Estudo Hidrológico
40.000
Avaliação Ambiental
30.000
Projeto Básico
600.000
Licenciamentos
70.000
Custos Irrecuperáveis
860.000
Itajá
6.664,03
Fonte: Desenvolvido pelo autor.
2.2.1 Estudos de Inventário
Basicamente, os estudos de inventário determinam o
potencial hidrelétrico e a melhor combinação de aproveitamento
de uma bacia hidrográfica [14]. O objetivo é chegar num maior
aproveitamento da energia disponível com um custo que seja
atrativo em relação as outras bacias e fontes geradoras de
energia.
2.2.2 Projeto Básico
O projeto básico define os equipamentos e as estruturas que
farão parte da PCH, possibilitando a contratação das empresas
fornecedoras de serviços e equipamentos [14].
2.3 Estudos Ambientais
Os estudos ambientais avaliam as consequências para o meio
ambiente decorrentes da implantação de uma PCH. Estes estudos
devem seguir a legislação e as diretrizes dos órgãos ambientais
de nível estadual e também nacional [14].
2.4 Investimentos
Após os gastos com prospecção, análise de investimento e
obtenção de licença, temos os investimentos que farão a PCH
sair do papel e se tornar um empreendimento de fato. Para
desenvolvimento deste estudo utilizamos dados baseados em
projetos anteriores.
O orçamento total de uma PCH pode ser dividido em quatro
partes: aquisição de terras, Engineering, Procurement and
Construction (EPC), custos de administração e engenharia e por
fim, custos ambientais [15].
Em um contrato EPC estão inclusos os custos de topografia, sondagem, escavação, estrutura civil, equipamentos eletromecânicos, projeto executivo civil e eletromecânico, estradas,
subestação, linha de transmissão e outros [15].
A negociação de um contrato do tipo EPC é uma etapa demorada no processo com relevância nos aspectos relacionados às
definições de escopo, especificações, responsabilidades, penalidades, garantias, preço, cronograma, prazos e variações [15]. Os
valores dos seguros mais importantes já estão considerados nos
custos do EPC.
No caso de PCHs, a contratação do tipo EPC mais usual é a
Turn Key Lump Sum que é a modalidade de empreitada integral
por preço global, prazo determinado e com qualidade especificada.
Os custos de administração e engenharia do proprietário são
na maioria das vezes elevados, pois estão relacionados com as
despesas associadas com a gestão do projeto, fornecimento,
diligenciamento, inspeção, montagem e testes que garantam a
qualidade e o cumprimento dos prazos acordados [15].
Já os custos ambientais estão ligados não apenas a área do
reservatório, mas também a toda área de influência da PCH [15].
Fazem parte destes custos, os programas ambientais, a limpeza
e desmatamento do reservatório e a aquisição de terras.
O projeto otimizado de PCHs não pode utilizar concepção
similar a de Usinas hidrelétricas de portes médio e grande que
contam com redundância em auxiliares mecânicos, elétricos em
corrente contínua e alternada, proteção e automação. Neste
sentido, as estruturas civis e a composição dos equipamentos
eletromecânicos devem ser simplificadas.
Outro detalhe importante para a redução de custos é a
utilização de equipamentos funcionalmente mais simples, entre
eles a utilização de talhas com acionamento manual, turbina
com vedação tipo gaxeta, mancal de turbina lubrificado à água,
redução da quantidade de instrumentação e demais filosofias
aplicáveis a cada especificidade da PCH em estudo. A tabela 2
abaixo apresenta os custos estimados deste investimento:
Tabela 2: Custos estimados para PCH Hipotética (Otimizada).
Concessão (custos de transf. Titularidade/custos irrecup.)
1.000.000
Aquisições de Terras
570.000
Ações Ambientais no Reservatório e área de influência
870.000
Engenharia do Proprietário
800.000
Administração
250.000
Consolidação do Projeto Básico
270.000
Projeto Executivo Civil
800.000
21
ARTIGOS TÉCNICOS
Projeto Executivo Eletromecânico
1.600.000
Seguros de Engenharia
90.000
Seguro Garantia
120.000
Obras Civis
5.500.000
Equipamentos Aux. Elétricos, Proteção e Automação
Equipamentos Auxiliares Mecânicos
880.000
150.000
Turbina, Gerador e Associados
3.600.000
Hidromecânicos / Levantamento
2.500.000
Subestação e Transformador
400.000
Linha de Transmissão
1.600.000
Montagem Eletromecânica
2.500.000
Contingência (gastos inesperados)
TOTAL
500.000
24.000.000
2.5 Impostos e Taxas
A Lei nº 9.718 estabelece que as pessoas jurídicas que
tiverem receita bruta total igual ou inferior a R$ 48.000.000,00
no ano-calendário anterior, ou a R$ 4.000.000,00 multiplicado
pelo número de meses em atividade no ano calendário anterior,
podem optar pelo ingresso no regime do lucro presumido.
Para o desenvolvimento deste trabalho utilizou-se o Lucro
Presumido considerando que a base de cálculo (8% no caso de
IRPJ) será menor que o Lucro Operacional. A tributação aplicada
no estudo de caso considerando Lucro Presumido será:
• PIS: 0,65% x Receita Bruta e COFINS: 3,00% x Receita Bruta;
• CSLL: 9% sobre a base de cálculo de 12% da Receita Bruta,
ou seja, 9% x 12% x Receita Bruta;
• Imposto de Renda para Pessoa Jurídica (IRPJ):
Para receita bruta inferior a R$ 240.000,00 anuais: 15% x
8% x Receita Bruta;
Para receita bruta superior a R$ 240.000,00 anuais: 25% x
8% x Receita Bruta.
É cobrada mensalmente uma taxa de 0,5% da receita bruta
correspondente da fiscalização por parte da ANEEL.
2.6 Seguros
É muito importante contratar o seguro para cobertura de riscos
operacionais/lucro cessante que assegurará o empreendedor
contra algum prejuízo ocasionado pela parada da operação da
usina. Outro seguro que deve ser contratado é o seguro de
responsabilidade civil, que assegurará o empreendedor contra
terceiros.
2.7 Operação e Manutenção
O custo de Operação e Manutenção para o novo empreendimento deve ser calculado tendo-se por base as características dos equipamentos, materiais de consumo, mão de obra de
manutenção e o tipo de operação, local ou remota, conforme o
caso. Foi estimado o valor de R$10,00 / MWh para a operação e
manutenção da PCH em estudo.
2.8 Financiamentos
O Banco Nacional de Desenvolvimento (BNDES) é o
tradicional parceiro dos empreendedores em infraestrutura.
Para o setor de energia elétrica, o BNDES disponibiliza o Finem.
Este financiamento é adequado para os investimentos de longo
22
prazo de maturação e um elevado volume de investimento. A
instituição pode combinar diferentes financiamentos em um único
projeto, buscando melhorar as condições ao empreendedor. Para
o financiamento das PCHs que utilizam fonte renovável, aplicamse as seguintes condições [6]:
• Prazo máximo de amortização: 14 anos;
• Taxa de juros: 0,9% a.a + TJLP + Risco de Crédito até 4,18
% a.a dependendo do cliente;
• Participação máxima do BNDES: 70% (podendo ser ampliada
em até 20%).
Pode ser operação com Apoio Direto ou Indireto. O primeiro
acontece quando o BNDES financia diretamente o empreendedor
e a segunda é quando outra instituição financeira credenciada
trabalha como agente de intermediação entre o BNDES e o
cliente, assumindo o risco de crédito [6].
Recentemente, o governo reduziu ainda mais a TJLP para
estimular a economia passando de 6% para 5,5% ao ano. Para o
nosso estudo estamos considerando operação com Apoio Direto
a uma taxa de juros total aproximada de 10% a.a e amortização
em 10 anos.
2.9 Taxa mínima de atratividade
A taxa mínima de atratividade (TMA) pode ser entendida
como a menor taxa de retorno que o investidor está disposto a
aceitar em relação a um investimento de risco. Essa taxa varia
de empresa para empresa e pode mudar ao longo do tempo [15].
Foi considerado para o estudo de caso uma TMA de 16% a.a.
2.10 Simulações financeiras
2.10.1 Considerações iniciais
Para a PCH Hipotética foram considerados os seguintes parâmetros na elaboração da Demonstração do Resultado do Exercício (DRE):
• Produção de energia líquida média de 18.694 MWh anuais
para comercialização;
• Preço inicial de venda da Energia de R$ 140,00 / MWh;
• Investimento para construção da PCH em R$ 24.000.000,00
considerando otimizações;
• Prazo de construção do empreendimento de 2 anos e
depreciação em 30 anos;
• Custo de Manutenção anual no valor de R$ 186.940,00;
• Financiamento BNDES de 70% a uma taxa final de 10% a.a e
amortização em 10 anos;
• IPCA a partir de 2012 em aproximadamente 4,5%;
• O preço de venda da energia foi reajustado em 4,5% a.a;
• Valor do dólar comercial: R$ 1,90.
2.10.2 VPL do Acionista
Para o cálculo do valor presente líquido foi avaliado o fluxo
de caixa do investidor em 30 anos, considerando uma taxa de
desconto de 10% ao ano. O valor obtido foi de R$ 8.687.913,00
demonstrando a viabilidade do investimento, pois agregou valor
ao acionista.
2.10.3 TIR do Acionista
A taxa de retorno ao acionista foi de 16,89 % a.a, ligeiramente
superior a TMA definida em 16% a.a. Devido a proximidade do
valor, fica evidente que o investidor deverá dedicar especial
atenção aos gastos incorridos no investimento inicial buscando
alternativas que minimizem os custos. A figura 1 apresenta um
resumo dos três primeiros e últimos anos do demonstrativo de
resultado do exercício (DRE) para a consideração inicial.
TECHNICAL ARTICLES
IPCA
Câmbio
DRE
4,50%
4,50%
4,50%
4,50%
4,50%
1,90
1,90
1,90
1,90
1,90
4,50%
1,90
2012
2013
2014
2039
2040
2041
Ano 1
Ano 2
Ano 3
Ano 28
Ano 29
Ano 30
18.694
18.694
18.694
18.694
140,00
146,30
152,88
459,48
480,16
501,77
48.000.000
138.048.664
144.260.854
150.752.592
2.857.980
8.589.471
8.975.997
9.379.917
2.857.980
8.589.471
8.975.997
9.379.917
-
-
-
(104.316)
(313.516)
(327.624)
(342.367)
Dados Operacionais
Energia CCEAR
Preço CCEAR (R$/MWh)
Limite de Lucro Presumido
Receita Bruta
-
-
Receita Bruta de Energia
Receita Bruta Carbono
(-) PIS / COFINS
Despesas dedutíveis de PIS/Cofins
Receita Líquida
-
-
2.753.663
8.275.955
8.648.373
9.037.550
(-) Despesas Operacionais
-
-
(1.527.234)
(983.480)
(1.027.737)
(1.073.985)
(123.093)
(369.947)
(386.594)
(403.991)
-
-
-
-
(204.141)
(613.534)
(641.143)
(669.994)
-
-
-
-
-
-
-
1.226.429
7.292.474
7.620.636
7.963.564
2.426.429
7.292.474
7.620.636
7.963.564
88,1%
88,1%
88,1%
88,1%
7.292.474
7.620.636
7.963.564
(-) Encargos Setoriais
(-) Despesas de Crédito de Carbono
(-) O&M
(-) Administrativas
(-) Seguro Ativos
(-) Depreciação
EBIT
(1.200.000)
-
-
EBITDA
margem EBITDA (%)
(-) Despesas Financeiras
Lucro antes de IR e CS
-
-
1.226.429
(88.026)
(264.556)
(276.461)
(288.901)
-
-
1.138.404
7.027.919
7.344.175
7.674.663
(-) IR e CSLL
Lucro Líquido
Ano 3
Ano 28
Ano 29
Ano 30
EBIT
Fluxo de Caixa do Projeto
Ano 1
-
Ano 2
-
1.226.429
7.292.474
7.620.636
7.963.564
(+) Depreciação e Amortização
-
-
1.200.000
-
-
-
EBITDA
-
-
2.426.429
7.292.474
7.620.636
7.963.564
(-) IR e CSLL
-
-
(88.026)
(264.556)
(276.461)
(288.901)
7.027.919
7.344.175
7.674.663
(-) Custo de estruturacao
(-) Investimento
(9.600.000)
(14.400.000)
-
Fluxo de Caixa do Projeto
-9.600.000
-14.400.000
2.338.404
TIRp (30 anos)
VPL (@ 10%)
Fluxo de Caixa do Investidor
EBITDA
12,6%
6.152.793
Ano 1
Ano 2
-
Ano 3
Ano 28
Ano 29
Ano 30
-
2.426.429
7.292.474
7.620.636
7.963.564
(-) Depreciação
-
-
(1.200.000)
-
-
-
Lucro Líquido antes do IR
-
-
1.226.429
7.292.474
7.620.636
7.963.564
(-) IR e CSLL
-
-
(88.026)
(264.556)
(276.461)
(288.901)
LUCRO LÍQUIDO
-
-
1.138.404
7.027.919
7.344.175
7.674.663
(+) Depreciação
-
-
1.200.000
-
-
-
7.027.919
7.344.175
7.674.663
(-) Juros
-
(-) Amortização
-
(-) Custo de estruturacao
(9.600.000)
(14.400.000)
(+) Desembolsos financiamentos
(-) Investimento
6.360.876
9.541.314
-
Fluxo de Caixa do Investidor
-3.239.124
-4.858.686
2.338.404
TIR (30 anos)
16,89%
VPL (@ 10%)
8.687.913
FIG. 1: Resumo do demonstrativo de resultado do exercício (DRE).
-
23
ARTIGOS TÉCNICOS
2.11 Estudos de sensibilidade da TIR
2.11.1 Considerações
Para estudo de sensibilidade da TIR foram realizadas simulações considerando como variáveis o preço de venda da energia,
percentual de participação do BNDES e fator de carga do rio para
três cenários:
• Convencional: Investimento de aproximadamente 10% acima
do otimizado;
• Otimizado: Investimento considerando otimização de custos;
• Incentivo ICMS ou outros impostos: Investimento considerando isenção de ICMS ou REIDI (Regime Especial de Incentivos para o desenvolvimento da Infraestrutura) que permitiria
uma redução de aproximadamente 10% sobre o investimento
otimizado.
2.11.2 S
ensibilidade em função do valor da venda de
energia – 70% BNDES
A figura 2 demonstra que a taxa interna de retorno é bastante
sensível ao valor de venda da energia e investimento. A taxa
interna de retorno foi superior a TMA somente para:
• Orçamento Convencional: Preço de venda da energia acima
de R$ 150,00/MWh;
• Orçamento Otimizado: Preço de venda da energia acima de
R$ 140,00/MWh;
• Orçamento com Incentivo ICMS: Preço de venda da energia
acima de R$ 120,00/MWh.
A figura 3 mostra o aumento da TIR em relação à participação
de 90% do BNDES. A taxa interna de retorno foi superior a TMA
somente para:
• Orçamento Convencional: Preço de venda da energia acima
de R$ 130,00/MWh;
• Orçamento Otimizado: Preço de venda da energia acima de
R$ 120,00/MWh;
• Orçamento com Incentivo ICMS: Preço de venda da energia
acima de R$ 112,00/MWh.
2.11.4 Sensibilidade em função do Fator de Carga
A figura 4 mostra que a taxa interna de retorno melhora
muito com o aumento do fator de carga do rio. Considerando a
participação do BNDES em 70% do investimento e o preço de
venda de energia a R$ 140,00/MWh, a TIR foi superior a TMA
somente para:
• Orçamento Convencional: Fator de Carga acima de 60%;
• Orçamento Otimizado: Fator de Carga acima de 55%;
• Orçamento com Incentivo ICMS: Fator de Carga acima de 50%.
Figura 4: Sensibilidade da TIR em função do fator de carga.
3. Resultados
FIG. 2: Sensibilidade da TIR em função do valor de venda da energia –
Participação de 70% do BNDES.
2.11.3 S
ensibilidade em função do valor da venda de
energia – 90% BNDES
Figura 3: Sensibilidade da TIR em função do valor de venda da Energia –
Participação de 90% do BNDES.
A taxa interna de retorno melhora significativamente com
o aumento do percentual financiado pelo BNDES. A simulação
considerou para os 20 pontos percentuais acima do estudo
anterior a mesma taxa final de financiamento.
24
De maneira geral, o resultado das simulações demonstra
que o aumento da participação do BNDES para 90% em
investimentos de PCHs, mantendo as taxas juros similares à
participação de 70% melhora significativamente a atratividade
dos empreendimentos e, consequentemente, os investimentos
em construções de pequenas centrais hidrelétricas.
4. Conclusão
O aumento constante dos preços dos insumos de construção
civil, equipamentos eletromecânicos e mão de obra qualificada
conciliados com as altas taxas de juros e baixo preço de venda
da energia são os principais fatores que minimizam a taxa de
retorno do investimento em construções de PCHs, inviabilizando
o empreendimento na maioria das vezes.
São necessárias medidas governamentais urgentes para
incentivo deste setor, fundamental para o crescimento da nação
e que não degrada a natureza, pois trata-se de uma fonte de
energia limpa. Incentivos similares têm sido dados a outras fontes
de geração de energia como a geração Eólica. Assim, tornam-se
necessárias mudanças nas políticas e diretrizes definidas pelo
Conselho Nacional de Política Energética, que tem dentre suas
funções, promover a atração de investimentos na produção de
energia e a utilização de fontes renováveis de energia.
Em resumo, para a viabilização das PCHs e atração dos
investimentos no setor, se torna necessária e urgente a
implantação de ações conjuntas baseadas em três fatores:
otimização na concepção das PCHs, incentivos governamentais e
melhoria nas condições de financiamento.
TECHNICAL ARTICLES
5. Referências
• [1]ANEEL, Agência Nacional de Energia Elétrica, 2002. Nota
Técnica: Critérios para o enquadramento de aproveitamentos
energéticos como pequena central hidrelétrica - PCH. - Brasil,
Brasília.
• [2]ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico. Disponível
em <http://www.ons.org.br/> Acesso em: 28 Jun 2012.
• [3]ANEEL, Agência Nacional de Energia Elétrica, 2008. Atlas
de energia elétrica do Brasil -3º edição - Brasil, Brasília.
• [4]ANEEL, Agência Nacional de Energia Elétrica. Disponível
em <http://www.aneel.gov.br/> Acesso em: 04 Jul 2012.
• [5]BRUNO ZANUS MORAES, 2010. Análise EconômicoFinanceira de uma pequena central hidroelétrica - Universidade
Federal do Rio Grande do Sul, Brasil, Porto Alegre.
• [6]BNDES, Banco Nacional de Desenvolvimento Social.
Disponível em: < http://www.bndes.gov.br/SiteBNDES/bndes/
bndes_pt/Institucional/Apoio_Financeiro/Produtos/FINEM/
energia_eletrica_geracao.html> Acesso em: 28 Jun2012.
• [7] MME, Ministério de Minas e Energia. Disponível em:
<http://www.mme.gov.br/> Acesso em: 25 Jun 2012.
• [8] INEE, Instituto Nacional de Eficiência Energética, 2011.
A Eficiência Energética e o novo modelo do setor energético.
Brasil, Rio de Janeiro.
• [9] RODRIGO TOMAROZZI, 2002. Identificação, modelagem
e mitigação de riscos em operações de comercialização de
•
•
•
•
•
•
•
energia elétrica no mercado brasileiro - Universidade Federal
do Paraná, Brasil, Curitiba.
[10] JOSÉ SÉRGIO DE OLIVEIRA ANDRADE, 2006. Pequenas
Centrais Hidrelétricas: Analise das causas que impedem
a rápida implantação de um programa de PCH no Brasil Universidade Salvador (UNIFACS), Brasil, Salvador.
[11] EPE, Empresa de Pesquisa Energética. Geração de
Energia. Disponível em: <http://www.epe.gov.br/> Acesso
em: 28 Jun 2012.
[12] LEONARDO CLEMENTE, 2001. Seleção da potência
Instalada ótima de PCHs no contexto de mercado competitivos
- Universidade Federal do Paraná, Brasil, Curitiba.
[13] MARCO ANTÔNIO GUADAGNINI, 2006. Fontes
Alternativas de Energia - Universidade Federal do Rio de
Janeiro, Brasil, Rio de Janeiro.
[14] CNDPCH, Centro Nacional de Desenvolvimento de PCH.
Disponível em: < http://www.cndpch.com.br/zpublisher/
paginas/bom_negocio.asp> Acesso em: 11 jul 2012
[15] FERNANDO GIACOMINI MACHADO, MILTON FRANCISCO
DOS SANTOS, HÉLIO MITSUO SUGAI - CERPCH, 2008.
VI Simpósio Brasileiro sobre pequenas e médias centrais
Hidrelétricas - Análise Econômico-financeira de novas PCHS
em leilões do novo modelo do setor elétrico – Comitê Brasileiro
de Barragens – Brasil, Belo Horizonte.
[16] PORTAL PCH, 2010 - Marcio Zimmermann, do MME:
modelo setorial com bom funcionamento, Canal Energia, Brasil.
ANOTAÇÕES
25
ARTIGOS TÉCNICOS
Licenciamento Ambiental de Pequenas Centrais Hidrelétricas –
PCHs no Estado de Minas Gerais e os Impactos Ambientais
1
Geraldo Lucio Tiago Filho
Clóvis Vitório Giacóia Neder
2
RESUMO
A produção de energia por meio de Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) é alternativa para o Brasil, país com grande potencial hídrico e que
necessita de aumento significativo na demanda de energia elétrica para seu crescimento. Este tipo de hidrelétrica é utilizada principalmente
em rios de pequeno e médio portes e alagam locais onde são implementadas. Porém, as proporções são menores que as de grandes
aproveitamentos hidrelétricos, ocasionando uma pequena área de influência. Apesar dos impactos ambientais serem menos significativos
esta atividade ainda não tem um modelo simplificado de licenciamento ambiental que muitas vezes inviabilizam sua construção.
Palavras-Chave: PCHs, Licenciamento, Impactos Ambientais.
1. INTRODUÇÃO
Na década de 80, mais precisamente 31 de agosto de 1981
instituiu-se no Brasil a Política Nacional do Meio Ambiente regida
pela Lei 6.938. Somente após 16 anos a Resolução nº 237 do
Conselho Nacional de Política do Meio Ambiente veio regulamentar
os aspectos de licenciamento ambiental estabelecidos na Lei 6.938.
De acordo com o anexo 1, desta resolução, algumas atividades ou
empreendimentos estão sujeitas ao Licenciamento Ambiental.
O Art. 8º da Resolução CONAMA nº 237 diz que o Poder
Público, no exercício de sua competência de controle, expedirá
as seguintes licenças:
I - Licença Prévia (LP) - concedida na fase preliminar do
planejamento do empreendimento ou atividade aprovando sua
localização e concepção, atestando a viabilidade ambiental e
estabelecendo os requisitos básicos e condicionantes a serem
atendidos nas próximas fases de sua implementação;
II - Licença de Instalação (LI) - autoriza a instalação do
empreendimento ou atividade de acordo com as especificações
constantes dos planos, programas e projetos aprovados, incluindo
as medidas de controle ambiental e demais condicionantes, da
qual constituem motivo determinante;
III - Licença de Operação (LO) - autoriza a operação da atividade
ou empreendimento, após a verificação do efetivo cumprimento
do que consta das licenças anteriores, com as medidas de controle
ambiental e condicionantes determinados para a operação.
Em meados de setembro de 2004, o licenciamento ambiental
em Minas Gerais passou por algumas alterações visando simplificar
o procedimento para obtenção das licenças ambientais.
A Deliberação Normativa COPAM nº 74, publicada em nove de
setembro de 2004 estabelece critérios para classificação, segundo
o porte e potencial poluidor, de empreendimentos e atividades
modificadoras do meio ambiente passíveis de autorização ambiental de funcionamento ou de licenciamento ambiental no nível estadual, determina normas para indenização dos custos de análise.
De acordo com o anexo único da DN nº 74/2004 os
empreendimentos e atividades são enquadradas em seis classes
(1,2,3,4,5 e 6) que conjugam o porte e o potencial poluidor ou
degradador do meio ambiente, conforme a Tabela 1 abaixo:
Tabela 1: Determinação da classe do empreendimento a partir
do potencial poluidor da atividade e do porte.
Potencial poluidor/degradador
geral da atividade
z
Porte do Empreendimento
P
M
P
1
1
G
3
M
2
3
5
G
4
5
6
Anexo Único da DN 74/2004.
UNIFEI - [email protected] / 2UNIFEI - [email protected]
1
26
As pequenas centrais hidrelétricas estão enquadradas de acordo
com a DN nº 74/2004 na Listagem E, classificadas como atividades
de infraestrutura e possuem o Código E-02-01-1 Barragens de
geração de energia – Hidrelétricas. O potencial poluidor degradador
geral para esta atividade foi definido como Grande.
A Resolução ANEEL nº 394 de 04 de dezembro de 1998, estabelece os critérios para o enquadramento de empreendimentos
hidrelétricos na condição de pequenas centrais hidrelétricas, são,
pois, usinas de pequeno porte, com potência instalada entre 1
MW e 30 MW, e reservatório de água com área igual ou inferior
a 3 km².
Além das licenças ambientais (licença prévia, licença de
instalação e licença de operação) os empreendimentos de geração
de energia elétrica necessitam de outorga de direito dos recursos
hídricos tendo como órgão gestor no estado de Minas Gerais o
Instituto Mineiro de Gestão das Águas (Igam) e autorizações
para intervenção em área de preservação permanente, assim
como reserva legal ambos emitidos pelo Instituto Estadual de
Florestas (IEF).
2. DIVERGÊNCIAS NA LEGISLAÇÃO
É clara a divergência na legislação que enquadra os aproveitamentos hidrelétricos. A Resolução ANEEL nº 394/1998 enquadra como PCH potencias instaladas entre 1 e 30 MW e área
inundada menor que 300 hectares, já a Deliberação Normativa
nº 74/2004 classifica como pequeno porte todos aproveitamentos menores que 30 MW e área inundada menor que 150 hectares. Além da diferença dos limites a DN Nº 74/04 não diferencia
aproveitamentos até 1 MW e obriga estes empreendimentos de
cumprir a legislação ambiental como se os impactos ambientais
causados possuíssem a mesma relevância.
3. CLASSIFICAÇÃO DO APROVEITAMENTO
Para o melhor entendimento, vamos comparar dois aproveitamentos hidrelétricos hipotéticos:
Pequena Central Hidrelétrica - PCH A:
Capacidade Instalada: 2 MW
Área Inundada: 25 hectares
Mini Central Hidrelétrica – MCH B:
Capacidade Instalada: 0,40 MW
Área Inundada: 0,32 hectares
De acordo com a DN 74/2004, a PCH A possui pequeno porte
e grande potencial poluidor/degradador, enquadrada na CLASSE
3. A MCH B possui pequeno porte e grande potencial poluidor/
TECHNICAL ARTICLES
degradador e também pertence a CLASSE 3, ou seja, dois
aproveitamentos bem diferentes no aspecto socioambiental que
é visto pelo órgão licenciador com o mesmo porte.
4. OS IMPACTOS AMBIENTAIS CAUSADOS PELAS
PEQUENAS CENTRAIS HIDRELÉTRICAS
A locução “impacto ambiental” é encontrada com frequência
na imprensa. No sentido comum, ela é, na maioria das vezes,
associada a algum dano à natureza, como mortandade da fauna
silvestre, após o vazamento de petróleo no mar ou em um rio.
Embora essa noção esteja incluída na noção de impacto
ambiental, ela dá conta de apenas uma parte do conceito. Na
literatura técnica, há várias definições de impacto ambiental,
quase todas largamente concordantes quanto a seus elementos
básicos, embora formuladas de diferentes maneiras. Alguns
exemplos são:
• Qualquer alteração no meio ambiente em um ou mais de seus
componentes provocada por uma ação humana. (Moreira,
1992, p. 113)
• O efeito sobre o ecossistema de uma ação induzida pelo
homem. (Westman, 1985, p.5.)
• A mudança em um parâmetro ambiental, num determinado
período e numa determinada área, que resulta de uma dada
atividade, comparada com a situação que ocorreria se essa
atividade não tivesse sido iniciada (Wathern, 1988a, p.7.)
No Brasil, a definição legal é da Resolução Conama nº 1/86,
art 1º:
• Qualquer alteração das propriedades físicas, químicas ou
biológicas do meio ambiente, causada por qualquer forma de
matéria ou energia resultante das atividades humanas, que
direta ou indiretamente afetem:
I – a saúde, a segurança e o bem-estar da população;
II – as atividades sociais e econômicas;
III – as condições estéticas e sanitárias do meio ambiente;
IV – a qualidade dos recursos ambientais.
De qualquer forma, os aproveitamentos hidrelétricos, por menores que sejam causam alterações das propriedades físicas, químicas
ou biológicas do meio ambiente. Alguns impactos ambientais acontecem tanto em aproveitamentos superiores a 30 MW quanto em
PCHs. O que deve ser levado em conta pelo órgão licenciador é a
magnitude e a significância destes impactos ambientais.
Podemos dividir alguns dos impactos gerados pelas pequenas
centrais hidrelétricas em três fases como apresentado na tabela 2.
Tabela 2: Impactos ambientais
Fases do
Nº
empreendimento
Planejamento da
PCH
Construção da PCH
15 Instabilidade nas encostas devido à ação de ondas
16 Alteração da dinâmica hidrossedimentológica
Enchimento do
reservatório e
operação da PCH
17 Elevação do nivel do lençol freático
18 Alteração da qualidade da água
19 Alteração da qualidade da biota aquática
20
Aumento da oferta de energia elétrica à região e
no País
21 Indrodução de fatores de risco à saúde
Segundo um estudo realizado pela European Small
Hydropower Association (ESHA) a geração de energia, por meio
das pequenas centrais hidrelétricas é renovável, limpo e em nível
global não deixa dúvidas sobre os benefícios ambientais em se
produzir energia desta forma. Podemos citar alguns benefícios:
• Mitigação de mudança de clima, 1 GWh provê eletricidade
para aproximadamente 220 casas européias que evitam as
emissões de cerca de 480 toneladas de CO2.
• Redução na emissão de substâncias na atmosfera.
• Risco reduzido de inundação devido ao tamanho dos
reservatórios.
• Não inutiliza grandes terras produtivas.
• Multiuso da água do reservatório.
• Comparado as grandes usinas afeta a ictiofauna de maneira
reduzida.
• Número reduzido de população afetada.
Na União Europeia, lamentavelmente, parece ter um número
crescente de barreiras institucionais e ambientais para ser
enfrentado. Para ganhar permissão e ocupar terras e água de
um rio sempre é necessário que se invista em programas para
prevenir os efeitos adversos e provar que não haverá nenhum
impacto a calha do rio, fauna e flora. Todas essas barreiras
podem ser superadas por um bom projeto.
5. OS CUSTOS E ESTUDOS AMBIENTAIS
A Resolução SEMAD nº. 811, de 30 setembro de 2008 fixa
os valores para indenização dos custos de análise de pedidos
de Autorização Ambiental de Funcionamento e de Licenciamento
Ambiental, a cargo da Secretaria de Estado de Meio Ambiente e
Desenvolvimento Sustentável (Semad), da Fundação Estadual do
Meio Ambiente (Feam), do Instituto Mineiro de Gestão das Águas
(Igam), e do Instituto Estadual de Florestas (IEF), abaixo segue
a tabela desses custos.
Tabela 3: Custos de Análise
Tipo/Classe
Impactos
Licencimento Semad (ufemgs)*
3
4
Licença Prévia - LP
2.759,08
3.862,71
1
Reação ao empreendimento pela geração de
expectativas
Licença Instalação - LI
1.655,45
2.207,26
2
Início ou aceleração de processos erosivos
LI Corretiva
4.414,53
6.069,97
3
Alteração da qualidade da água
Licença Operação - LO
3.586,80
4
Alteração da qualidade do ar
Licença Operação Corretiva
8.001,33
5
Alteração da qualidade da biota aquática
6
Alteração da qualidade da biota terrestre
7
Geração de empregos
8
Pressão sobre o tráfego rodoviário
9
Pressão sobre a infraestrutura rodoviária
10
Geração de tributos e incremento da economia
municipal estadual e nacional
11 Interferências com lazer
12 Incremento das atividades de comércio e serviços
13
Interferências sobre o patrimônio histórico e
arquiológico
14 Interferências com os usos da água
4.690,43
5
6
11.036,31 18.209,91
7.725,42
11.036,31
18.761,73 29.246,22
8.829,05
12.139,94
10.760,40 27.590,78 41.386,16
*Valores expressos em Unidade Fiscal do Estado de Minas Gerais (UFEMG)
e conforme SEF nº 4.270 de 19/11/2010, o seu valor para o exercício de 2011
é de R$ 2,1813 (dois reais, um mil oitocentos e treze de milésimos).
Para obtenção das licenças ambientais o empreendedor,
juntamente com equipe técnica habilitada, deve elaborar os
estudos/processos ambientais que serão exigidos para atividades
enquadradas na Classe 3.
Relatório de Controle Ambiental (RCA): exigido em caso
de dispensa do EIA/Rima. É por meio do RCA que o empreendedor
identifica as não conformidades efetivas ou potenciais decorrentes
da instalação e da operação do empreendimento para o qual está
sendo requerida a licença.
27
ARTIGOS TÉCNICOS
Plano de Controle Ambiental (PCA): documento por meio
do qual o empreendedor apresenta os planos e projetos capazes
de prevenir e/ou controlar os impactos ambientais decorrentes da
instalação e da operação do empreendimento para o qual está
sendo requerida a licença, bem como para corrigir as não conformidades identificadas. O PCA é sempre necessário, independente
da exigência ou não de EIA/Rima, sendo solicitado durante a LI.
Outorga de Direito do Uso dos Recursos Hídricos
É o instrumento legal que assegura ao usuário o direito de
utilizar os recursos hídricos. Através da outorga, o Igam executa
a gestão quantitativa e qualitativa do uso da água, emitindo autorização para captações e lançamentos, bem como para quaisquer
intervenções nos rios, ribeirões e córregos de Minas Gerais.
A outorga não dá ao usuário a propriedade de água ou sua
alienação, mas o simples direito de seu uso. Portanto, a outorga
poderá ser suspensa, parcial ou totalmente, em casos extremos de
escassez ou de não cumprimento pelo outorgado dos termos de
outorga previstos nas regulamentações, ou por necessidade premente de se atenderem os usos prioritários e de interesse coletivo.
Em Minas Gerais, os usuários de recursos hídricos, de
qualquer setor, devem solicitar ao Igam a outorga de águas de
domínio do Estado. A vazão legalmente disponível é definida na
Portaria Igam nº 010/98. Para obtenção de outorga o usuário
precisa montar um processo cumprindo o termo de referência
emitido pelo Igam, contendo, relatório técnico, formulário técnico
devidamente preenchido, juntamente com toda documentação
do requerente, do imóvel e do responsável técnico.
para acobertar intervenções ambientais tais como: supressão
de cobertura vegetal com destoca ou sem destoca; remoção de
tocos e raízes remanescentes de supressão de vegetação nativa;
intervenção em áreas de preservação permanente; limpeza de
área de pastagem ou de cultivo agrícola com aproveitamento
econômico de material lenhoso; corte ou poda de árvores;
coleta ou extração de plantas nativas, medicinas, aromáticas,
ornamentais; coleta ou extração de produtos da flora nativa
(raízes, bulbos, cipós, folhas ou flores); exploração sustentável
de vegetação nativa através de Manejo.
6. ONDE FAZER A REGULARIZAÇÃO AMBIENTAL
Em Minas Gerais, as atribuições de Regularização Ambiental
são exercidas pelo Conselho Estadual de Política Ambiental
(Copam), por intermédio das Câmaras Especializadas, das
Unidades Regionais Colegiadas (URCs), das Superintendências
Regionais de Meio Ambiente e Desenvolvimento Sustentável
(Suprams), da Fundação Estadual de Meio Ambiente (Feam),
do Instituto Mineiro de Gestão das Águas (Igam) e do Institudo
Estadual de Florestas (IEF), de acordo com o Art. 1º do Decreto
Estadual nº 44.844/08.
7. FLUXOGRAMA DO PROCEDIMENTO DE
LICENCIAMENTO AMBIENTAL
Formalização
do processo de
licenciamento junto
a Supram
Reserva Florestal Legal
A Reserva Florestal Legal é a área localizada no interior de uma
propriedade ou posse rural, ressalvada as Áreas de Preservação
Permanente (APP), representativa do ambiente natural da região
e necessária ao uso sustentável dos recursos naturais, à conservação e reabilitação dos processos ecológicos à conservação da
biodiversidade e ao abrigo e proteção da fauna e flora nativas.
Em Minas Gerais, é regulamentada pela Lei nº 14.309
(19/06/2002) e pelo Decreto 43.710 (08/01/2004) que estabelecem a Reserva Legal como área equivalente a, no mínimo, 20%
da área total da propriedade.
A área de reserva legal deverá ser averbada, no cartório de
registro de imóveis competente, sendo vedada a alteração de sua
destinação nos casos de transmissão a qualquer título. Na posse
rural, a reserva legal é assegurada por Termo de Compromisso
de Averbação e Preservação de Reserva Legal devidamente
demarcada na planta topográfica ou croqui, firmado pelo
possuidor com o Instituto Estadual de Florestas (IEF).
A Reserva Legal não inclui as áreas de preservação
permanente, a não ser nos casos previstos na legislação. Neste
caso, será admitida a área de preservação permanente fazendo
parte do cômputo da reserva legal se não houver nenhuma
autorização para alteração do uso do solo na propriedade.
Para obtenção do Termo de Compromisso de Averbação e
Preservação de Reserva Legal é necessário montar um processo
contendo, requerimento, mapa da área, laudo técnico caracterizando a área que irá compor a reserva legal juntamente com toda
documentação do requerente, do imóvel e do responsável técnico.
Autorização para Intervenção em Área de Preservação
Permanente
O Documento Autorizativo para Intervenção Ambiental - (DAIA)
é uma autorização emitida pelo Instituto Estadual de Florestas
28
Formalização
de FCE junto a
Supram
Preenchimento
do FCE*
Processo
recebe um nº
xxxx/ano
Licenças concedidas
e publicadas com ou
sem condicionantes
Processo passa por
análise técnica e
jurídica
Processo passa
por votação do
COPAM***
Emissão do
FOBI** pela
Supram
Elaboração dos
estudos ambientais
e reunião da
documentação
exigida no FOBI
Supram realiza
vistorias no
local onde será
construída a PCH
Supram emite
parecer final
sobre a atividade:
Favorável ou
Desfavorável
Inicia-se a
construção operação da PCH
* Formulário Integrado de Caracterização do Empreendimento.
** Formulário de Orientação Básica Integrado.
*** Conselho Estadual de Política Ambiental.
OBS: este procedimento vale para a obtenção da licença
prévia, licença de instalação, licença de operação ou licença de
operação corretiva, quando o empreendimento já se encontra
operando.
8. APROVEITAMENTOS MENORES QUE 1 MW
PODEM RECEBER AUTORIZAÇÃO AMBIENTAL DE
FUNCIONAMENTO
Os empreendimentos ou atividades considerados de impacto
ambiental não significativo estão dispensados do licenciamento
ambiental e devem, obrigatoriamente, requerer a Autorização
Ambiental de Funcionamento (AAF) – um processo mais simples
TECHNICAL ARTICLES
e rápido para a regularização. São considerados empreendimentos de impacto ambiental não significativo aqueles que se enquadrarem nas classes 1 ou 2, conforme estabelecido pela Deliberação Normativa Copam 74/04.
Para obtenção da AAF, o primeiro passo é o preenchimento
do Formulário Integrado de Caracterização do Empreendimento
(FCE). Na sequência, o empreendedor recebe o Formulário
Integrado de Orientação Básica (FOBI), onde estão detalhados
os documentos que deverão ser apresentados, como:
• Termo de Responsabilidade, assinado pelo titular do
empreendimento.
• Anotação de Responsabilidade Técnica (ART) ou equivalente
do profissional responsável pelo gerenciamento ambiental da
atividade.
• Declaração da Prefeitura de que o empreendimento está de
acordo com as normas e regulamentos do município.
• Outorga de Direito de Uso de Recursos Hídricos.
• Regularização de reserva legal e intervenção em Área de
Preservação Permanente.
É por meio do Termo de Responsabilidade e da ART que o
empreendedor e o responsável técnico declaram ao órgão
ambiental que foram instalados e estão em operação os
equipamentos e/ou sistemas de controle capazes de atender às
exigências da legislação vigente.
A AAF tem validade de quatro anos e está sujeita à revalidação
periódica. Caso se configurem não conformidades em relação às
normas legais, está sujeita também ao cancelamento.
9. CONCLUSÃO
Ambientalmente, as PCHs carregam o ônus do mesmo
processo de licenciamento das centrais de maior porte, que
não faz distinção de tamanho ou impacto potencial, onerando
seus orçamentos e dilatando prazos, em geral superiores ao seu
período de construção, dificultando em alguns casos, a iniciativa
de investimento privado no país.
Não se pode negar que as pequenas, mini e micro centrais
também causam modificações e impactos ambientais, mas devem
receber um olhar diferenciado tanto pela sociedade quanto pela
legislação que regulamenta o licenciamento em Minas Gerais.
Os aproveitamentos menores que 1 MW, já instalados, poderiam
ser enquadrados em classe 2, e receberiam uma Autorização
Ambiental de Funcionamento. Para este caso o órgão deveria
encaminhar ao requerente um termo de referência e exigências
mínimas necessárias para a operação destes empreendimentos.
A proposta não é simplesmente ficar livre do processo de
licenciamento, mas criar uma classe que seja compatível com o
porte e os potenciais impactos ambientais e também viabilizar a
regularização ambiental de empreendimentos para geração de
energia.
10. REFERÊNCIAS
• Regularização ambiental integrada: orientação ao empreendedor / Secretaria de Estado de Meio Ambiente e Desenvolvimento Sustentável. Belo Horizonte. Semad. 2008. 25 p.
• Sánchez, Luiz Enrique. Avaliação de impacto ambiental:
conceitos e métodos/ Luiz Enrique Sánchez. – São Paulo:
Oficina de Textos, 2008.
• AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL.
Resolução nº 394 de 04 de dezembro de 1998, estabelece
os critérios para o enquadramento de empreendimentos
hidrelétricos na condição de pequenas centrais hidrelétricas.
DOU. Brasília, 7 de dezembro de 1998.
• BRASIL. Constituição (1988). Constituição da República
Federativa do Brasil. Brasília: Senado, 1988.
• BRASIL. Lei nº 6.938, de 31 ago. 1981 que dispõe sobre a
Política Nacional do Meio Ambiente. Diário Oficial, Brasília, 31
ago. 1981.
• BRASIL. Lei nº 9.433, de 8 jan. 1997 que dispõe sobre a
Política Nacional dos Recursos Hídricos. Diário Oficial, Brasília,
8 jan. 1997.
• BRASIL. Lei nº 4.771, de 15 set. 1965 que institui o novo
código florestal. Diário Oficial, Brasília, 15 set. 1965. Mundial,
Banco. Brasil: Licenciamento Ambiental de Empreendimentos
Hidrelétricos no Brasil: Uma contribuição para o Debate – 28
de março de 2008. Disponível em: <http://siteresources.
worldbank.org/INTLACBRASILINPOR/resources/Brasil_
licenciamento_SintesePortugueseMarch2008.pdf>. Acesso
em: 08 dez. 2008.
• Secretaria de Estado de Meio Ambiente e Desenvolvimento
Sustentável – SEMAD. Disponível em: <http://www.semad.
mg.gov.br>. Acesso em: maio 2009.
• Paish Oliver. Micro-Hydro Power: Status And Prospects,
Journal of Power and Energy, Professional Engineering
Publishing. 2002.
• Jean, Etienne Klimpt, Review: Energy Policy, 30, 1305–1312,
Elsevier Science, England, 2002.
• Oliver Paish, Review: Renewable and Sustainable Energy
Reviews, 6, 537–556, Pergamon, England, 2002.
ANOTAÇÕES
29
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. 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 indicativo, 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. 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.
30
OPINIÃO/OPINION
Quem precisa de PCHs?
Who needs SHPs?
Por Decio Michellis Jr.* CERPCH
As PCHs como fonte alternativa
de energia renovável e incentivada
foram adotadas pelo governo
federal
como
prioritárias
na
matriz elétrica, desde a criação do
Programa de Incentivo às Fontes
Alternativas de Energia Elétrica
(PROINFA) em 2002. Sua segunda
etapa (iniciada em janeiro de
2011) prevê que atingida a meta
de 3.300 MW, o desenvolvimento
do Programa será realizado de forma que as fontes eólica,
pequenas centrais hidrelétricas e biomassa atendam a 10%
(dez por cento) do consumo anual de energia elétrica no País,
objetivo a ser alcançado em até 20 (vinte) anos (2022). Exige
que para a compra anual da energia elétrica de cada produtor,
as referidas fontes atendam o mínimo de 15% (quinze por
cento) do incremento anual da energia elétrica a ser fornecida
ao mercado consumidor nacional, compensando-se os desvios
verificados entre o previsto e realizado de cada exercício, no
subsequente.
Apesar da vigência da Lei 10.438/02 que criou o PROINFA,
a realidade é bem diferente: programas de expansão de PCHs
adiados pela maioria dos investidores, obras paralisadas e
projetos de repotenciação suspensos. Além do problema
crônico de assimetria na desoneração fiscal das eólicas (medida
acertada que deveria ser estendida para as PCHs), somase a este os efeitos da Medida Provisória - MPV 579/2012,
que trata da agenda de desoneração de tarifas de energia
elétrica, que reduziu a competitividade e desestimulou novos
investimentos em PCHs. Uma pesquisa expedita realizada
junto a empreendedores de PCHs aponta que as tarifas iniciais
fixadas pela Portaria Nº 578, de 31/10/12, de que trata o art.
13 da Medida Provisória Nº 579, com base no valor do Custo da
Gestão dos Ativos de Geração – GAG cobre apenas 65-80% dos
custos operacionais.
Apesar das PCHs serem uma fonte alternativa renovável,
limpa e incentivada (eram previstos 7 GW de expansão até 2030
no Plano Nacional de Energia - PNE 2030), existe dificuldades para
legitimar a necessidade e conveniência das PCHs no fornecimento
de energia elétrica. A retomada destes investimentos depende
da recomposição da atratividade econômica desta alternativa
de expansão da geração. Preços justos que remunerem os
investimentos realizados é mais do que um direito, é uma
necessidade.
Afinal, quem precisa de PCHs? Nós precisamos. Para todos
aqueles que apoiam o desenvolvimento não destrutivo e estão
preocupados com a preservação do equilíbrio socioambiental, as
PCHs são parte da solução em continuar avançando na direção do
desenvolvimento sustentável e na garantia da qualidade de vida
das populações atuais e futuras.
Ser “verde” significa restabelecer a verdade sobre esta forma
sustentável e acima de tudo ambientalmente correta de produzir
energia tão necessária ao progresso, à inclusão social e ao
desenvolvimento harmônico.
As a renewable alternative source of energy and a source
that received government incentives, the Small Hydropower
Plants (SHPs) were adopted by the federal government as a
priority in the program that encouraged the use of alternative
sources of electric energy (PROINFA) created in 2002. Its second
stage (initiated in January 2011) forecasts that once the goal of
3,300 MW is achieved, the development of the Program would be
carried out in a way that wind, SHP and biomass energy would
supply 10% of the annual consumption of electric power in the
country within the next 20 years (2022). The annual purchase of
electric power of each producer requires that the aforementioned
sources supply at least 15% of the annual increase of electric
power that will be supplied to the national consumer market,
when the deviations between what was forecast and what was
carried out in each year must be compensated.
Although Bill 10438/02, which created PROINFA, is still in force,
the reality is quite different: SHP expansion programs have been
put aside by most investors, works have been interrupted and
repowering projects have been suspended. Besides the chronic
asymmetry regarding the reduction in fiscal taxes of wind energy
(a correct measure that should have been extended to SHPs), the
effects of the Provisory Measure - MPV 579/2012 – which deals
with the reduction of taxes in the tariffs of electric power, reducing
the competitiveness and discouraging investments in SHPs did
not help. A survey carried out among SHP entrepreneurs shows
that the initial tariffs established by Ordinance 578, Oct.10.2012,
which deals with article 13 of Provisory Measure 579, based on
the value of the generation management cost, covers only 65 to
80% of the operational costs.
Although
Resuming these investments depends on recomposing the economic attractiveness of this alternative
of generation expansion. Fair prices that compensate the
investments is more than a right, it is a necessity.
After all, who needs SHPs? We do. For all of those who support
a non-destructive development and are worried with socioenvironmental preservation and balance, SHPs are the solution
to keep on advancing towards sustainable development and a
life with quality for are population and the generations to come.
Being ‘green’ means re-establishing the truth about this
sustainable and, above all, socio-environmentally correct way of
producing energy, which is so necessary to the progress, to social
inclusion and to a harmonious development.
(*) Energy Director of the Department of Infrastructure of FIESP – Industry
Federation of the State of São Paulo.
Visite nosso site:
www.cerpch.org.br
(*) Diretor de Energia do Departamento de Infraestrutura da FIESP - Federação das
Indústrias do Estado de São Paulo.
31
Mercado
MP 579, que trata da renovação de concessões e define a
redução de 16,2% a 28% nas contas de luz a partir de janeiro
de 2013, traz clima de tensão para setor elétrico.
No dia 29 de outubro de 2012 foi realizado em Itajubá o
Workshop de Tecnologias para Usinas Hidrelétricas Reversíveis
(UHRs). O evento foi organizado pela CESP – Companhia Energética
de São Paulo e pela HEDAIDI ENGENHARIA, com apoio do CERPCH –
Centro Nacional de Referência em Pequenas Centrais Hidrelétricas,
e reuniu especialistas da indústria e de órgãos setoriais Aneel, ONS
e EPE, além de pesquisadores da Unifei e Unicamp.
O evento é desdobramento do projeto de P&D Aneel sobre
“A retomada do conceito de eficiência de usinas hidrelétricas
reversíveis no setor elétrico brasileiro”.
O objetivo do encontro foi discutir as tecnologias aplicáveis
às UHRs. Segundo o eng. Sérgio Zuculin da CESP, o conceito foi
abandonado na década de 70 e ganhou novo fôlego recentemente,
em função de uma tendência mundial da dificuldade de
atendimento da carga em momentos de ponta do consumo e de
fragilidades operativas. Atualmente, existem 127 GW de UHRs
instaladas no mundo.
O estudo foi concebido dado às mudanças sofridas pelo setor
elétrico brasileiro, segundo a enga. Mírian Adelaide da HEDAIDI
Consultoria. O primeiro fator seria a expansão do período de
ponta, principalmente nas estações mais quentes e secas do
ano, em que devido à mudança de hábito do consumo, a ponta
de carga deixa de ocorrer naquele horário tradicional entre 18 e
21h, passando a ser um platô com duração de 10 horas; aliada à
tendência de construção de usinas a fio d'água, sem reservatórios
de acumulação. Em 2001, o sistema de reservatórios do Brasil
tinha uma capacidade de armazenamento de 236 mil MW com
uma carga a ser atendida de 37 mil MW, numa relação de 6,4. Já
em 2012, a capacidade de armazenamento cresceu 21% enquanto
a carga cresceu cerca de 60%, ou seja, a relação baixou para 4,9.
Espera-se que em 2019 essa relação chegue a 3, ampliando a
dependência do atendimento à ponta de carga do sistema, cada
vez mais com geração térmica, afirmou Mírian Adelaide.
Desafio
O principal desafio do projeto é buscar a viabilidade comercial
das UHRs, pois de acordo com as regras atuais os ativos de
geração são recompensados pela energia assegurada no sistema.
“Como viabilizar uma usina que mais consome energia do que
produz? Hoje a remuneração de um ativo de geração é feita,
basicamente, pela garantia física, ou seja, pela energia que ela
disponibiliza” afirma Zuculin.
Segundo o Prof. Paulo Sergio Barbosa da Unicamp, o
estudo fará um levantamento dos modelos de negócios das
UHRs mundo afora para se estabelecer um modelo adequado à
realidade nacional. ”Afinal, um projeto não tem sentido se não
tiver viabilidade comercial, e buscaremos as alternativas para
viabilizar as UHRs no Brasil”, conclui Barbosa.
Os estudos serão concluídos num horizonte de dois anos e
buscarão soluções tecnológicas e regulatórias para operacionalização das UHRs, concluiu Zuculin.
Indústria
O evento contou com a presença da Alstom, Andritz e Voith,
empresas que demonstraram o domínio da tecnologia e aplicação
32
CERPCH/Camila Galhardo
Por Camila Rocha Galhardo
Da esquerda para direita/ left to right: Prof. Paulo Sergio Barbosa da
Unicamp, Enga. Mírian Adelaide da HEDAIDI Consultoria, Eng. Sérgio
Zuculin da CESP, Prof. Geraldo Lúcio Tiago Filho.
no Brasil. Segundo Alexandre Ferretti da Andritz, “Num primeiro
momento os fabricantes ainda terão que se preparar para atender
ao escopo total” destacou. “Será necessária uma adaptação nos
projetos hidráulicos, mas a questão pode ser resolvida num
período de 3 meses a um ano dependendo da configuração do
projeto”, afirma Ferretti.
A implantação das UHRs poderá se tornar urgente num curto
período de tempo, dada à tendência de diversificação de fontes da
matriz nacional e diminuição da regularização de vazões em novas
usinas. Manuel Gonçalves da Voith avaliou “Dependendo da velocidade do crescimento de fontes como Eólica e Solar, e considerando a
quantidade de usinas a fio d’água, sem reservatório de acumulação,
a temática das UHRs poderá se tornar urgente em breve”.
Meio Ambiente
Através de uma breve revisão da experiência internacional
foi possível diagnosticar que os projetos mais modernos de UHR,
aqueles que utilizam o circuito fechado, sem estar associado à
construção de reservatório e que aproveitam lagos existentes,
apresentam menores impactos ambientais e maior agilidade no
processo de licenciamento. ”Esse é um ponto positivo no que
tange a assegurar os prazos do licenciamento e até mesmo da
construção do empreendimento”, afirma Barbosa da Unicamp.
Sistema
As características do sistema de transmissão brasileiro permitem a complementariedade das regiões quanto ao regime hidrológico e dos ventos, pois os períodos de seca e chuva são
inversos e também os períodos de seca e de ventos complementares. Nesse sentido, a tecnologia discutida no evento trará uma
vantagem com a possibilidade de controlar a sua demanda de
energia em função da sua produção, evitando perdas.
Outra vantagem é a possibilidade das UHRs quando operando
como bomba. “Para otimização das linhas de transmissão elétrica,
as UHRs podem operar no modo bomba, gerando reativo que
garante um aumento da estabilidade do sistema”, afirmou o eng.
Ricardo Vasconcellos da Alstom.
Segundo Maria Aparecida Martinez do ONS – Operador
Nacional do Sistema Elétrico, usinas reversíveis ou qualquer
outro recurso que esteja disponível para o atendimento da ponta
e que seja um recurso que traga mais disponibilidade a um custo
menor é válido, já que o ONS trabalha por ordem de mérito,
sempre minimizando o custo da operação.
Market
The challenges for implanting Reversible
Hydropower Plants in Brazil
Translation: Joana Sawaya de Almeida
order to establish a model suitable for the national reality. “After
all, projects are meaningless if you they are not commercial
viable, and viable alternatives will be sought for UHRs in Brazil,”
concluded Barbosa.
The studies will be complete in a two-year range and will
seek technological and regulatory solutions for operating UHRs,
concluded Zuculin.
Industry
On October 29, 2012, in Itajubá, the Workshop on Technologies
for Reversible Hydropower Plants (UHR) was held. The event was
organized by CESP – São Paulo Power Company and HEDAIDI
EENGENHARIA with the support of CERPCH – the National
Research Center for Small Hydropower Plants, bringing together
experts from the industry and sectoral organs such as ANEEL, ONS
and EPE, as well as researchers from UNIFEI and Unicamp.
The event unfolded the ANEEL R&D project on “The recovery
of the efficiency concept of reversible hydropower plants in the
Brazilian electricity sector”.
The purpose of the meeting was to discuss the technologies
applicable to UHRs. According to Mr. Sergio Zuculin, engineer
from CESP, the concept was abandoned in the 1970’s and gained
second wind recently due to a global trend of having difficulty
in meeting the load at times of peak consumption, and due to
operational weaknesses. Currently there are 127 GW of installed
UHR power in the world.
The study was designed because of the changes the Brazilian
electric sector has undergone, according to Miriam Adelaide,
engineer at HEDAIDI Consulting. The first factor would be the
expansion of the peak period, especially in the hotter and drier
seasons of the year. Due to changing habits of consumption, the
peak load ceases to occur at that time, traditionally between 6 pm
and 9 pm. This creates a plateau that lasts 10 hours. All of this is
coupled with the trend of building run-of-the-river plants do not
have storage reservoirs. In 2001, the reservoir system in Brazil had
a storage capacity of 236,000 MW with a load demand of 37,000
MW in a ratio of 6.4. In 2012, the storage capacity increased by
21%, whereas the load increased 60%. In other words, the ratio
decreased to 4.9. In 2019, this ratio is expected to reach 3,
increasing the dependence of a demand for the system peak load,
increasingly through thermal generation, says Mirian Adelaide.
Challenge
The main challenge of the project is pursuing commercial
viability of the UHRs, because, according to the current rules, the
current generation assets are rewarded through the guaranteed
energy in the system. “How is a plant that consumes more energy
than it produces viable? Today the payout of generation assets is
made primarily by physical collateral, i.e. the energy it provides,”
says Zuculin.
According to Professor Sergio Barbosa from Unicamp, the
study will survey the business models of UHRs worldwide in
Alstom, Andritz and Voith, companies that have demonstrated
mastery in technology and application in Brazil, were among the
attendees. “At first manufacturers will still have to get prepared
to meet the full scope,” said Ferretti Alexander from Andritz. “It
will require an adjustment in hydraulic projects, but the issue can
be resolved within a period of 3 months to a year, depending on
the layout of the project”, stated Ferretti.
The deployment of the UHRs could become urgent in a short
period of time, given the trend of diversifying sources in the
national matrix, and the decrease of flow regulations in new
plants. Manuel Gonçalves from Voith examined, “Depending
on how fast sources like wind and solar grow, and considering
the amount of run-of-the-river plants without an accumulation
reservoir, the topic of UHRs could become an urgent one soon.”
Environment
Through a brief review of international experience, it was
possible to diagnose that the most modern of UHR designs,
those using closed circuits, and that are not associated with the
construction of reservoirs that exploit existing lakes present less
environmental impacts and higher agility in the licensing process.
“This is a positive point about ensuring licensing deadlines, and even
ventures construction deadlines” affirms Barbosa from Unicamp.
System
The characteristics of the Brazilian transmission system allows for
region complementarity of the hydrological and wind regime, since
drought and rainy seasons are reversed, and drought and windy seasons are complementary. In this sense the technology discussed at
the event will bring an advantage along with the ability to monitor
energy demands depending on production, avoiding losses.
Another advantage is the possibility of UHRs operating as
pumps. “To optimize the power line, the UHR can operate on pump
mode, generating reactors that guarantee an increase in system
stability”, affirmed engineer Ricardo Vasconcellos from Alstom.
According to Maria Aparecida Matinez from ONS – the National
Electric System Operator, reversible plants or any other resource
available in service to the peak and is a resource that brings more
availability at a lower cost is valid, since ONS works in order of
merit, always minimizing operation costs.
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33
OPINIÃO
É necessário um marco regulatório! Ouviram?
Por Adriana Coli Pedreira e Luiz Fernando Leone Vianna*
Arquivo Pessoal
Nos últimos anos acompanhamos uma série de debates relacionados às questões indígenas no Brasil: em 2008 tivemos a retomada da
discussão da Proposta de Emenda à
Constituição (PEC) 188/2007, que
propõe a criação da figura administrativa do Território Brasileiro Indígena, a publicação do decreto que
criou a Comissão Nacional de Política
Indigenista e o conflito que resultou
em um representante da Eletrobrás
ferido após audiência pública com as comunidades indígenas para
discutir Belo Monte; em 2009 ocorreu a decisão final do STF confirmando a homologação contínua da Terra Indígena (TI) Raposa
Serra do Sol, determinando a retirada dos não-indígenas da região,
seguida de 19 recomendações; em 2011 foi publicada a Portaria Interministerial nº 419/2011, num esforço conjunto do Governo para
disciplinar a atuação dos órgãos intervenientes no processo de licenciamento; em 2012 foi publicada a Instrução Normativa 01/2012 da
Funai, que estabeleceu normas sobre a participação desta entidade
no processo de licenciamento ambiental de empreendimentos ou
atividades que afetem terras indígenas, foi assinada pela Presidente
Dilma medida que exige consulta ao Ministério de Minas e Energia
(MME) antes da decisão da Funai sobre demarcação de TIs, foi publicado o Decreto nº 7.747/2012, que instituiu a Política Nacional
de Gestão Territorial e Ambiental de TIs, e, mais recentemente, a
Portaria AGU nº 303/2012, que resgatou as 19 recomendações do
STF referentes ao julgamento da TI Raposa Serra do Sol.
As civilizações indígenas no mundo vêm aprofundando suas
relações com a sociedade e intervindo ativamente na dinâmica
sociopolítica. Fundam entidades e associações, elaboram projetos
(econômicos, educacionais, políticos), participam do mercado
como produtores e consumidores, tornam-se eleitores políticos,
ocupam cargos públicos e participam da máquina estatal — ações
manifestadas politicamente como de “identidade étnica”.
Diante de tantas transformações e inovações, as questões relacionadas às intervenções nas terras indígenas dentro do ordenamento jurídico brasileiro têm exigido um complexo arcabouço
normativo, e como vimos são várias as iniciativas.
O processo caminha para uma solução, mas antes de entrar no
mérito das questões estruturantes, até mesmo quanto à disputa
sobre os diferentes usos do território nacional, é fundamental a
oitiva dos indígenas. Ouviram? É necessário se definir um marco
regulatório específico de como a oitiva das comunidades indígenas
afetadas se dará, em atendimento às normas vigentes, garantindo
de fato este direito. Somente assim poderemos começar a
“enxergar” a segurança jurídica dos projetos de infraestrutura
que impactam essas áreas. A regulamentação da Constituição
Federal precisa acontecer, disciplinando o aproveitamento dos
potenciais de energia hidráulica e seus sistemas de transmissão
associados localizados em terras indígenas.
Estes empreendimentos são caracterizados pelo interesse
nacional e devem ser considerados de relevante interesse público
da União, cabendo portanto um tratamento especial quando
planejados pelo Governo, de forma a se tornarem efetivos, e não
o foco de conflitos socioambientais.
O processo demarcatório das terras indígenas e as medidas
compensatórias são outros pontos que merecem evoluir.
Os índios brasileiros querem e devem ser ouvidos. Recente
pesquisa do Datafolha encomendada pela Confederação da Agricultura e Pecuária do Brasil — realizada entre 7 de junho e 11 de
34
julho de 2012, envolveu 1.222 entrevistas em 32 aldeias com cem
habitantes ou mais, em todas as regiões do País — mostra que
os índios brasileiros estão integrados ao modo de vida urbano,
sendo que televisão, DVD, geladeira, fogão a gás e celular são
bens de consumo que já foram incorporados à rotina de muitas
aldeias. A pesquisa mostrou números interessantes (surpreendentes?) que evidentemente estão longe dos percentuais de consumo
da média da população brasileira (onde, segundo o IBGE, 98%
têm televisão; 82%, aparelho de DVD; e 79%, celular), mas que
demonstram um perfil não percebido pela maioria da população
do País e que devem ser levados em conta no trato com a questão
indígena: 63% dos índios têm televisão; 37%, aparelho de DVD;
51%, geladeira; 66%, fogão a gás; 36%, celular; e 40%, rádio.
Em contrapartida, no entanto, só 11% dos índios têm acesso à
internet e apenas 6% possuem computador próprio.
A pesquisa mostrou ainda que a principal preocupação coletiva
dos índios — 29% dos entrevistados — é quanto às dificuldades de
acesso a saúde. A situação territorial ficou em segundo lugar (24%),
seguida da discriminação (16%), do acesso à educação (12%) e do
emprego (9%). Mais interessante é que, com relação à vida pessoal dos índios, a questão territorial desapareceu da pesquisa, permanecendo a questão da saúde em primeiro lugar, agora com 30%.
Um grande alento e uma importante diretriz para o Governo é
que a formação universitária é um sonho da maioria da população
indígena, pois 67% gostaria de ter uma formação universitária.
Em 6 de novembro de 2012 o Instituto Acende promoveu o VIII
Fórum Povos Indígenas e o Setor Elétrico, em formato de debate.
O evento contou com a presença de representantes de diversas
áreas relacionadas ao assunto, incluindo Governo (MME), iniciativa
privada (empreendedores da área de geração de energia elétrica),
academia (antropólogos) e representantes do setor indígena.
Ressaltamos a parte do evento que tratou justamente
da consulta que deve ser feita aos povos para a instalação de
empreendimentos de geração. A conclusão consensual foi que
o grande problema, e o que ainda traz insegurança jurídica ao
processo de consulta aos povos, é a falta de definição clara do que
deve compor a consulta. A falta de regulamentação do parágrafo
3º do art. 231 da Constituição — O aproveitamento dos recursos
hídricos, incluídos os potenciais energéticos, a pesquisa e a lavra
das riquezas minerais em terras indígenas só podem ser efetivados
com autorização do Congresso Nacional, ouvidas as comunidades
afetadas, ficando-lhes assegurada participação nos resultados
da lavra, na forma da lei. — é a maior causa dos problemas.
Ressaltou-se no evento que no Brasil o único instrumento jurídico
a pautar a consulta é a Convenção 169 sobre Povos Indígenas e
Tribais em Países Independentes da Organização Internacional do
Trabalho (OIT), aprovada em 1989, um instrumento internacional
vinculante e antigo que trata especificamente dos direitos dos
povos indígenas e tribais no mundo.
Em matéria de direitos indígenas, o Brasil abandonou o paradigma assimilacionista a partir da Constituição Federal de 1988, no
entanto ainda não conseguiu aprovar a legislação infraconstitucional que regula os dispositivos constitucionais sobre a matéria. Por
exemplo, o projeto de lei do Estatuto dos Povos Indígenas espera
por aprovação há mais de 13 anos no Congresso Nacional.
Há três coisas na vida que nunca voltam atrás: a flecha lançada, a palavra pronunciada e a oportunidade perdida. Este é o
momento para se tentar equilibrar a relevância das exigências ambientais com a legitimidade das demandas sociais e econômicas.
*Adriana Coli Pedreira (advogada e mestre em engenharia da energia) é sócia do Setor
Ambiental do Siqueira Castro Advogados; Luiz Fernando Leone Vianna (engenheiro
eletricista e administrador de empresas) é Presidente do Conselho de Administração da
Associação dos Produtores Independentes de Energia Elétrica - Apine
OPINION
We need a regulatory frame work! Hear that?
Arquivo Pessoal
In the last few years we have
followed a number of discussions
related to indigenous issues in Brazil. In 2008, for example, we had to
resume the discussion on Proposed
Amendment to the Constitution
(PEC) 188/2007, which proposes the
creation of an administration of the
Brazilian Indigenous Territory, the
publication of a decree establishing
the National Commission on Indigenous Policy. Conflict resulted in an
injured representative from Electrobrás after a public audience with
indigenous communities to discuss Belo Monte. In 2009, a final decision was made by the Federal Supreme Court confirming the continuous approval of Indigenous Land (iT) Raposa Serra do Sol, ordering
evacuation of the non-indigenous population from the region, after
by 19 recommendations. In 2011, a joint effort of the Government to
regulate the activities of agencies involved in the licensing processes
was published, Interministerial Ordinance No. 419/2011. In 2012,
Normative Instruction 01/2012 Funai was published, establishing
standards for the participation of this entity in the process of environmental licensing and activities affecting indigenous lands, signed by
President Dilma. A measure requiring consultation with the Ministry
of Mines and Energy (MME) before the Funai decision on the demarcation of the iTs, decree No. 7.7474/2012 was published, insisting
the iT National Policy on Territorial and Environmental Management.
More recently, there is AGU Ordinance No. 303/2012, which recovered the 19 recommendations from the Federal Supreme Court judgment regarding the Raposa Serra do Sol.
Indigenous civilizations in the world have enrooted their relations with society and intervening actively in socio-political dynamics. They have founded entities and associations, elaborated
projects (economic, educational, political), participated in the
market as producers and consumers, voters have become politicians, assumed public office and participated in the state machine – actions expressed politically as “ethnic identity”.
Faced with so many transformations and innovations, the issues related to interventions to indigenous territories within the
Brazilian legal system has required a complex regulatory framework, and as we’ve seen has several initiatives.
The process is moving towards a solution, but before going
into structural issues, even in terms of the dispute over different
uses of the national territory, an indigenous hearing is fundamental. Hear that? It is necessary to define a regulatory framework
specific to the how indigenous communities’ hearing will be, in
compliance with current standards, actually guaranteeing this
right. This is the only way we can start to “see” legal security in
projects of infrastructure that impact these areas. Regulation of
the Federal Constitution needs to occur, regulating the exploitations of hydropower potentials and their associated transmission
systems in indigenous lands.
These projects are characterized by the national interest and
should be considered relevant to the Union public interest, therefore fitting of special treatment when planned by the Government, in order to become more effective, and not be the focus of
environmental conflicts.
The demarcation process of indigenous territories and compensation measures are other issues that deserve elaboration.
The Brazilian indigenous population wants to be heard. Datafolha recently performed research commissioned by Confederations
of Agriculture and Livestock of Brazil - held between June 7 and July
11, 2012, consisting of 1,222 respondents in 32 villages with one
hundred or more inhabitants, in all of the country’s regions – which
showed that the Brazilian indigenous population is integrated with
the urban lifestyle, being that television, DVDs, the refrigerator, the
gas stove, and the cellular phone are consumer goods that have
already been incorporated in the routine of a lot of villages. Research showed interesting numbers (surprised?) that evidently are
far from the average percentage of consumption of the population
(where, according to the IBGE, 98% have television, 82% a DVD
player, and 79% have mobile phones), but demonstrate a profile
unrecognized by most of the country’s population, which should be
taken in consideration when dealing with indigenous issues: 63%
of the indigenous population have a TV, 37% have a gas stove, 51%
a DVD player, 66% a refrigerator, 36% a mobile phone, and 40%
have a radio. In contrast, however, only 11% have Internet access
and only 6% have their own computer.
Research also showed the indigenous population’s main collective
concern – 29% of the respondents – was the difficulties in accessing
healthcare. The territorial situation came second (24%), followed by
discrimination (16%), access to education (12%) and employment
(9%). Interesting enough, with respect to the personal life of the
indigenous population, the territorial issue disappeared from the survey, leaving the issue of healthcare in first place, now at 30%.
A great encouragement and an important guideline for the
Government is that most of the indigenous population dream of
a college education, being that 67% would like to receive a college education.
On November 6, 2012, the Acende Institute promoted the VIII
Indigenous Peoples and the Energy Sector Forum, by way of a debate. The event counted with the presence of representatives of diverse areas related to the issue, including Government (MME), private initiative (representatives of power generation area), academia
(anthropologists) and representative of the indigenous sector.
We would like to highlight the part of the event which dealt precisely with the consultation that should be given with the peoples
on the installation of generation projects. The consensus concluded
that this the big problem is the lack of clear definition of what the
consultation consists of, which still brings legal uncertainty about
the process of consultation with the peoples. The lack of regulation
of Paragraph 3 of Article 3 of the Constitution – The use of water
resources, including energy potential, exploitation and mining of
mineral resources on Indigenous lands can only be made effective
with the consent of Congress, after hearing the affected communities, giving them ensured participation in the results from mining,
according to the law – is the major cause of the problems. It was
emphasized at the event that in Brazil, the only legal instrument to
guide the consultation is Convention 169, concerning Indigenous
and Tribal Peoples in Independent Countries of the International
Labor Organization (ILO), a binding and old international instrument adopted in 1989 that deals specifically with the rights on
indigenous and tribal peoples in the world.
In terms of indigenous rights, Brazil abandoned the assimilation paradigm from the 1988 Constitution, and still has failed
to pass the constitutional legislation that regulates the constitutional provisions on the matter. For example, the bill of the Indigenous Peoples Statute has been awaiting approval in Congress
for more than 13 years.
Three things in life have no turning back: a launched arrow,
a spoken word and a missed opportunity. This is the time to try
and balance the relevance of environmental issues with the legitimacy of social and economic demands.
*Adriana Coli Pedreira (Lawyer and Mater in Energy Engineering) is a partner in the
Environmental Sector of Siqueira Castro Advogados; Luiz Fernando Leone Vianna
(Electric Engineer and business administrator) is Chairman of the Association of
Independent Power Producers Board of Directors –Apine
35
OPINIÃO
Ásia: Um Mercado Hidroelétrico aquecido
Parece que ao se olhar para quase qualquer país da Ásia,
algum tipo de desenvolvimento hidroelétrico está a caminho.
Vários fatores alimentam essa tendência. Primeiramente, muitos
países da região têm um significante potencial hidroelétrico para
novos desenvolvimentos. Em segundo lugar, espera-se um aumento na demanda como resultado da expansão em infraestrutura e do crescimento da população. Em terceiro lugar, a hidroeletricidade é uma alternativa limpa quando comparada a formas
de geração de eletricidade mais poluentes, como o carvão, por
exemplo. E por último, a necessidade de coletar água para o consumo municipal e rural e para a irrigação através da construção
de barragens constitui uma oportunidade ideal para a adição do
componente hidroelétrico para o desenvolvimento.
Com foco nessa tendência, são citados alguns exemplos do tipo
de novos desenvolvimentos que estão em progresso em alguns
países da Ásia. Eles fornecem uma amostragem representativa
da atividade hidroelétrica na região.
Camboja
O projeto de 400 MW Lower Sesan 2 no Rio Sesan River na
província de Stung Treng foi autorizado pelo governo do país no
começo de novembro. Já que por volta de 50 mil famílias podem ter
suas casas alagadas pelo reservatório desse projeto, o PrimeiroMinistro do Camboja Hun Sem ordenou que a construtora, uma
parceria entra a China e o Vietnã, construa novas casas e prepare
a terra para a realocação das famílias.
China
Um projeto cuja operação começou recentemente é o da
usina de Xiangjiaba de 6.400MW no Rio Jinsha, localizado na
Província de Yunnan. No começo de novembro, a primeira turbina
começou a fornecer energia para sistema nacional de energia. A
construção do projeto de US$ 6.3 bilhões começou em novembro
de 2006, e a secunda das oito turbinas está em fase de testes.
Quando finalizada, Xiangjiaba será a terceira maior hidroelétrica
da China, depois das usinas Three Gorges com 22.500 MW e
Xiluodu com 13.860 MW.
Índia
A THDC India Ltd. está trabalhando no desenvolvimento
do projeto da Usina Vishnugad Papilkoti com 444 MW no Rio
Alaknanda, localizado no estado de Uttarakhand. O projeto, que
está sendo parcialmente financiado por um empréstimo de US$
648 milhões junto ao Banco Mundial, contará com uma casa de
força contendo quatro unidades geradoras Francis verticais.
Outros dois projetos estão sendo construídos no estado de
Himachal Pradesh. O primeiro foi feito através de um acordo
de empréstimo de US$ 315 milhões entre a Índia e o Banco de
Desenvolvimento Asiático para financiar a construção da usina
Shongtong Karcham com capacidade de 450 MW. O Empréstimo
é a quarta parte de um plano total de US$ 800 milhões chamado
“Himachal Pradesh Clean Energy Development Investment Program” – Programa de Investimento para o Desenvolvimento de
Energia Limpa Himachal Pradesh. O segundo, a empresa NHPC
Ltd. está desenvolvendo o projeto Parbati 2 com 800 MW no
Rio Parbati. Este é um projeto de transferência inter-bacias que
será aumentado pelo desvio do fluxo de vários córregos no alinhamento de uma galeria de adução.
No começo de novembro, a Corporação Estatal de Desenvolvimento Energético de Jammu & Kashmir (State Power Deve-lopment
Corporation of Jammu & Kashmir) receberam aprovação ambiental
do Ministério de Meio Ambiente e Florestas da Índia para o projeto
Balihar 2 de 450 MW. Esta usina, no Rio Chenab, já apresenta 40%
dos trabalhos subterrâneos completos e a expectativa para o término das obras terrestres estarem completas é para o final de 2016.
Laos
Um projeto que está sendo desenvolvido no país é a usina
Xayaburi com capacidade de 1.285 MW no baixo Rio Mekong.
Espera-se que a construção da usina, de propriedade da Xayaburi
Power Company Ltd., leve oito anos. O projeto inclui oito turbinas
Kaplan, mecanismo para a migração de peixes, descarregadores
de fundo para a limpeza de sedimentos e reclusas. O Grupo
Andritz recebeu a ordem de fornecimento dos equipamentos
eletromecânicos no final de outubro, incluindo as oito turbinas,
os geradores e controladores, e os sistemas de automação.
Nepal
Modernizações estão sendo planejadas para quatro projetos
hidroelétricos no Nepal: Usina de Tamakoshi – 650 MW, Usina de
Upper Karnali – 900 MW, Usina de Upper Marsyangdi - 600-MW
e Usina de Arun 3 - 900-MW. O Banco Mundial está fornecendo
assistência técnica para o Conselho de Investimento do Nepal
para revisar os estudos de viabilidade dos projetos para avaliar
aspectos legais, econômicos, financeiros e técnicos. Todos os
quatro projetos são primariamente para exportação, negociarão
acordos de compra de energia com compradores internacionais e
terão investidores privados identificados pelo governo.
Tajiquistão
Um grande projeto que está sendo desenvolvido nesse país é
a Usina de Rogun, com 3.600 MW de capacidade, no Rio Vakhsh.
A concessionária do Tajiquistão, Barki Tojik, planeja contratar
consultores para a aquisição de materiais e para a construção da
usina. As obras começaram em 1976, mas foram interrompidos
quando a ex-União Soviética passou por dificuldades econômicas
na década de 80.
Turquia
A Enerjisa Enerji Uretim A.S. está seguindo em frente no
desenvolvimento de sua Usina Alpaslan 2 - com uma capacidade
de 204 MW no Rio Murat. O projeto consiste de uma barragem de
rocha com centro de argila, vertedouro, dois túneis de energia de
6.3 metros de diâmetro de 160 e 170 metros de comprimento,
uma galeria de rede de drenagem e obras de vedação, um ponto
de alimentação de energia e uma casa de força.
Vietnã
A Usina de 2.400 MW Son La, cuja propriedade e operação
pertencem a Electricity of Viet Nam, começou a operar comercialmente em outubro no rio. A casa de força contem 6 turbinas tipo
Francis alimentadas pela água de uma barragem de concreto de
151 por 100 metros. Essa é a maior de várias usinas em cascata
no rio, que inclui as usinas de Hoa Binh (1.920-MW) e os projetos
propostos de 1,200 MW Lai Chau, MW Ban Chak e Guoy Kuang.
*Elizabeth Ingram é editora senior do HRW-Hydro Review Worldwide. Esse artigo foi preparado utilizando informações publicadas no portal HydroWorld.com, o web-site das revistas
HRW e Hydro Review. Para notícias e informações mais recentes, visite www.hydroworld.com.
36
OPINION
Asia: A Hot Hydro Market
por Elizabeth Ingram*
diverting the discharge of various streams along the headrace
tunnel alignment.
And in early November, State Power Development Corporation of Jammu & Kashmir received environmental approval
from India’s Union Ministry of Environment and Forests for
the 450-MW Baglihar 2 project. This plant, on the Chenab
River, has about 40% of its underground work completed,
with above-ground work expected to be finished by the end
of 2016.
Cambodia
Reviews are being planned of four hydroelectric projects
in Nepal: 650-MW Tamakoshi, 900-MW Upper Karnali, 600MW Upper Marsyangdi and 900-MW Arun 3. The World Bank is
providing technical assistance to the Nepal Investment Board
to review feasibility studies of the projects to assess legal,
economic, financial and technical issues. All four projects
are primarily export-oriented, will negotiate power purchase
agreements with international buyers, and have private
developers identified by the government.
Arquivo Pessoal
It seems you can look at
nearly any country in Asia and
see some sort of hydroelectric
development work under way.
Several factors feed this trend.
First, many countries in the region have significant potential
sites for new hydro development.
Second, power demand is expected to rise as a result of infrastructure growth and population expansion. Third, hydropower is a clean alternative to
more polluting forms of electricity being used, such as coal.
And fourth, the need to capture water for municipal and rural
consumption and irrigation through construction of dams provides an ideal opportunity to also add a hydroelectric component to the development.
Keying into this trend, below are some snapshots of the
type of new development work going on in selected countries
in Asia. They provide a representative sampling of the overall
hydro activity in the region.
The 400-MW Lower Sesan 2 project on the Sesan River
in Stung Treng province was given the go-ahead by the
Cambodian government in early November. Given that as
many as 50,000 people could be displaced by creation of the
reservoir for this project, Cambodian Prime Minister Hun Sen
ordered the developer, a Chinese/Vietnam joint venture, to
build new homes and prepare land for resettled residents.
China
One project that recently began operating is 6,400-MW
Xiangjiaba on the Jinsha River in Yunnan Province. In early
November, its first turbine began providing power to the
country’s grid. Construction of the US$6.3 billion project
began in November 2006, and the second of the eight units
is undergoing testing. When complete, Xiangjiaba will be the
third largest hydro plant in China after 22,500-MW Three
Gorges and 13,860-MW Xiluodu.
India
THDC India Ltd. is working to develop the 444-MW Vishnugad
Papilkoti project on the Alaknanda River in Uttarakhand state.
The project, which is being financed in part by a US$648
million loan from the World Bank, will feature a powerhouse
containing four vertical Francis turbine-generator units.
A couple of projects are being built in Himachal Pradesh
state. First, the Asian Development Bank and India agreed to
a US$315 million loan to help fund the 450-MW Shongtong
Karcham plant. The loan is the fourth tranche in an $800
million financing plan called the “Himachal Pradesh Clean
Energy Development Investment Program.” Second, NHPC
Ltd. is developing 800-MW Parbati 2 on the Parbati River. This
is an inter-basin transfer project that is to be augmented by
Laos
One project under development in this country is 1,285-MW
Xayaburi on the lower Mekong River. Project owner Xayaburi
Power Company Ltd. expects construction to take eight years
and include eight Kaplan turbines, fish passages, low-level
outlet gates for sediment flushing and navigation locks. The
Andritz Group received an order in late October to supply
electromechanical equipment, including the eight turbines,
generators and governors and automation systems.
Nepal
Tajikistan
A large project under development in this country is 3,600MW Rogun on the Vakhsh River. Tajikistan utility Barki Tojik
plans to hire consultants for procurement and for construction
of the project. Work began in 1976 but ceased when the former
Soviet Union experienced economic difficulties in the 1980s.
Turkey
Enerjisa Enerji Uretim A.S. is moving ahead on development of its 204-MW Alpaslan 2 project on the Murat River in
Turkey. The project will consist of a clay core rockfill dam,
spillway, two 6.3-meter-diameter energy tunnels of 160 and
170 meters in length, a drainage gallery and grouting works, a
switchyard and powerhouse.
Vietnam
The 2,400-MW Son La project, owned and operated by
Electricity of Viet Nam, began commercial operation in October
on the Da River. The powerhouse contains six Francis-type
turbines fed water by a 453 feet by 300 feet concrete dam.
This is the largest of a cascade of hydro projects on the river
that includes 1,920-MW Hoa Binh and the proposed 1,200-MW
Lai Chau, MW Ban Chak and Guoy Kuang projects.
Elizabeth Ingram is senior editor of HRW-Hydro Review Worldwide and Hydro Review. This article was prepared using information published on HydroWorld.com, the online portal
for HRW and Hydro Review magazines. For the latest hydro news and information, visit www.hydroworld.com.
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AGENDA/SCHEDULE
Eventos em Janeiro
Dia 28 e 29 – 3° Edição do EnerGen Latam 2013
Local: Rio de Janeiro
Site: www.hydroenergylatam.com.br/
Dia 5 e 8 – Construction Expo 2013
Local: São Paulo
Site: www.constructionexpo.com.br/
eventos em Julho
Dia 30 e 31 – 12º Fórum Direito de Energia Elétrica
Local: São Paulo
Site: www.informagroup.com.br
Dia 17 a 19 – EnerSolar + Brasil
Local: Centro de Exposições Imigrantes – São Paulo/ SP.
Site: www.feiraecoenergy.com.br/
Eventos em Fevereiro
Dia 17 a 19 – Ecoenergy 2013
Local: São Paulo
Site: www.feiraecoenergy.com.br/
Dia 22 – III Congresso Energias Renováveis, Alternativas
Ambiente Eficiência Energética 2013.
Local: Viseu – Portugal
Site: www.congressoenergias.comunidades.net/index.php
Dia 27 e 28 – European Pellet Conference 2013.
Local: Áustria.
Site: www.wsed.at
Eventos em Março
Dia 6 e 7 – 4º Seminário Internacional de Energia Nuclear
Site: www.planejabrasil.com.br.
eventos em Agosto
Dia 30, 31 e 1 – X
I Conferência de Centrais Hidrelétricas –
Mercado e Meio Ambiente
Local: FECOMÉRCIO – São Paulo/SP
Site: www.centraishidreletricas.com.br
Dia 20 e 23 – Seminário de Energia & Utilidades
Local: Curitiba /PR.
Site: www.abmbrasil.com.br/seminarios/energiaeutilidades
eventos em Setembro
Dia 11 a 13 – AIM Brazil Oil & Gas Asset Integrity Management
Site: www.wbresearch.com/aimbrazil
Dia 24 a 26 – Hydro Vision Brasil
Local: Transamercia Exp Center – São Paulo / SP.
Site: www.hydrovisionbrasil.com/en/index.html
Dia 12 a 16 – Feicon BATIMAT
Local: Anhembi – SP
Site: www.construcaobrasil.com.br/portal/2012/04/feicon-batimat-salaointernacional-da-construcao/
Dia 3 a 5 – Brasil Windpower
Local: Centro de Convenções Sulamerica – Rio de Janeiro/RJ
Site: www.brazilwindpower.org/pt/home.asp
eventos em Abril
Dia 1 a 5 – Fiee Elétrica 2013.
Local: São Paulo
Site: www.fiee.com.br
Dia 8 a 11 – X
XIX SEMINÁRIO NACIONAL
DE GRANDES BARRAGENS
Local: Porto de Galinhas, PE.
Site: www.cbdb.org.br/site/img/37principalProjeto.pdf
Dia 25 e 26 – Brazil Energy Frontiers 2013
Local: São Paulo.
Site: www.atividadesnucleares.com.br/evento.asp?id=68
eventos em Maio
Dia 15 a 17 – 7º Encontro Internacional das Águas
Local: Recife, PE.
Site: www.unicap.br/aguas/
Eventos em Junho
Dia 13 e 14 – SEMEAR: Seminário de Meio Ambiente e Recursos
Energéticos
Local: Universidade Federal de Itajubá – UNIFEI/EXCEN
Site: www.cerpch.unifei.edu.br/semear
38
eventos em Outubro
Dia 29; 30 e 31 – IAHR
Local: UNICAMP – Campinas / SP.
Site: www.latiniahr.org/meeting/
Dia 13 a 16 – X
XII Seminário Nacional de Produção
e Transmissão de Energia Elétrica
Local: Brasília - DF
Site: www.xxiisnptee.com.br
eventos em Novembro
Dia 3 a 8 – 1
4º CBGE – CONGRESSO BRASILEIRO DE GEOLOGIA
DE ENGENHARIA E AMBIENTAL
Local: Dependências do CPRM - Serviço Geológico do Brasil - Rio de
Janeiro, RJ.
Site: www.acquacon.com.br/14cbge/
Dia 5 a 7 – X
V FIMAI / SEMAI - Feira Internacional de Meio
Ambiente e Sustentabilidade
Local: EXPO Center Norte – Pavilhão Azul / São Paulo - SP.
Site: www.fimai.com.br/
Dia 17 a 22 – XX Simpósio Brasileiro De Recursos Hídricos
Local: Bento Gonçalves-RS.
Site: www.abrh.org.br/SGCv3/index. php
Juntos, nós podemos transformar ideias
inovadoras em energia limpa.
Através do constante investimento em pesquisas e da persistência no
desenvolvimento de novas soluções, a Parker tem o compromisso com seus
clientes de prover as melhores e mais eficientes maneiras de viabilizar ideias e
projetos. Para nós, inovar é gerar mais energia com menos recursos, é proporcionar
melhores resultados de maneira sustentável e estar sempre à frente; com você.
[email protected]
www.parker.com.br

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