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Ano - 13 Revista no 49
ABR/MAIO/JUN - 2011
O alerta que vem da natureza
The warning from the nature
e mais
and more
PCH Ninho da Águia é inaugurada no sul de Minas
Ninho da Águia SHP opens in the south of Minas Gerais
Artigos Técnicos
Technical Articles
Agenda de Eventos
Events Schedule
Publicação apoiada pela Associação
Internacional de Máquinas Hidráulicas
Comitê Diretor do CERPCH
Director Committee
CEMIG / FAPEPE / IEE-USP / FURNAS /
IME / EletrobrAs / ANEEL / MME
Comitê Editorial
Editorial Committee
Presidente - President
Geraldo Lúcio Tiago Filho - CERPCH UNIFEI
Editores Associados - Associated Publishers
Adair Matins - UNCOMA - Argentina
Alexander Gajic - University of Serbia
Alexandre Kepler Soares - UFMT
Ângelo Rezek - ISEE UNIFEI
Antônio Brasil Jr. - UNB
Artur de Souza Moret - UNIR
Augusto Nelson Carvalho Viana - IRN UNIFEI
Bernhard Pelikan - Bodenkultur Wien - Áustria
Carlos Barreira Martines - UFMG
Célio Bermann - IEE USP
Edmar Luiz Fagundes de Almeira - UFRJ
Fernando Monteiro Figueiredo - UNB
Frederico Mauad - USP
Helder Queiroz Pinto Jr. - UFRJ
Jaime Espinoza - USM - Chile
José Carlos César Amorim - IME
Marcelo Marques - IPH UFRGS
Marcos Aurélio V. de Freitas - COPPE UFRJ
Maria Inês Nogueira Alvarenga - IRN UNIFEI
Orlando Aníbal Audisio - UNCOMA - Argentina
Osvaldo Livio Soliano Pereira - UNIFACS
Zulcy de Souza - LHPCH UNIFEI
Editorial 03
Editorial
Segurança
Security
04
Investimento
Investment
08
Riqueza de Minas
Minas Wealth
Pesquisa e Desenvolvimento 14
Researches and Development
Novas pesquisas geram desenvolvimento para o setor elétrico brasileiro
New researches nourish development in the Brazilian electric sector
TECHNICAL COMMITTEE
Prof. François AVELLAN, EPFL École Polytechnique Fédérale de Lausanne, Switzerland, [email protected], Chair;
Prof. Eduardo EGUSQUIZA, UPC Barcelona, Spain, [email protected], Vice-Chair;
Dr. Richard K. FISHER, VOITH Hydro Inc., USA, [email protected], Past-Chair;
Mr. Fidel ARZOLA, EDELCA, Venezuela, [email protected];
Dr. Michel COUSTON, ALSTOM Hydro, France, [email protected];
Dr. Niklas DAHLBÄCK, VATENFALL, Sweden, [email protected];
Mr. Normand DESY, ANDRITZ Hydro Ltd., Canada, [email protected];
Prof. Chisachi KATO, University of Tokyo, Japan, [email protected];
Prof. Jun Matsui, Yokohama National University, [email protected];
Dr. Andrei LIPEJ, TURBOINSTITUT, Slovenija, [email protected];
Prof. Torbjørn NIELSEN, Norwegian University of Science and Technology, Norway,
[email protected];
Mr. Quing-Hua SHI, Dong Feng Electrical Machinery, P.R. China, [email protected];
Prof. Romeo SUSAN-RESIGA, “Politehnica” University Timisoara, Romania,
[email protected];
Prof. Geraldo TIAGO F°, Universidade Federal de Itajubá, Brazil, [email protected].
Expediente
Editorial
Editor
Geraldo Lúcio Tiago Filho
Coord. Redação
Camila Rocha Galhardo
Jornalista Resp.
Adriana Barbosa MTb-MG 05984
Redação
Adriana Barbosa
Fabiana Gama Viana
Colaborador
Angelo Stano
Projeto Gráfico
Net Design
Diagramação e ArteLidiane Silva
Cidy Sampaio
Tradução
Adriana Candal
Estagiária
Adélia Oliveira
Revisão
Isabela Rennó Goulart de Siqueira
PCH Notícias & SHP News
é uma publicação trimestral do CERPCH
The PCH Notícias & SHP News
is a three-month period publication made by CERPCH
Tiragem/Edition: 6.100 exemplares/issues
contato comercial: [email protected] / site: www.cerpch.org.br
Av. BPS, 1303 - Bairro Pinheirinho
Itajubá - MG - Brasil - cep: 37500-903
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[email protected]
Fax/Tel: (+55 35) 3629 1443
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Curtas
News
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Seminário debate mudanças climáticas e novo Código Florestal Brasileiro Seminar debates climatic changes and the new Brazilian forest code
Mudanças climáticas: um tema na ordem do dia
Climatic Changes: under the spotlight
Artigos Técnicos 19
Technical Articles
Opinião 64
Opinion
Segurança energética, competitividade e sustentabilidade: diagnóstico setorial
Energy Security, competiveness, and sustainability: sectorial diagnosis
Pequenas Centrais Hidrelétricas – Buscando um novo paradigma
Small Hydropower Plants – Looking for a New Paradigm
Previsões otimistas de crescimento da participação da energia
eólica em detrimento ao crescimento das PCHs
Optimistic predictions regarding the growth of wind energy
to the detriment of SHPs
Agenda 73
Schedule
ISSN 1676-0220
EditORiAl
Dear Reader,
Prezado Leitor,
Nesta edição estamos abordando os impactos que os desastres naturais
estão causando no setor elétrico. Impactos esses que nos últimos anos têm
sido cada vez maior. Nesse contexto, o setor de energia elétrica está buscando
saídas para enfrentar a intensidade e severidade dos fenômenos climáticos.
Desta maneira, a palavra de ordem é prevenção. Todos os agentes
do setor são unânimes em dizer que o investimento em equipamentos e
ações que busquem prever e minimizar os possíveis danos nos setores de
geração, transmissão e distribuição de energia são imprescindíveis.
Além dos desastres naturais que vêm assolando o setor energético
em diversas partes do mundo, outro ponto não menos importante é a
segurança energética que também é um grande desafio, uma vez que, no
Brasil, é um desafio diário buscar soluções de adequação à legislação ambiental e de inovação. Neste contexto, na coluna opinião, Décio Michellis
Jr. enfatiza que apesar das PCHs serem uma fonte alternativa renovável,
limpa, sustentável e incentivada, existem dificuldades para legitimar a necessidade e conveniência das PCHs no fornecimento de energia elétrica.
Outro ponto importante que abordamos nessa revista é o investimento
de Minas Gerais em energias renováveis. Nosso estado, por meio da
companhia energética de Minas Gerais – CEMIG, vem se destacando no
investimento no setor fazendo com que o estado se evidencie no cenário
energético do país.
Abordamos, ainda nessa edição, por meio de uma entrevista com
o Gerente do Departamento de Gestão Tecnológica da Eletrobras, Luís
Cláudio Silva Frade, as ações adotadas pela Eletrobras para incentivo em
P&D e eletrificação em comunidades isoladas.
Gostaria de ressaltar, que estamos dando continuidade ao processo
de reformulação do projeto gráfico e editorial de nossa revista, para
tanto, gostaríamos de contar com o apoio e sugestões de nossos leitores
e parceiros. Lembrando que nosso objetivo é propiciar uma revista com
bons artigos técnicos e matérias de interesse de nossos leitores, para
consolidarmos o CERPCH como um centro de referência em hidroeletricidade
e outras fontes de energia.
Boa leitura!
In this edition we are going to talk about the impacts the natural
disasters have been causing on the electric sector. Impacts that are
getting bigger and bigger. Within this scenario the electric power sector
is looking for solutions to face the intensity and severity of these climatic
changes.
This way, the key-word is prevention. All of the agents of the sector
have the same position when they say that the investment in equipment
and actions that look for the prevention and mitigation of possible damages
in the generation, transmission and distribution sectors are of the utmost
importance.
Besides the natural catastrophes that have been devastating the energy
sectors in several parts of the world, another issue that must be addressed
is the energy security, which also represents a huge challenge, given that
in Brazil it is a daily challenge to look for solutions aiming at adjustments
to the innovation and environmental legislation. Within this scenario, Mr.
Décio Michellis Jr. emphasizes that although SHPs are a clean, sustainable,
renewable and incentivized alternative source of energy, there are difficulties
to legitimize the need and convenience of SHPs in relation to the supply of
electric power.
Another interesting issue that we dealt with in this magazine is the
investment of the State of Minas Gerais in renewable energy. The state,
through the Power Company of Minas Gerais, has reached an outstanding
position in the energy scenario of the country.
We also addressed the actions towards R&D and Electrification in
isolated communities taken by Eletrobras in an interview with Mr. Cláudio
Silva Frade.
I would like to highlight that we are still working on the graphic design
and content of this magazine. Thus your support and suggestions are most
welcome. Our goal is to provide a magazine with good papers and articles
that will interest you, so that CERPCH can keep growing as a reference
center for hydropower and other sources of energy.
IAHR DIVISION I: HYDRAULICS
TECHNICAL COMMITTEE:
HYDRAULIC MACHINERY AND SYSTEMS
Enjoy!
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paÍs riCO é paÍs sem pOBreza
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SEGURANÇA
"Setor de energia elétrica busca saídas para enfrentar a intensidade e severidade dos fenômenos climáticos.
Geração, transmissão e distribuição analisam medidas nas áreas de regulação, pesquisa,
segurança e prevenção para minimizar impactos e perdas para o sistema"
Por Júlio Santos
Arquivo Pessoal
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um fenômeno severo. Um exemplo é a Eletrobras Eletronorte,
dona de grandes ativos hidrelétricos na região Norte do país, a
mais sujeita a oscilações sísmicas. Embora o Brasil tenha um dos
menores índices de abalos sísmicos da América Latina, a geradora
conta com uma rede sismográfica para fazer o monitoramento
dos locais onde estão instaladas as usinas hidrelétricas de Tucuruí
(PA), Samuel (RO) e Balbina (AM).
Fotos: Arquivo Eletrobras
Sem grandes controvérsias entre as diversas correntes
científicas sobre os estragos que pode provocar, o clima manda um
recado para todos. Nos próximos anos, o aquecimento do planeta
colocará em risco vidas, negócios e infraestruturas, como a de
energia elétrica. Que o digam os impactos causados às redes de
transmissão, de distribuição e usinas com o Katrina, nos Estados
Unidos; o Catarina, em Santa Catarina; as enxurradas da região
Serrana do Rio de Janeiro; e o tsunami, seguido de terremoto, que
atingiu Fukushisma, no Japão, afetando as usinas nucleares.
O alerta sobre os riscos e ameaças, com o apoio das modernas
tecnologias de previsão climática, chega de forma dura e direta:
daqui para frente as ocorrências dos fenômenos naturais terão
mais frequência, maior intensidade e muito mais severidade. A
receita para o setor de energia, seja na geração, transmissão ou
distribuição, passa por um conjunto de ações, desde as medidas
de prevenção até a criação de um fundo para cobertura das perdas
físicas, passando pela regulação, a pesquisa e o investimento na
modernização da malha elétrica para suportar, por exemplo, a
maior velocidade dos ventos.
O Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais (INPE), ainda em
fase preliminar, tem uma linha de estudo sobre o risco de um
evento extremo de precipitação provocar o rompimento de uma
barragem, inundando uma área muito grande e causando um
número de vítimas alto. Segundo Osmar Pinto Junior, coordenador
do Grupo de Eletricidade Atmosférica do INPE, o estudo considera
algumas barragens, e será estendido ao longo dos próximos anos
para um número maior de hidrelétricas.
“A geração também pode ser
afetada significativamente, porque
as mudanças climáticas podem
trazer uma alteração na vazão
dos rios que alimentam os reservatórios. Esta vazão média pode
ser alterada para valores menores,
com isso, diminuindo a geração.
Também pode trazer eventos críticos ou severos de precipitação que
podem causar grandes inundações,
com grandes problemas sociais”, comenta o pesquisador do INPE.
Para o presidente da Associação Brasileira de Empresas Distribuidoras de Energia Elétrica (ABRADEE), Nelson Fonseca Leite, a
percepção, hoje, é que, nos últimos anos, estes fenômenos acontecem com mais frequência e intensidade. Como o setor elétrico é
um dos mais impactados pelas intempéries da natureza, o dirigente
considera que seja preciso repensar os padrões de redes atuais.
“Temos um padrão de redes predominantemente aéreo, com
cabos e postes na superfície sujeitos a ações de ventos e outros
fenômenos da natureza. Esses padrões foram desenhados há
50 anos para ventos de até 80 km/h”, ressalta o presidente da
ABRADEE. A preocupação, claro, também cabe para o segmento
de transmissão, cujos sistemas estão diretamente expostos às
variantes climáticas.
Aposta na prevenção – Com um quadro de incertezas
aberto no painel de controle, as empresas estão preocupadas
em avaliar até que ponto as represas estão seguras diante de
Segundo a empresa, o processo de instalação das estações
sismográficas iniciou-se na fase de construção das usinas, com
o objetivo de verificar a existência de atividade sísmica antes
do início do enchimento do reservatório. No planejamento da
geradora, faz parte o aumento do número de estações instaladas
nas usinas e iniciar o monitoramento nas hidrelétricas Coaracy
Nunes (AP) e Curuá-Una (PA), e também instalar estações em
áreas de futuros aproveitamentos hidrelétricos.
A modernização e expansão da rede sismográfica, cujo trabalho
de monitoramento é feito em conjunto com a Universidade de
Brasília, começou em 2007, quando Tucuruí registrou um tremor
de terra mais forte. Para fortalecer a estrutura, a empresa
comprou em 2009, 22 conjuntos de equipamentos importados
(sismógrafo, sismômetro ou acelerômetro, cabos e instrumentos
auxiliares), com investimentos que chegaram a R$ 800 mil. A
solução adotada pela empresa permite fazer a coleta dos dados
de forma automática.
Como é mais do que natural, um incidente como o que atingiu
as usinas nucleares de Fukushima, no Japão, em março de 2011,
traz o aumento da preocupação com o quesito segurança. No
caso das nucleares de Angra 1 e Angra 2, no Rio de Janeiro, tem-se que ressaltar logo de cara uma vantagem: o Brasil está em
uma região de baixa sismicidade, enquanto o país asiático está
pertinho da borda de placa tectônica. Segundo informações da
Eletrobras Eletronuclear, as usinas nucleares de Angra dos Reis
foram projetadas para resistir a vários tipos de acidentes.
“Mesmo estando numa região com probabilidade muito baixa
de ocorrência de eventos sísmicos, o projeto das usinas de
Angra, entre outros acidentes externos considerados, leva em
security
The electric power sector looks for solutions to face the intensity and roughness of the climatic phenomena. Generation,
transmission and distribution analyze measures regarding the areas of regulation, research safety and prevention in order to
minimize impacts and system losses.
Translation: Adriana Candal
Without significant divergences among the several scientific
paths on the damages it can cause, the climate sends a message to
every single one of us. Within the next few years, global warming
will put lives, businesses and infrastructure, such as electric
power, at risk. Just look at the damage to transmission distribution
power lines and plants caused by Katrina in the USA; Catarina, in
the state of Santa Catarina; the landslides in the state of Rio de
Janeiro; and the tsunami that hit Fukushisma, in Japan, affecting
its nuclear power plants.
The warning about risks and threats, supported by modern
technologies for climatic forecasts, arrives bluntly and harshly:
from now on the occurrence of natural phenomena will be more
frequent. They will have more intensity and will be much more
severe. The recipe for the electric sector, generation, transmission
or distribution, is a set of actions, going from preventing measures o the creation of a hedge fund to compensate the physical
losses. It also takes regulation, research and investment in the
modernization of the electric power lines to bear, for example,
stronger winds, into account.
The National Institute for Space Researches (INPE) has
an ongoing line of study on the risk of an event with extreme
amounts of precipitation cause the collapse of a dam, flooding a
significantly large area and having a high number of casualties.
According to Mr. Osmar Pinto Junior, coordinator of INPE’s
Atmospheric Electricity Group, the study considers some dams
and will be extended over the next few years to reach a larger
number or hydropower plants.
“Generation may also be affected significantly because climatic
changes may bring changes in the flows of the rivers that feed
the reservoirs. The average flow might be changed for smaller
values, reducing the generation. They also might bring serious or
harsh precipitation events, causing floods that will result in huge
social problems”, comments INPE’s researcher.
For the president of ABRADEE (Brazilian Association of
Electricity Distributors), Mr. Nelson Fonseca Leite, today’s
perception is that over the past years these phenomena take
place more frequently and harshly. As the electric sector is
suffers the most with nature adversities, the president considers
the necessity to rethink today’s network models.
“Our predominant model is aerial, with cables and poles on
the surface, subjected to the actions of winds and other natural
phenomena. These models were designed 50 years ago, aiming
at winds of up to 80 km/h,” highlights ABRADEE’s president. The
segment of transmission must also be worried, for their systems
are directly exposed to climatic variations.
Bet on prevention – With a scenario of uncertainties n the
control panel, the companies are worried about assessing how
the reservoirs are safe facing a rough phenomena. An example is
Eletrobras Eletronorte, owner of huge hydropower assets in the
northern Region of the country, the most subjected seismic oscillations. Although Brazil has one of the lowest index of earthquakes in
Latin America, the generator relies on a seismographic network to
monitor the places where the hydropower plants of Tucuruí (Pará),
Samuel (Rondônia) and Balbina (Amazon).
According to the company the seismographic station installation
process started in the construction phase of the plants to check the
existence of seismic activities before the reservoir started to be
filled. During the planning stage of the generating plant the number
of installed stations will be increased and the monitoring will start
in the hydropower plants of Coaracy Nunes (Amapá) and CuruáUna (Pará). Also, stations will be installed in areas of potential
where hydropower plants may be constructed in the future.
The modernization and expansion of seismographic networks,
whose monitoring is carried out by the University of Brasília, started
in 2007 when Tucuruí recorded a slightly stronger tremor. In order
to strengthen the structure, in 2009, the company purchased
twenty-two sets of imported equipment (seismographers,
seismometers, cables and auxiliary instruments), comprising an
investment that reached R$ 800 thousand. The solution adopted
by the company allows the automatic collection of data.
The issue concerning safety is back under the spotlight after
the accident with the nuclear power plants in Fukushima, Japan,
in March 2001, which, by the way, was completely natural. In
the case of the nuclear plants of Angra 1 and Angra 2, in the
state on Rio de Janeiro, on advantage must be highlighted:
Brazil is located in a region of low seismologic activity whereas
the Asiatic country is considerable close to the rim of a tectonic
plate. According to information from Eletrobras Eletronuclear the
nuclear plants in the city of Angra dos Reis have been designed
to withstand several types of accidents.
“Even though the plants are in a region with a considerably low
probability of seismic events, Angra was designed to resist, among
other external events, the worst earthquake that could occur in the
area. The reactor building has concrete and steel barriers designed
to resist these types of events. Several systems assure safely the
shutdown of the plants after any tremor that may reach the specifications considered in their project,” explains the company.
Since 2002, according to Eletrobras Eletronuclear, the Almirante
Álvaro Alberto Nuclear Power Plant relies on a seismographic
station equipped with modern devices that monitor, identify and
analyze local and regional seismologic events. “The station allows
the determination of the epicenter, the magnitude, and other
characteristics of any seismic event, as well as indicating the level
of acceleration in the region of the Plants. These records, together
with available seismic catalogues, confirm the low probability of
seismic activity in the area,” highlights the company.
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SEGURANÇA
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Enquanto a regulação começa a mirar a questão, do lado
da tecnologia vem uma boa notícia para ajudar, pelo menos,
na prevenção. No mês de agosto, o INPE anuncia oficialmente
a criação de uma nova rede que terá como diferencial o fato
de detectar e avaliar a severidade das tempestades. A solução
vai levantar dados sobre as descargas intranuvens, que estão
relacionadas à precipitação.
Para Osmar Pinto Junior, do INPE, esta nova rede vai trazer
um resultado muito interessante para a geração de energia
elétrica e o setor como um todo. “Com ela, será possível distinguir
uma tempestade capaz de causar o dano de uma rede elétrica
de outra que não seja capaz de afetá-la. Hoje, não sabemos
diferenciar isso. Temos que trabalhar com as duas (a outra traz
dados das descargas nuvens-terra) como se fosse uma só. Na
verdade, apenas 1% das tempestades é o que interessa para o
setor elétrico”, explica o pesquisador do INPE.
Ação conjunta – Uma vez que os efeitos de uma tempestade,
tsunami ou terremoto fogem a qualquer tipo de controle, o
caminho apontado passa pela busca constante do conhecimento.
O presidente do Conselho Administrativo da Endesa Brasil, Mário
Santos, sugere a criação de um grupo ou fórum permanente
para analisar a questão, envolvendo as empresas de geração,
transmissão e distribuição.
“É preciso buscar esta cooperação entre as empresas”, diz o
executivo, que por vários anos comandou o Operador Nacional
do Sistema Elétrico, vendo de perto os problemas gerados pelo
clima nas redes elétricas. Segundo ele, também é preciso cuidar
da qualidade dos projetos para evitar problemas.
Na mesma linha vai Nelson Fonseca Leite, presidente da
ABRADEE, que propõe a criação de um projeto de Pesquisa e
Desenvolvimento Estratégico para o setor, na área de mudanças
climáticas. O objetivo do projeto, explica o dirigente, é avaliar se
o padrão de rede adotado hoje está adequado para os fenômenos
climáticos.
Com 67 milhões de consumidores conectados às redes das
distribuidoras, a ABRADEE também busca a colaboração em
outros terrenos. A entidade, por exemplo, quer participar do grupo
de trabalho de energia, que existe no Gabinete de Segurança
Institucional da Presidência da República, responsável por fazer
o monitoramento da infraestrutura crítica. Segundo a assessora
da coordenadoria de infraestruturas estratégicas do GSI, Regina
Maria De Felice Souza, a
proposta será analisada na
próxima reunião.
Ela conta que do grupo de
energia, que trata de energia
elétrica, petróleo, gás natural
e combustíveis renováveis,
fazem parte o Ministério de
Minas e Energia, a ANEEL e
o ONS. Instituições públicas e privadas podem ser agregadas ao
grupo. O trabalho, explica ela, visa a identificar e proteger as
infraestruturas que, por conta de algum problema, possam provocar danos econômicos, sociais e ambientais, por exemplo. A
questão climática está na pauta do grupo de trabalho.
“Existem aquelas que se sofrerem um dano, total ou parcial,
vão ter um impacto muito grande. Veja o caso da usina de
Itaipu, em novembro de 2009, que deixou 18 estados sem
energia”, lembra a assessora do GSI, que já tem listado diversas
infraestruturas consideradas críticas nas áreas de energia, água,
transporte, comunicações e finanças. Ela conta que o governo
já trabalha uma proposta para criação da Política Nacional de
Infraestrutura Crítica. Entre os países que formam os Brics (os
outros são Rússia, Índia e China), o Brasil é o único que não tem
Arquivo Pessoal
Arquivo Pessoal
conta o maior terremoto que poderia ocorrer no sítio. O prédio
onde fica o reator nuclear tem barreiras de concreto e de aço
dimensionadas para resistir a esses tipos de evento. Diversos
sistemas garantem, de forma segura, o desligamento das usinas
após qualquer abalo que atinja as especificações consideradas no
seu projeto”, explica a empresa.
De acordo com a Eletrobras Eletronuclear, desde 2002, a
Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto conta com uma estação
sismográfica equipada com aparelhos modernos que monitoram,
identificam e analisam os eventos sísmicos locais e regionais.
“A estação permite determinar o epicentro, a magnitude e as
demais características de qualquer evento sísmico, além de
indicar o nível de aceleração na região da Central Nuclear. Esses
registros, aliados aos catálogos sísmicos disponíveis, confirmam
a baixa sismicidade da região de Angra”, ressalta a empresa.
No caso das geradoras de energia elétrica, uma grande
preocupação diz respeito ao controle e monitoramento de cheias
nas bacias onde ficam os reservatórios. As empresas contam com
programas específicos para executar esta atividade, em parceria
com prefeituras e defesa civil. É o caso da Companhia Energética
de São Paulo (CESP), que executa procedimentos para controle
de cheias em suas seis usinas hidrelétricas, numa operação
realizada de acordo com as diretrizes do ONS.
A geradora, por exemplo, conta com um "Comitê de Gestão
de Cheias", coordenado pela diretoria de Geração Oeste. Fazem
parte do comitê as áreas de meio ambiente, gestão da produção,
engenharia e gestão da manutenção, patrimônio imobiliário,
comunicação e jurídica. Ele tem como missão estabelecer
diretrizes e coordenar ações de prevenção, monitoramento e
decorrências dos efeitos das variações das vazões defluentes das
usinas da CESP. A empresa tem também o serviço Telecheia, para
avisar a população em caso de emergência.
Regulação e tecnologia –
Além do risco de ceifar milhares
de vidas, destruir patrimônios e
provocar calamidades públicas, o
aumento e a intensidade dos impactos climáticos deixam uma trilha
de prejuízos para geradoras, transmissoras e distribuidoras de energia elétrica. Inevitável, a regulação
já vem colocando os olhos sobre a
questão, inicialmente de forma pontual para algumas ocorrências. “Este é um campo novo, extremamente desafiador e de interesse público. Deve ser fruto de uma
soma de esforços de todos os segmentos da sociedade”, aponta
José Mário Miranda Abdo, da Abdo & Ellery Consultoria.
Ex-diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica
(ANEEL), Abdo diz que de forma pontual o órgão regulador já
vem reconhecendo a cobertura tarifária pelos esforços feitos
nas condições de emergência. De acordo com ele, há algum
tratamento, em parte pontual, em alguns contratos de concessão
na transmissão e no Prodist, que trata dos procedimentos das
redes de distribuição. No entanto, acrescenta, ainda se carece de
uma abordagem regulatória que seja inclusive embasada em lei
para o setor elétrico de forma mais estrutural.
“Faz todo o sentido no campo da proposta estrutural que o
regulador venha regular um processo de elaboração, de criação
de um regulamento específico para catástrofes climáticas na área
do setor elétrico”, ressalta o especialista em regulação. No campo
estrutural, Abdo aponta como uma alternativa a criação de um
fundo nacional de emergência como forma de cobrir os efeitos
de uma catástrofe natural nos sistemas elétricos, uma vez que a
energia é um serviço essencial para o cidadão.
security
Fotos: Arquivo Eletrobras
As far as electric power generator, a significant there is a
significant concern regarding the control and monitoring of
the floods in the basins where the reservoirs are located. The
companies rely on specific programs to help carry out these
activities in a partnership with city halls and civil defense. It
is the case of the Energy Company of the state of São Paulo
(CESP), which carries out procedures to control floods in its six
hydropower plants in an operation that is carried out according to
the ONS (Brazilian System Independent Operator) guidelines.
The generator, for example, has a "Flood Management
Committee”, coordinated by the directory of the West Generation.
The areas of environment, production management, engineering,
maintenance management, real state heritage, communication
and legal participate in the committee. Its mission is to establish
guidelines and coordinate actions regarding prevention,
monitoring and events caused by the variation of the flows of
CESP’s plants. The company also has a service called “Telacheia”
to warn the population in case of emergencies.
Regulation and Technology – Besides the risks of reaping
thousands of lives, destroying heritage and causing public
catastrophes, the increase and the intensity of the climatic
impacts leave a trail of losses to the electric power generation,
transmission ad distributor companies. Inevitable, the regulation
has already been looking into the issue, initially dealing with
specific parts of some events. “This is a new area, extremely
challenging and extremely interesting to the public. It must be the
result of the sum of efforts of all of the segments of society,” says
Mr. José Mário Miranda Abdo from Abdo & Ellery Consultoria.
Former director of ANEEL, Mr. Abdo says that little by little
the regulating organ has already started to recognize the tariff
coverage due to the efforts at emergency conditions. According
to him, some transmission concession and PRODIST contracts
already deals with some specific points, regarding distribution
network procedures. However, the electric sector still needs a
regulatory approach, based on a law, in a more structural way.
“It makes a lot of sense in the area of a structural proposal
that the regulator comes to regulate the elaboration and creation
process of a specific regulation for climatic catastrophes in the
electric sector area,” highlights the regulation expert. In the
structural area, Mr. Abdo points out the creation of a national
emergency fund as an alternative to cover the effects of a natural
catastrophe in the electric systems, given that the energy is an
essential service to the citizen.
While the regulation starts to aim at the issue, there are good
new in terms of technology, at least, as far as prevention is concerned. In August, INPE is going to announce, officially, the creation of a new network whose differential is the fact that it detects and assesses the severity of storms. The solution will collect
data on the intracloud discharges, related with the precipitation.
For Mr. Osmar Pinto Junior, INPE, this new network will bring
very interesting results to electric power generation and to the
sector as a whole. “With this network it will be possible to distinguish
a storm that may cause damage to electric grid from another that
is harmless. Today it is impossible to see the difference. We have
to work with both of them (the other one brings data on cloudsearth discharges) as they were one. In fact, only 1% of the storms
present interest to the electric sector,” explains INPE’s researcher.
Joint Action – If the effects of a storm, tsunami or earthquake
get out of any sort of control, the path leads to a constant
search for knowledge. The president of the Administrative
Board of Endesa Brasil, Mr. Mário Santos, suggests the creation
of a permanent group or forum to analyze the issue, involving
generation, transmission and distribution companies.
“It is necessary to look for this cooperation among the companies,” says the executive, who was in charge of the ONS for
several years, looking closely at the problems caused to the electric networks by the climate. According to him it is also necessary
to take care of the quality of the projects to avoid problems.
In the same line of thought, Mr. Nelson Fonseca Leite,
ABRADEE’s president, proposes the creation of a project of
strategic Research and Development for the sector regarding
climatic changes. The objective of the project is to assess if the
standard of the grid adopted today is appropriate in relation to
the climatic phenomena.
With 67 million consumers connected to the distributor
networks, ABRADEE also looks for cooperation in other areas. The
entity, for example, wants to participate in the energy work group
of the Institutional Security Secretariat of the Presidency, which
is responsible for the monitoring of critical structures. According
to a representative of the GSI, MS. Regina Maria De Felice Souza,
the proposal will be analyzed during the next meeting.
She says the Ministry of Mines and Energy (MME), ANEEL and
the ONS are part of the energy group, which deals with electric
power, oil, natural gas and renewable fuels. Public and private
institutions can also participate. The work aims at identifying and
protecting infrastructures, which due to some sort of problem,
may cause economic, social and environmental damage, for
example. The climatic issue is a topic the group is working on.
“There are those that if they suffer total or partial damage,
they will have a significantly large impact. Let us say the case of
Itaipú hydropower plant: in November 2009 it caused a blackout
in 18 states,” she remembers. She already has a list of several
infrastructures that are considered critical in the areas of energy,
water, transport, communication and finances. She also says that
the government has been working towards the creation of a National
Policy for Critical Infrastructures. Among the countries that form
the Brics (Russia, India and China) Brazil is the only one that does
not have a National Security Plan for Critical Infrastructures.
7
INVESTIMENTO
Riqueza de Minas
um plano Nacional de Segurança de Infraestruturas Críticas.
Tradição de investimento em energias renováveis e empresa comprometida com
sustentabilidade tornam Minas Gerais estado de destaque no cenário energético
Por Fabiana Gama Viana
Quando se pensa em Minas Gerais, qual a primeira imagem
quem vem à cabeça? Montanhas? “Também as serras de Minas
são belas / E são tão altas que de cima delas / Deus olha a terra”,
canta o poeta Gildes Bezerra.
O jeito mineiro? “Ele não olha: espia. Não presta atenção: vigia
só. Não conversa: confabula. Não combina: conspira. Não se vinga:
espera. Faz parte do decálogo, que alguém já elaborou. E não
enlouquece: piora. Ou declara, conforme manda a delicadeza. No
mais, é confiar desconfiando. Dois é bom, três é comício. Devagar
que eu tenho pressa”, descreveu Fernando Sabino.
Ou a comida? Como prato principal, torresmo e tutu de feijão;
como sobremesa, a goiabada cascão com queijo mineiro. Isso
para não esquecer o pão de queijo.
Minas Gerais sempre será marcada por sua geografia, seu
povo e culinária. Mas de uns tempos para cá, o Estado também
será lembrado pela tradição em investir em fontes renováveis
de energia.
Crescimento das fontes renováveis
Internet
O 24º Balanço Energético do Estado de Minas Gerais 2009
(ano base 2008), elaborado pela Companhia Energética de Minas
Gerais (CEMIG), apontou um aumento significativo das fontes
renováveis de energia e o potencial de ampliação da utilização de
biocombustíveis no Estado, com destaque para o etanol, bagaço
de cana-de-açúcar, carvão vegetal e geração de energia a partir
da incineração de resíduos sólidos urbanos.
O BEEMG mostrou que 53% da oferta de energia em Minas
Gerais têm origem em fontes renováveis, contra 46% no Brasil
e 12,7% no mundo. Deste total, 48,8% referem-se à lenha e
seus derivados, com larga utilização de carvão vegetal de origem
renovável na indústria siderúrgica.
Matriz Energética 2007-2030
Em 2007, antes do lançamento do BEEMG, o governo mineiro,
através da Secretaria de Estado de Desenvolvimento Econômico
(SEDE), encomendou o estudo “Matriz Energética de Minas
Gerais 2007-2030”, para levantar as potencialidades, prioridades
e fragilidades da matriz energética mineira.
Este estudo, desenvolvido por uma equipe de pesquisadores
liderados pelos professores Roberto Schaeffer e Alexandre Salem
Szklo, da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), e Luiz
Augusto Horta Nogueira e Afonso Henriques Moreira Santos, da
Universidade Federal de Itajubá (UNIFEI), apresentou análises
prospectivas de oferta e demanda das diversas fontes de energia
no Estado até o ano de 2030, determinando recomendações
para planos e programas governamentais e indicando possíveis
gargalos e políticas específicas a serem aplicadas no cenário
atual, de referência e alternativas.
A pesquisa indicou que o forte crescimento da indústria siderúrgica mineira faz com que seja necessário explorar ao máximo o
potencial de carvão vegetal no Estado. Da mesma forma, o estudo
destacou que Minas Gerais poderá assumir o papel de importador
de energia elétrica devido aos altos níveis de expansão da demanda. Dessa forma, os pesquisadores apontaram ser viável, a
longo prazo, o uso de tecnologias alternativas, como energia eólica
e aquecimento solar direto para aquecimento de água nos setores
comercial, de serviços e residencial. O estudo também destacou a
importância das políticas de conservação de energia.
Os pesquisadores ainda salientaram que Minas Gerais pode se
tornar autossuficiente em etanol, produtos florestais e biodiesel,
bem como exportador. Para isso, extensas áreas produtivas
poderão ser utilizadas para a produção de culturas energéticas
(canaviais e eucaliptos), o que deve ser feito a partir de zoneamento
agroclimático, sem comprometer a produção de alimentos.
Segundo dados do estudo, até 2014, deverão ser implantadas ou
expandidas no Estado, 36 plantas industriais com capacidade de
moagem de 69,9 milhões de toneladas de cana-de-açúcar, com
capacidade de geração elétrica comercializável de 587,3 MW.
A presença da CEMIG
Todo esse esforço na diversificação da matriz energética
mineira não seria válido se não fosse o preponderante e
fundamental papel da Companhia Energética de Minas Gerais
(CEMIG), empresa de capital aberto controlada pelo Governo de
Minas Gerais. “Ser renovável está no DNA, na origem da CEMIG.
Tanto que ainda hoje 98% da energia gerada pela empresa são
de origem renovável”, explica Claudio Homero Ferreira da Silva,
da Gerência de Alternativas Energéticas da CEMIG.
Empresa sustentável
Prova disso é que a companhia mineira integra hoje o seleto
grupo das empresas mais sustentáveis do mundo, sendo mais
8
INVESTMENT
Minas Wealth
Tradition of investments in renewable energy and a company committed
to sustainability make Minas Gerais a unique state within the energy scenario
When somebody thinks about the state of Minas Gerais,
what is the first thing that comes to mind: the mountains? “The
mountains of Minas are also beautiful / And so tall they are /
That God looks on Earth from their top,” sings the poet Gildes
Bezerra.
Is it the “Mineiro Way”1? “He does not look: he glances. He
does not pay attention: he just watches. He does not talk: he
confabulates. He does not make arrangements: he conspires. He
does not look for revenge: he waits. It is part of the Decalogue
somebody has already written. He does not go crazy: he gets
worse. Or he declares according to politeness. Apart from that, it
is to trust mistrusting. Two is good, three is a political meeting.
Slowly I have to rush”, described Fernando Sabino.
Or is it the food? Main dish, pork crackling and bean with corn
flour; for dessert, guava sweet with cheese. Oh, it impossible to
forget the cheese bread.
Minas Gerais will always be marked by its geography, its people
and its cuisine. However, the state will also be remembered for its
tradition in investing in renewable sources of energy.
The 24th Energy Balance of the state of Minas Gerais (2009
– reference year 2008), elaborated by the Energy Company of
the State of Minas Gerais (CEMIG), pointed out a significant rise
in the sources of renewable energy and the potential rise in the
use of biofuels in the state, mainly ethanol, sugar-cane bagasse,
charcoal and the generation of power out of the burning of urban
solid residue.
The BEEMG showed that 53% of the energy offer in Minas
Gerais comes from renewable sources – 46% in Brazil and 12.7%
in the world. Out of this amount, 48.8% refers to firewood and
its derivatives with a wide use of charcoal from renewable origin
in the casting industry.
Energy Matrix 2007-2030
In 2007, before the BEEMG was launched, the state government, through the State Secretary of Economic Development
(SEDE), ordered the study: “the Energy Matrix of Minas Gerais –
2007 – 2030”. The study would find the potentials, priorities and
fragilities of the state energy matrix.
This study, developed by a team of researchers led by
professors Roberto Schaeffer and Alexandre Salem Szklo
(Federal University of Rio de Janeiro - UFRJ) and Luiz Augusto
Horta Nogueira and Afonso Henriques Moreira Santos (Federal
University of Itajubá - UNIFEI, presented an analyses of offer
and demand for several sources of energy in the state until the
year of 2030, giving recommendations aiming at government
plans and programs and indicating possible obstacles and specific
policies to be applied in today’s scenario, reference scenario and
alternative scenarios.
The research indicated that the strong growth of the casting
industry in the state of Minas Gerais makes it necessary to explore
the potential of charcoal to the most. Also, the study highlighted
that Minas Gerais might take over the role of electric power
Internet
The growth of renewable sources
importer because of the increasing levels of demand. This way,
the researches found the use of alternative technologies, such as
wind and direct solar heating to heat the water in the commercial
and residential sectors, feasible in the long run. The study also
highlighted the importance of energy conservation policies.
The researchers also pointed out that apart from becoming
self-sufficient in ethanol, forest products and biodiesel, Minas
Gerais might also become an exporter. For that, huge productive
areas may be used for the production of energy crops (sugarcane and eucalyptus), which must be carried out based on an
agro-climatic zoning without compromising food production.
According to data from the study by 2004, 36 industrial plants
with a milling capacity of 69.9 million tons of sugar-cane and a
commercializing electric generation capacity of 587.3 MW must
be implemented or expanded.
CEMIG’s presence
All of this effort rowards the diversification of the energy matrix
of Minas Gerais would not be valid if it were not for the pivotal
role of CEMIG (electric company of the state of Minas Gerais),
an open capital company controlled by the state government.
“Being renewable is part of our DNA, it is our origin. Today, 98%
of the energy generated by the company comes from renewable
sources,” explains Mr. Cláudio Homero Ferreira da Silva, from
CEMIG’s Alternative Energy Management.
Sustainable company
Today, CEMIG is part of a small and select group of the
most sustainable companies in the world, and once more it is
1
Mineiro is a person who is born in the state of Minas Gerais. The Mineiro Way refers to the way these people behave, i.e., they are peaceful and easygoing but at the same time
have a smart and Sharp mind.
9
INVESTIMENTO
uma vez, referência no setor de energia elétrica. A empresa está
pelo 11º ano consecutivo no Índice Dow Jones de Sustentabilidade
(Dow Jones Sustainability World Index) – período de 2010-2011.
Este índice avalia e seleciona instituições públicas e privadas
de todo o mundo segundo seus resultados financeiros e sua
qualidade de gestão, incluindo as atuações ambiental e social. O
Dow Jones Sustainability World Index é tido como um índice de
grande confiabilidade mundial e referência para os investidores e
administradores estrangeiros.
A CEMIG figura neste ranking desde quando o índice foi criado,
em 1999, e compartilha com o Itaú Unibanco a façanha de serem
as únicas empresas brasileiras a marcarem presença em todas as
edições do Dow Jones Sustainability Index World.
Para integrar esse grupo seleto de empresas, além de sua
reconhecida sustentabilidade corporativa e boa relação com
acionistas, clientes, funcionários, fornecedores e governo, com
transparência, solidez e responsabilidade socioambiental, merecem destaque os projetos pioneiros em fontes renováveis desenvolvidos pela companhia.
Usina Solar
Em parceria com a fabricante espanhola de painéis fotovoltaicos, Solaria, a CEMIG está investindo na implantação de uma
usina de energia solar fotovoltaica, com capacidade de 3 MW, que
vai gerar energia suficiente para abastecer até 3 mil residências.
Dentro do projeto, estão previstos investimentos de R$ 40 milhões, sendo R$ 25 milhões para viabilizar a construção da usina.
O restante será destinado para o estudo da tecnologia solar na
geração de energia, os impactos no sistema de distribuição, a
durabilidade dos equipamentos, o sistema de proteção contra
descargas atmosféricas e as estratégias de compra e venda de
energia, além da análise do custo-benefício.
Instalada no município de Sete Lagoas, região metropolitana
de Belo Horizonte, a usina será uma das primeiras desse tipo
conectada à rede de distribuição na América Latina. Sete Lagoas
foi escolhida por estar próxima à Belo Horizonte e ao Aeroporto
de Confins, por possuir um índice de radiação satisfatório e por
concentrar atividades do projeto Cidades do Futuro, no qual a
CEMIG está testando a automação de redes de distribuição e
modernização no sistema elétrico.
Com previsão para ser inaugurada em novembro deste ano,
a usina ocupará uma área de 6 hectares, cedida pela prefeitura
de Sete Lagoas, e será dividida em três unidades: a maior (com
capacidade para 2,5 MW) será comercial, a segunda testará novas
tecnologias, como a que será utilizada no Estádio do Mineirão, e a
terceira inteiramente voltada para pesquisa.
Biomassa para produção de energia
Outro projeto de destaque é o de geração de energia elétrica
a partir da queima de gases do processo de carbonização da
madeira usada para produção de carvão vegetal. Em parceria com
a ArcelorMittal Bioenergia, a CEMIG irá investir R$ 8 milhões.
Através desse projeto, os gases serão coletados e queimados,
passando por uma turbina de queima externa, que fornecerá
potência para a geração de energia elétrica. Complementarmente,
será realizada a queima de resíduos de biomassa florestal e finos
de carvão, em conjunto com os gases de carbonização. Para
o desenvolvimento da pesquisa, será utilizada a Unidade de
Produção de Energia (UPE) em Buritis, no município de Martinho
Campos.
Aterro sanitário
Iniciativa pioneira em Minas Gerais e uma das primeiras no
Brasil, a CEMIG gera e distribui energia produzida a partir do
lixo. Através de parceria com a prefeitura de Belo Horizonte
e com o grupo italiano Consórcio Horizonte Asja, a empresa
comercializa a energia gerada por meio de biogás, composto por
metano e gás carbônico, produzido pela decomposição de lixo
de aterro sanitário. O projeto é desenvolvido no já desativado
Aterro Sanitário BH040, localizado na capital mineira, onde se
instalaram a Estação de Aproveitamento de Biogás e uma usina
termelétrica. O aterro, que esteve ativo por 20 anos, fornecerá
21 milhões de toneladas de lixo como matéria-prima para a
geração de energia.
“Ser renovável está no DNA, na origem da CEMIG”
entrevista com Claudio Homero – CEMIG
de energia e sua preocupação com a responsabilidade socioambiental
empresarial.
Arquivo Pessoal
•
Uma longa história ligada à sustentabilidade e ao investimento
em fontes renováveis de energia. Esta é a Companhia Energética de
Minas Gerais (CEMIG), que figura atualmente entre as empresas mais
sustentáveis do mundo. Em entrevista à PCH Notícias & SHP News,
Claudio Homero Ferreira da Silva, da Gerência de Alternativas Energéticas
da CEMIG, destaca o papel da empresa no setor energético, no Estado
de Minas Gerais, seu pioneirismo em projetos de fontes renováveis
10
O que determinou que a CEMIG se tornasse a empresa mais
sustentável da América Latina?
A CEMIG possui uma longa história associada com a sustentabilidade
e sua posição hoje é reflexo do trabalho que toda a empresa realiza neste
sentido. Selecionada pelo 11º ano consecutivo para compor a carteira do
Dow Jones Sustainability World Index, a CEMIG continua sendo a única
empresa do setor elétrico na América Latina a fazer parte desse Índice,
desde 1999, quando foi anunciada a primeira edição. É uma das três
empresas brasileiras e a única do segmento elétrico da América Latina
que integra o seleto grupo do Índice Global Dow, promovido pela Dow
Jones Indexes. Além disso, foi selecionada pela 6ª vez consecutiva como
componente do Índice de Sustentabilidade da Bovespa e se mantém
desde sua criação. Seleção no Índice Carbono Eficiente – ICO2 da
BM&FBovespa/BNDES, que leva em consideração as emissões de Gases
de Efeito Estufa das empresas. Única empresa do setor de utilities do
Brasil a receber o título Prime (B-) pela agência alemã Oekom Research,
pela segunda vez consecutiva. Pela transparência de suas demonstrações
financeiras, a CEMIG venceu o Prêmio Anefac-Fipecafi-Serasa – Troféu
Transparência 2010, na categoria Empresas de Capital aberto com
INVESTMENT
a reference in the electric energy sector. For eleven years in a
row, the company has been part of the Dow Jones Sustainability
World Index – 2010-2011 period. This index assesses and selects
private and public institutions from all over the world based on
their financial results and their management qualities, including
environmental and social actions. The Dow Jones Sustainability
World Index is considered as a worldwide greatly reliable index
and a reference for foreign investors and managers.
CEMIG has been positioned in this ranking since the index was
created in 1999, and shares with Itaú Unibanco the achievement
of being the only Brazilian companies that have been present in
all the editions of the Dow Jones Sustainability World Index.
In order to be part of this select group of companies, besides
CEMIG’s recognized corporative sustainability and good relations
with shareholders, clients, employees, suppliers and government
with transparence and social and environmental solidity and
responsibility, its ongoing pioneering projects using renewable
sources must also be highlighted.
Solar plant
In a partnership with a Spanish photovoltaic panel manufacturer, Solaria, CEMIG is investing in the implementation of a
photovoltaic solar energy plant with a 3 MW capacity that with
generate enough power to supply up to 3 thousand households.
The project forecasts investments ranging about R$ 40 million,
out of which R$ 25 million will be used for enabling construction
of the plant. The remaining part will be destined to study solar
technology aiming at power generation, the impacts on the distribution system, the durability of the equipment, the protection
system against atmospheric discharges and the power sales and
purchase strategy, as well as the cost/benefit analysis.
Installed in the city of Sete Lagoas, metropolitan region of the
state capital Belo Horizonte, the pant will be one of the first of
the lind connected to the distribution grid in Latin America. Sete
Lagoas has been chosen due to its proximity to Belo Horizonte
and Confins Airport, because it has a satisfactory radiation index
and because it concentrates activities of the project “Cities of the
Future”. A project, in which, CEMIG is testing the automation of
distribution grids and Electric system modernization.
The plant is expected to be open in November. It will cover as
area of 6 hectares donated by the City Hall and it will be divided
into three units: the largest one (with a 2.5 MW capacity) will be
commercial, the second one will test new technologies, such as
the one which will be used at Mineirão stadium, and the third one
will be entirely used for researching.
Biomass for power production
Another project that must be highlighted is the generation
of electric power through the burning of the gases from the
wood burning process used for the production of charcoal. In
a partnership with ArcelorMittal Bioenergia, CEMIG will invest
R$ 8 million.
Through this project, the gases will be collected and burned,
passing through and external burning turbine that will supply the
power to the generation of electric power. Also, the burning of
forest biomass and charcoal particulate residue will be burned
together with the carbonization gases. This research will be
carried out at an Energy Producing Unit (UPE) in the district of
Buritis, city of Martinho Campos.
Landfill
As pioneering initiative and one of the first in Brazil, CEMIG
generates and distributes energy produced out of waste.
Through a partnership with Belo Horizonte City Hall and the
Italian group Consórcio Horizonte Asja, CEMIG commercializes
energy generated through biogas, composed by methane and
carbon dioxide, produced by the decomposition of the waste in a
landfill. The project is being developed in Landfill BH040, which
is already deactivated. The landfill is located in the city of Belo
Horizonte, a Biogas Consuming Station and a thermal power
plant have been installed. The landfill, which was active for 20
years, will provide 21 million tons of waste as raw-material for
energy generation.
“Being renewable is part of our DNA, it is our origin”
interviewing with Claudio Homero – CEMIG
to projects on renewable sources of energy and its concern about socioenvironmental responsibility.
Arquivo Pessoal
•
A long history of sustainability and of investments in renewable
sources of energy: this is CEMIG (the energy company of the state of
Minas Gerais), which, today, holds an important position among the most
sustainable companies in the world. In an interview to PCH Notícias & SHP
News, Mr. Claudio Homero Ferreira da Silva, from CEMIG’s Alternative
Energy Management, highlights the role of the company in the energy
sector and in the state of Minas Gerais, its pioneering character in relation
What determined CEMIG to become the most sustainable company
in Latin America?
CEMIG has a long history associated with sustainability and its
position today is the reflex of all the work the company has been
carrying out in this sense. Selected for the 11th year in a row to be one
of the companies of the Dow Jones Sustainability World Index, CEMIG
continues to be the only company of the Latin American electric sector
that has been a part of this Index since 1999, when it was created. It
is one of the three Brazilian companies and the only one of the Latin
American electric segment that integrates the select group of the Dow
Global Index, promoted by. Besides, the company was selected for the
6th time in a row as part of the Bovespa Sustainability Index and it has
been part of it since the Index was instituted. It was also chosen by the
Efficient Carbon Index – ICO2 of BM&FBovespa/BNDES, which takes the
emissions of Greenhouses Gases of the companies into account. CEMIG
is the only company of the Brazilian utility sector that received the
title Prime (B-), awarded by the German agency Oekom Research, for
the second consecutive time. Due to its financial transparence, CEMIG
received the Anefac-Fipecafi-Serasa Award 2010, in the category of
11
INVESTIMENTO
faturamento acima de R$ 8 bilhões. O
certo é que esta posição foi conquistada
com ações concretas da CEMIG no
atendimento dos critérios exigidos pelos
índices. Além disso, a geração da empresa
é 98% renovável de origem hídrica.
•
e onde vem essa preocupação e
D
tradição da empresa em investir em
fontes renováveis?
“
Entendemos que a segurança energética não é composta por uma solução única,
mas sim por um conjunto de
opções e soluções tecnológicas que agregam benefícios de
sustentabilidade, inserção da
solução com contexto local.
Ser renovável está no DNA, na origem
da CEMIG. Tanto que ainda hoje 98%
da energia gerada pela empresa são de
origem renovável. A CEMIG faz parte do
Minas PCH, cujo objetivo é colocar 400
MW no sistema originado de Pequenas
Centrais Hidrelétricas no Estado de Minas
Gerais. Já na década de 1980, a empresa
mudou o nome de Centrais Elétricas para
Companhia Energética. Isto possui uma
grande implicação e indica que a empresa,
já naquela época, vislumbrava que a sua
área de atuação no futuro estaria além
da eletricidade em um contexto maior: o
contexto dos sistemas energéticos em suas
várias fontes e formas de transformação e uso. No atual momento
da sociedade, ser sustentável não é uma opção. Trata-se de uma
necessidade para se manter no mercado. Sustentabilidade implica
ser economicamente viável, ecologicamente correto, socialmente
justo e culturalmente diverso. A empresa realiza as mais diversas
ações no sentido de atender aos requisitos de sustentabilidade. Claro
que para se manter no mercado é necessário que a empresa seja
inicialmente economicamente viável, uma vez que sem esta condição
as empresas simplesmente não existem.
Como grande marcos de investimento em fontes renováveis,
podemos citar:
1) A conexão da primeira usina eólio-elétrica ao sistema elétrico
brasileiro, com a Usina de Morro do Camelinho em 1994. Hoje
conexões deste tipo, além de comuns, são plenamente comerciais;
2) A CEMIG possui 400 projetos de pesquisa e desenvolvimento
em seu portfólio. Destes, 40 são em alternativas energéticas, somando
um total investido de R$ 100 milhões no período de 1999-2010. Estes
projetos abarcam um amplo leque de possibilidades tecnológicas, cujo
maior objetivo é viabilizar comercialmente e inovar em soluções em
energia, de forma que a empresa ganhe competitividade e consiga
reverter em modicidade tarifária em benefício da sociedade;
3) A CEMIG criou os projetos de estádios solares, em que os
estádios do Mineirão e do Maracanã possuirão uma cobertura de
módulos fotovoltaicos para a geração de energia elétrica;
4) Atualmente, a empresa está com um projeto de implantação
de uma Usina Solar Fotovoltaica de 3 MW em Sete Lagoas. Esta
instalação será a maior do Brasil desse tipo, além de se constituir em
um completo laboratório tecnológico;
5) A CEMIG, em parceria com empresas como ArcelorMittal
Bioflorestas e Plantar Energética, está desenvolvendo projetos na
área de aproveitamento dos gases de carbonização da madeira para
produção de carvão vegetal, gerando eletricidade. Estes projetos
podem viabilizar um potencial de 120 MW em geração distribuída
nas unidades de carbonização no Estado de Minas Gerais.
•
Até que ponto as decisões sobre os investimentos da CEMIG
focam no aspecto da sustentabilidade?
A CEMIG pretende estar, em 2020, entre os dois maiores grupos
de energia do Brasil em valor de mercado, com presença relevante
nas Américas e líder mundial em sustentabilidade do setor. Essa
é a nossa visão e a direcionadora de todas as ações da empresa.
Queremos crescer, mas ainda assim nos mantermos lideres em
sustentabilidade.
•
12
A CEMIG possui como
seus principais negócios a
geração hídrica e eólica. A
geração hídrica é histórica e
faz parte do DNA da empresa.
Em 2010, com a aquisição dos
parques eólicos do Ceará, a
CEMIG se tornou dona de 10%
de toda a energia eólica instalada no Brasil. A implantação
e busca por projetos em PCH
continua, e o Grupo CEMIG
tem participado de todos as
possibilidades de incremento
na matriz energética. Dentre as novas possibilidades,
vêm despontando a energia
solar, energia da biomassa e
dos resíduos. Nestes casos,
a empresa atua de maneira
a prospectar, avaliar, desenvolver e viabilizar de forma
técnica e econômica os empreendimentos desta natureza. Além disso, a CEMIG através de uma das empresas do Grupo, a
EFFICIENTIA, desenvolve projetos de eficiência energética, possibilitando a conexão de empreendimentos de cogeração em segmentos
como, por exemplo, biogás de suinocultores, cogeração de bagaço de
cana, cogeração em siderurgia, dentre outros. As áreas citadas acima
têm recebido mais atenção por apresentarem resultados potenciais
mais promissores e próximos de terem implementação e su-cesso
comercial. Mas, de fato, a CEMIG, através da Superintendência de
Tecnologia e Alternativas Energéticas e da Gerência de Alternativas
Energéticas, está atenta para todas as opções de fontes de energia,
transformação e uso. A Gerência realiza estudos de planejamento,
cenarização e acompanhamento tecnológico, de forma a se posicionar estrategicamente, sinalizando para a empresa as oportunidades
de pesquisa e de negócio. Entendemos que a segurança energética
não é composta por uma solução única, mas sim por um conjunto de
opções e soluções tecnológicas que agregam benefícios de sustentabilidade, inserção da solução com contexto local. E por isso, devemos estar atentos às mudanças nos cenários futuros de forma a não
perder oportunidades de pesquisa e negócio.
Dentre os diversos investimentos da CEMIG em energias renováveis,
qual área tem merecido mais atenção? Por quê?
”
•
Quais são os principais desafios energéticos hoje no Estado de
Minas Gerais?
Os desafios de Minas Gerais estão alinhados com os desafios
nacionais e mundiais. Se observarmos uma previsão para o
crescimento futuro, em um horizonte até 2030, percebemos que
será necessário que o sistema energético tenha a sua disponibilidade
dobrada numa pior situação de crescimento. Isto se traduz em
desafios: atender a demanda em uma situação de restrição de terra
(contra grandes barragens e monoculturas), de recursos (fósseis),
de origem cultural (energia nuclear e as suas questões), ambiental
(emissão de gases de efeito estufa) e econômica (somente sistemas
economicamente viáveis são de fato implementados). Enfim, os
desafios são para motivar a sociedade a discutir, a ciência a pensar,
a engenharia a trazer tecnologias e soluções e as empresas a
construírem este futuro. No fundo, todos serão responsáveis pelos
desafios energéticos futuros, uma vez que, num ambiente bastante
regulado como é o setor de energia, a posição da sociedade, da
academia e do governo se reflete nas ações das empresas e nas
restrições à sua atuação no mercado.
•
De que forma o governo do Estado apoia as iniciativas da CEMIG
em investir em fontes renováveis de energia?
O governo do Estado de Minas Gerais é o controlador do Grupo
CEMIG. A atuação e o posicionamento das suas empresas são um
reflexo direto do posicionamento do Governo do Estado juntamente
com os demais acionistas.
INVESTMENT
Open Capital Companies whose income
is over R$8 billion. It is right to say that
this position was achieved by carrying
out concrete actions towards meeting
the criteria demanded by the indexes.
In addition, the company’s generation is
98% renewable and water-based.
•
Where do these tradition and concern
of the company about investing in
renewable sources come from?
“
We understand that energy safety is not formed by one
solution alone, by a set of technological option and solutions
that aggregate sustainability
benefits, and the insertion of
these solutions into the local
context.
Being renewable is part of our
DNA, it is our origin. Today, 98% of
the energy generated by the company
comes from renewable sources. CEMIG
is part of Minas SHP, whose goal is to
supply the system with 400 MW from
Small Hydropower Plants in the state of
Minas Gerais. In the 1980s, the company
changed its name from Power Plants to
Power Company. This implies that back at
that time, the company already saw itself
in the future as part of a greater scenario
than electricity only: the scenario of
energy systems with its several sources
and transformations and uses. Being sustainable today is no longer
an option. It is a necessity to remain in the market. Sustainability
implies being economically feasible, ecologically correct, socially fair
and culturally diverse. The company carries out the most diverse
actions aiming at meeting sustainability demands. Obviously, in
order to maintain itself in the market, the company needs to be
economically feasible, given that without this condition companies
simply do not exist.
As significant marks of investments in renewable sources we can
mention:
1) The connection of the first wind-electric power plant to
the Brazilian electric system - Morro do Camelinho Power plant in
1994. Today, besides normal connections, these ones are widely
commercial;
2) CEMIG has 400 research and development projects in its
portfolio. 40 of them aim at alternative energy, an amount of R$
100 million invested within the period 1999-2010. These projects
encompass a wide range of technological possibilities whose most
important goal is commercial feasibility and innovations in terms of
energy solutions, so that the company can win competitiveness and
can change tariff affordability to the benefit of the society;
3) CEMIG has designed “solar stadiums”, where Maracanã and
Mineirão stadiums will receive a cover made of photovoltaic panels
aiming at electric power generation;
4) Today, the company has been working on a project to implement
a Photovoltaic Solar Power Plant of 3 MW in the city of Sete Lagoas.
It will be the largest installation of the kind in Brazil. In addition, the
company will build a complete technological laboratory;
5) In a partnership with companies such as ArcelorMittal
Bioflorestas and Plantar Energética, CEMIG has been developing
projects aiming at generating electricity out of the use of carbonization
gases from the wood used to produce charcoal. These projects can
create a distributed generation potential of about 120 MW at the
carbonization units of the state of Minas Gerais.
”
•
How far do the decisions about CEMIG’s investments focus on
sustainability aspects?
By 2020, CEMIG intends to be one of the two largest energy
groups in Brazil in relation to market value. It also intends to have
a relevant position in the Americas and be a world leader in the
sustainability sector. This is the view that guides the actions of
the company. We want to grow, but we also want to maintain our
leadership in terms of sustainability.
•
CEMIG’s main businesses
lie in the areas of hydropower
and wind power generation.
Hydropower is our history and
is part of the DNA of the company. In 2010, CEMIG purchased the wind power parks
in the state of Ceará and
became the owner of 10%
of the wind power installed
generation in Brazil. The implementation and search for
SHP projects continues and
GRUPO CEMIG has participated in all the possibilities of
enhancing the energy matrix.
Among the new possibilities,
it is possible to highlight solar energy, biomass and residue energy. In these cases,
the actions of the company
aim at prospecting, assessing, developing and enabling,
technically and economically
speaking, enterprises in these areas. In addition, one of CEMIG’s
companies, EFFICIENTIA, develops energy efficiency projects, enabling the connection of cogeneration enterprises to segments as,
for example, swine biogas, sugar-cane bagasse cogeneration in
casting plants, among others. The aforementioned areas have been
receiving more attention, given that they present more promising
potential results, their implementation and their commercial success seems to be more prompt. In fact, CEMIG, through its Superintendence Energy Technology and Alternatives and the Energy
Alternative Management, is attentive to all the options of energy
sources, transformations and uses. The Management carries out
studies on planning, scenario and technological follow-up so as to
position itself strategically in order to signal the best research and
business opportunities. We understand that energy safety is not
formed by one solution alone, by a set of technological option and
solutions that aggregate sustainability benefits, and the insertion
of these solutions into the local context. That is the reason why we
must be attentive to future scenario changes, so that we will not
miss business and research opportunities.
Among the several CEMIG’s investments in renewable energy,
which area has received the most attention? Why?
•
What are the main energy challenges in the state of Minas Gerais
today?
The challenges of Minas Gerais are aligned with the national and
world challenges. If we observe a growth forecast for the future,
let us say, by 2030, it is possible to notice that the energy system
will have to double its availability capacity in the worst growth case
scenario. This is translated into challenges: meet the demand in a
situation of land restrictions (against large dams and monoculture),
of resources restrictions (fossil sources), of cultural restrictions
(nuclear energy and its issues), of environment restrictions (emission
of greenhouse gases) and economic restrictions (only economically
feasible systems will be implemented). These challenges come to
encourage the society to debate, the science to think, the engineering
to come up with technology and solutions and the companies to build
this future. Deep down, every single person will be responsible for
the energy challenges of the future, given that in an environment
that is high regulated such as the energy sector, the positions of the
society, the scholars and the government reflects the actions of the
Companies and reflects on the restrictions regarding their actions in
the market.
•
How does the government support CEMIG’s initiative to invest in
renewable sources of energy?
The government of Minas Gerais controls GRUPO CEMIG. The
actions and the positioning of their companies are a direct reflection
of the State Government’s position and the other shareholders.
13
Pesquisa e desenvolvimento
Novas pesquisas geram desenvolvimento
para o setor elétrico brasileiro
Por Adriana Barbosa
Adriana Barbosa
Com uma política que objetiva estabelecer diretrizes para
nortear as ações ligadas a questões relacionadas ao desenvolvimento sustentável, a Eletrobras vem se estruturando, nos últimos
anos, para melhor atender as ações de melhoria da gestão tecnológica no setor elétrico brasileiro.
Em entrevista à PCH Notícias & SHP News, o Gerente do Departamento de Gestão Tecnológica da Eletrobras, Luis Cláudio Silva Frade, destacou as ações adotas pela Eletrobras para incentivo
em P&D e eletrificação em comunidades isoladas.
PCH Notícias & SHP News: Atualmente, qual é o foco de pesquisa, os temas preferenciais para projetos de P&D da Eletrobras?
Luis Frade: Temos alguns temas estratégicos em diversas
áreas, mas hoje o foco da empresa é se tornar em 2020, a
maior empresa de geração de energia limpa com rentabilidade
comparável às maiores empresas do mundo. Portanto, a matriz
limpa de geração é o nosso maior objetivo. Além desse foco,
trabalhamos com várias áreas estratégicas, como geração
termossolar, onde pretendemos implantar uma planta no sertão
do Nordeste, com concentradores solares. Temos, também,
um projeto solar fotovoltaico coordenado pela Eletrosul, para
desenvolvermos toda tecnologia no Brasil, já que uma parte
dessa tecnologia é importada. Temos um projeto grande de
smart grid, que estamos desenvolvendo na ilha de Parintins,
na região Norte, por meio de todas nossas distribuidoras, onde
em dois anos vamos investir R$ 22 milhões, com o intuito de
conhecer e dominar a tecnologia. Estamos, ainda, com projetos
na área de nanotecnologia, além de nossas áreas tradicionais
que são geração, transmissão, distribuição, planejamento e
comercialização. Adicional a essas pesquisas, temos o projeto
na área de mobilidade elétrica, onde uma de nossas empresas, a
Itaipu Binacional, está desenvolvendo o veículo elétrico, uma vez
que acreditamos que smart grid e veículos elétricos vão continuar
dentro de nossas pesquisas para os próximos anos.
PCH Notícias & SHP News: Quanto é investido pela Eletrobras em projetos de P&D?
Luis Frade: Para o ano de 2011, o investimento é de R$ 480
milhões, para 2012, o investimento será de R$ 515 milhões, o
que representa um investimento da ordem de meio bilhão de
reais para todos os desembolsos da empresa, o que contempla os
mandatórios da Lei 9.991/2000 e os do fundo de desenvolvimento
tecnológico.
PCH Notícias & SHP News: Quais são os incentivos da
Eletrobras para projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D)?
Luis Cláudio Silva Frade: É importante que se entenda
que hoje a Eletrobras está dividida em duas empresas: uma é a
Eletrobras Holding e a outra é a Eletrobras Sistemas, que abrangem as empresas Eletronorte, Furnas, CHESF, Eletrosul, CGTEE,
Eletronuclear e Itaipu Binacional. As empresas geradoras, transmissoras e distribuidoras têm a obrigação legal da Lei 9.991/2000
que dispõe sobre realização de investimentos em pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética por parte das empresas
concessionárias, permissionárias e autorizadas do setor de energia elétrica. Já a Eletrobras Holding possui, ainda, o fundo de
desenvolvimento tecnológico, onde ela aloca uma parte de sua
receita líquida em projetos de inovação e desenvolvimento. Uma
boa parte dessa verba é para manter o nosso centro de pesquisa,
que é o CEPEL. Então, são essas fontes de recursos que usamos
para o desenvolvimento tecnológico e pesquisas.
14
PCH Notícias & SHP News: Quais são outras ações desenvolvidas pela Eletrobras para a melhoria da gestão tecnológica no
setor elétrico brasileiro?
Luis Frade: Houve a criação do Departamento de Gestão
Tecnológica (DGT) na empresa, para que o mesmo seja o “olhar
estratégico” da holding em relação à tecnologia. Eu ocupo esse
cargo no DGT há três anos e desde então estamos implantando
um planejamento tecnológico, acompanhando os projetos,
verificando os resultados, as metodologias, os equipamentos.
Esse departamento foi criado para fazer a gestão tecnológica de
maneira sistêmica, o que a Eletrobras não tinha até então.
PCH Notícias & SHP News: Como estão os projetos de
modelos sustentáveis de eletrificação rural com energias renováveis e o de elaboração de propostas de políticas públicas e
regulamentos para o uso de energias renováveis desenvolvidos
pela Eletrobras?
Luis Frade: Tanto a Eletrobras quanto suas empresas possuem
uma série de projetos sendo desenvolvidos em diversas áreas, temos projetos em biomassa, aterros, entre outros. Nós fizemos um
levantamento de todos os projetos e estamos identificando quais
deles poderão ser utilizados dentro do programa Luz para Todos.
Assim, vamos aumentar a universalização da energia no Brasil. Há
um trabalho em conjunto de diferentes equipes da empresa para
inserir essa tecnologia já desenvolvida em pesquisas, nas comunidades que ainda não têm acesso a energia elétrica.
researches and development
New researches nourish development
in the Brazilian electric sector
PCH Notícias & SHP News: What incentives R&D projects
are given by Eletrobras?
Mr. Luis Cláudio Silva Frade: It is important to understand that,
today, Eletrobras is divided into two companies: one is Eletrobras
Holding and the other is Eletrobras Systems. They comprehend
companies such as Eletronorte, Furnas, CHESF, Eletrosul, CGTEE,
Eletronuclear and Itaipú Binacional. Generating, transmitting and
distributing companies are legally obligated (Law 9.991/2000)
to invest in research and development and energy efficiency
through utilities, permit and authorization holders of the energy
electric sector. On the other hand, Eletrobras Holding has the
technological development fund, where it allocates part of its net
income to innovations and development projects. A significant
amount of this fund is used for maintain our research center CEPEL. These are the sources of the resources that we use for
technological development and researches.
PCH Notícias & SHP News: Today, what is the focus of
the researches and the preferential themes of R&D projects of
Eletrobras?
Mr. Luis Frade: We have a few strategic themes in several
areas, but the company is focused on becoming the largest clean
generating company, with a profitability similar to the largest
companies in the world, by 2020, This way, a clean energy
generation matrix is our main goal. In addition, we work with
several strategic areas such as solar thermal generation, where
we intend to implement a plant with Solar Concentrators in the
Northeast. We also have a solar photovoltaic project coordinated
by Eletrosul. It aims at developing all of the technology in
Brazil, given that part of this technology is imported. We have
a huge smart grid project, which we have been developed by
our distributors on the island of Parintins, in the north region
of Brazil, where we are going to invest R$ 22 million over two
years, aiming at apprehending the technology. Also, we have
projects in the nanotechnology area, besides our traditional
areas that are generation, transmission, distribution, planning
and commercialization. In addition to these researches, we have
one project on the area of electrical mobility, where one of our
companies, Itaipu Binacional, is developing an electric vehicle,
once we believe that smart grids and electrical vehicles will
continue being part of our researches in the years to come.
PCH Notícias & SHP News: What other actions are developed
by Eletrobras aiming at improving technological management in
the Brazilian electric sector?
Mr. Luis Frade: The company created the Technological
Management Department (DGT), so it can keep a “strategic eye”
at the holding in relation to technology. I have had this position in
the DGT for three years and since then we have been implementing
a technological planning, monitoring the projects, checking the
results, the methodologies, and the equipment. This department
has been created to carry out the technological management in a
systemic way, which Eletrobras could not do then.
PCH Notícias & SHP News: What can you tell us about
the projects on rural electrification sustainable models using
renewable energy and the projects on the elaboration of public
policy proposals and on the regulations for the use of renewable
energy developed by Eletrobras?
Mr. Luis Frade: Eletrobras and its companies have a series of
projects in several areas that are being developed: projects on
biomass, landfills and others. We made a list of all of the projects
and, now, we are identifying which of them might be used by
the program “Light for Everyone”. This way we will increase the
universalization of energy in Brazil. There is a joint work with
different groups of the company to insert these technologies,
which has already been developed, in the communities that still
do not have access to electric power.
Internet
With a policy that aims at establishing guidelines to lead the
actions related to sustainable development, Eletrobras has being
structuring itself over the past few years in order to meet the
desirable actions towards an improvement in the technological
management of the Brazilian electric sector.
In an interview to PCH Notícias & SHP News, Eletrobras’s
Manager of the Department of Technological Management, Mr.
Luis Cláudio Silva Frade, highlighted the actions adopted by
the company to encourage Research and Development and
electrification in isolated communities.
PCH Notícias & SHP News: How much does Eletrobras
invest in R&D projects?
Mr. Luis Frade: Eletrobras is forecast to invest R$ 480 million in
2011 and R$ 515 million is 2012, which represents an investment
of half a billion Reais, according to what was established by
9.991/2000 and the technological investment funds.
15
CURTAS
Seminário debate mudanças climáticas
e novo código florestal brasileiro
Seminar debates climatic changes
and the new Brazilian forest code
Fotos: Camila Galhardo
Por Adriana Barbosa Translation: Adriana Candal
Cerimônia de abertura do SEMEAR - mesa: Secretária Municipal
de Meio Ambiente, Andriani Gonçalves; Vice-prefeito de Itajubá,
Laudelino Augusto; Vice-diretor do IRN/UNIFEI, Fernando das
Graças Braga da Silva; Secretário Executivo do CERPCH, Geraldo
Lúcio Tiago Filho.
SEMEAR opening ceremony - board: City Secretary of Environment,
MS. Andriani Gonçalves; Deputy Mayor, Mr. Laudelino Augusto;
Deputy-Director of IRN/UNIFEI, Mr. Fernando das Graças Braga da
Silva; and CERPCH’s executive secretary, Mr. Geraldo Lúcio Tiago
Filho.
A Universidade Federal de Itajubá (UNIFEI), por intermédio do
Centro Nacional de Referência em Pequenas Centrais Hidrelétricas
(CERPCH), através do Instituto de Recursos Naturais (IRN),
juntamente com a Prefeitura Municipal de Itajubá, por meio da
Secretaria Municipal de Meio Ambiente, realizou entre os dias
9 e 10 de junho, o VI Seminário de Meio Ambiente e Energias
Renováveis (SEMEAR).
No primeiro dia o seminário foi estruturado em três painéis,
sendo que o primeiro contou com a participação dos professores
Tércio Ambrizzi, da Universidade de São Paulo (USP) e Santiago
Cuadra, do Centro Federal de Educação Tecnológica do Rio de
Janeiro (CEFET/RJ) que ministraram palestra sobre o tema
mudanças climáticas e os impactos nas florestas.
Já o segundo painel abordou o novo Código Florestal, onde
a advogada da Associação Brasileira dos Investidores em
Autoprodução de Energia (ABIAPE), Adriana Coli Pedreira, e o
agrônomo da Empresa de Assistência Técnica e Extensão Rural
(EMATER/MG), Luiz Paulo da Costa Barbosa, apresentaram as
mudanças do novo Código Florestal e seu impacto para o setor
elétrico e produtores rurais.
No terceiro e último painel, o engenheiro florestal da Prefeitura
Municipal de Belo Horizonte, Edinilson dos Santos, e o agrônomo
da Companhia Energética de Minas Gerais (CEMIG), Pedro Mendes
Castro, apresentaram palestras sobre a arborização urbana e o
impacto no clima das cidades.
Durante o segundo dia do seminário, foram apresentados 15
trabalhos técnicos dos alunos de graduação e pós-graduação de universidades, sendo que os trabalhos:
Análise de viabilidade de potenciais eólicos a partir da pré-prospecção
– estudo de caso”, do autor Carlos
Adriano Rosa; Influências orográficas
para o aproveitamento eólico em reservatórios hidroelétricos, do aluno Rafael Reis; e Análise dos aspectos climatológicos da região sul de Minas Gerais
e seus impactos no cultivo de oliveiras,
de Aline Fernandes da Silva, foram premiados como primeiro, segundo e terceiro lugar, respectivamente.
16
The Federal University of Itajubá (UNFEI) through the National
Reference Center for Small Hydropower Plants (CERPCH) through
the Institute of Natural Resources (IRN) together with Itajubá City
Hall and the city Secretary of Environment held the 6th SEMEAR
(Seminar on the Environment and Renewable Energy).
During the first day, the seminar relied on the presentation
of three panels: the first one was in charge of professors Tércio
Ambrizzi (University of São Paulo – USP) and Santiago Cuadra
(Federal Center for Technological Education of Rio de Janeiro CEFET/RJ), who gave a lecture on climatic changes and their
impacts of the forests.
The second panel approached the new forest code, where
lawyer Adriana Coli Pedreira (Brazilian Association of Investors in
Self-production of Energy - ABIAPE) and agronomist Luiz Paulo
da Costa Barbosa (Company for rural extension and technical
assistance - EMATER/MG) presented the changes of the new forest
code and its impact on the electric sector and rural producers.
The third panel was presented by the engineer of the city
hall of Belo Horizonte, Edinilson dos Santos and the agronomist
of the Power Company of Minas Gerais (CEMIG), Pedro Mendes
Castro. They gave a lecture on urban trees and their impact on
city climate.
On the second day of the seminar, 15 papers were presented.
They were developed by undergraduate and graduate students
of the University.
The following papers were awarded and the best ones in
the seminar: Feasibility analysis of wind potentials based on
pre-prospection – case study –
Carlos Adriano Rosa; Orographic
influences on wind use in reservoirs
of hydropower plants - Rafael Reis;
and Analysis of climate aspects of
the southern region of the state
of Minas Gerais and their impact
on olive crops - Aline Fernandes
da Silva; first, second and third,
respectively.
Público participante do seminário.
The seminar and its participants.
news
17
cURtAS
pCh ninhO da águia é inaugurada nO sul de minas
NiNHo da ÁgUia SHP oPeNS iN tHe SoUtH of miNaS geraiS
Adriana Barbosa
Por Adriana Barbosa
No dia 12 de maio, entrou em
funcionamento na cidade de Delfim Moreira, localizada
no sul do Estado de Minas Gerais, distante 475 km de Belo
Horizonte, a pequena central hidrelétrica Ninho da Águia, usina
esta que possui uma potência de 10 MW, vazão de 6,44 m3 e
queda de 185m.
A inauguração da PCH ratificou a fusão da empresa Energias
Renováveis S.A. (ERSA) com a Companhia Paulista de Força e Luz
(CPFL), na qual se originou a CPFL Renováveis. Tal ação marcou a
entrada em operação de 11 PCHs do portfólio da empresa, sendo
8 empreendimentos instalados em Minas Gerais, totalizando
154,5 MW de potência instalada, com investimentos na ordem de
942 milhões, sendo 660 milhões nos projetos em Minas Gerais.
Segundo o co-presidente da CPFL Renováveis, Roberto Sahade, Minas Gerais é um estado privilegiado, com inúmeras oportunidades e alto potencial hidrológico, que o torna bastante interessante para o recebimento de empreendimentos de fontes
renováveis, além de um processo moderno e transparente de licenciamento ambiental.
Para o prefeito de Delfim Moreira, Carlos Antônio Ribeiro,
o principal benefício para o município foi a incrementação da
economia local com a geração de empregos e renda para a
população, além de benfeitorias para os cidadãos por meio de
investimentos nas áreas de saúde e educação.
Na ocasião, Roberto Sahade falou sobre os incentivos que
as eólicas e biomassas estão recebendo do governo, o que vem
fazendo com que as PCHs se tornem pouco atrativas. Roberto
acredita que essa fase é temporária e destaca que a CPFL
Renováveis possui 512 MW de PCHs em desenvolvimento. “Isso
mostra que acreditamos no futuro da PCHs, mas precisamos
que o governo e a ANEEL se movimentem rápido para que essa
desigualdade de incentivos não gerem prejuízos para as PCHs”,
destaca.
18
Co-presidentes da Cpfl renováveis, roberto sahade e
miguel saad, visitam casa de máquinas da pCh ninho
da águia durante inauguração.
Co-presidents of CPfl renováveis, mr. roberto
Sahade and mr. miguel Saad, visit the powerhouse of
Ninho da Águia SHP during the opening ceremony.
On May 12th in
the city of Delfim Moreira, located in the south of Minas Gerias,
the Small Hydropower Plant Ninho da Águia started operating
with 10 MW of power, a flow of 6.44 m3 and a head of 185
meters.
The SHP opening ratified the fusion between the companies
Energias Renováveis S.A. (ERSA) and the Companhia Paulista
de Força e Luz (CPFL), where CPFL Renováveis was created.
Such action marked the opening of 11 SHPs that are part of the
company’s portfolio. Eight of the enterprises are installed in the
state of Minas Gerais, totalizing 154.5 MW of installed power. The
investment range about R$ 942 million – R$ 660 million invested
in projects located in Minas Gerais.
According to CPFL Renováveis co-president, Mr. Roberto
Sahade, Minas Gerais is a privileged state with a number
opportunities and a large hydropower potential, which make
the state very attractive in terms of receiving renewable energy
enterprises. In addition it has a modern and transparent
environmental licensing process.
According to the mayor of Delfim Moreira, Mr. Carlos Antônio
Ribeiro, the main benefit to the city was the growth of the local
economy with the creation of jobs and the rise in the population’s
income, as well as benefits for the citizens through investments
in the areas of health and education.
At the time, Mr. Roberto Sahade talked about the incentives
wind and biomass plants have been given by the government,
which has made SHPs less attractive. Mr. Sahade believes that
this is temporary and highlights that CPFL Renováveis has 512
MW from developing SHPs. “This shows that we believe in the
future of SHPs, but we need the government an ANEEL (National
Agency for Electric Energy) to move fast, so that this incentive
inequality does not cause losses for the SHPs,” he says.
Technical Articles Seccion
TECHNICAL ARTICLES
Estimativa dos impactos energéticos e ambientais atribuída aos coletores
solares térmicos nas residências brasileiras...........................................................................................................20
Estimate of the energy and environment impacts attributed to solar thermal
collectors in Brazil
Rafael Balbino Cardoso, Luiz Augusto Horta Nogueira
DIREITO AMBIENTAL NO BRASIL – ANÁLISE DO LICENCIAMENTO AMBIENTAL DE USINAS
EÓLICAS EM ÁREAS DE PRESERVAÇÃO PERMANENTE.............................................................................................................25
ENVIRONMENTAL LAW IN BRAZIL – ANALYSIS OF ENVIRONMENTAL LICENSING OF WIND
POWER PLANTS IN PERMANENTLY PRESERVED AREAS
Cristiano Abijaode Amaral, Adriana Coli Pedreira, Júlia Rechia Bleil
HYDROPOWER DEVELOPMENT IN INDIA...............................................................................................................................33
Praveen Saxena, Arun Kumar
CARACTERIZAÇÃO DO ESCOAMENTO SOBRE VERTEDOUROS EM DEGRAUS DE DECLIVIDADE 1V: 0,75H.......................................37
FLOW CHARACTERISTICS IN STEPPED SPILLWAYS WITH 1V: 0,75H SLOPE
Profa. Dra. Daniela Guzzon Sanagiotto, Marcelo Giulian Marques
ESTUDO DOS COEFICIENTES DE VAZÃO DAS COMPORTAS TIPO BASCULANTE (CLAPET) DA BARRAGEM
MÓVEL DO RIO TIETÊ........................................................................................................................................................44
Study of discharge coefficients of the flapper gates in the Tiete River Movable Dam
Yvone de Faria Lemos De Lucca, Podalyro Amaral de Souza
Eletrificação Rural em Santarém: Contribuição das Micro Centrais Hidrelétricas.................................................47
ARTIGOS TÉCNICOS
Rural electrification in Santarém: the contribution of micro hydropower
Rudi Henri Van Els, Janaina Deane de Abreu Sá Diniz, Josiane do Socorro, Aguiar de Souza,
Antonio Cesar Pinho Brasil Junior, Antonio Nazareno Almada de Sousa, Jaemir Grasiel Kroetz
Otimização e análise de alternativas de vertedor do tipo labirinto trapezoidal................................................... 52
Optimization and analysis of alternative trapezoidal labyrinth weir
Rafael Gustavo Roselli
IAHR DIVISION I: HYDRAULICS
TECHNICAL COMMITTEE: HYDRAULIC MACHINERY AND SYSTEMS
Classificação Qualis/Capes
B5
ENGENHARIA III
INTERDISCIPLINAR
ENGENHARIAS I
Áreas de: Recursos Hídricos
Meio Ambiente
Energias Renováveis
e não Renováveis
19
ARTIGOS TÉCNICOS
Estimativa dos impactos energéticos e ambientais atribuída
aos coletores solares térmicos nas residências brasileiras
1
Rafael Balbino Cardoso,
Luiz Augusto Horta Nogueira
2
Resumo
O presente estudo estima os impactos energéticos, em termos de economia de energia e redução de demanda de ponta, real e
potencial, bem como os impactos ambientais, em termos de redução de emissões de gases do efeito estufa, atribuídos ao uso de
coletores solares térmicos no Brasil, em substituição aos chuveiros elétricos. A avaliação da economia de energia, a partir do Método F,
foi desagregada em nível regional, para os cálculos das frações solares e distribuição do mercado e, a partir da economia de energia
e fator de emissão do sistema interligado nacional, calculou-se as reduções de gases do efeito estufa. Segundo avaliações, o uso de
coletores solares térmicos no Brasil geraram economias de energia da ordem de 1.073,2 GWh, o que resulta em cerca de 51.514 tCO2
de redução de emissões de GEE, equivalente a 104 mil barris de petróleo, no ano de 2008 e uma redução de demanda de ponta de
1.220 MW, cerca de 1,5% da demanda máxima registrada nesse ano. Constatou-se, também, que o Brasil utiliza menos de 5% do
potencial de energia solar térmica no setor residencial para aquecimento de água.
Palavras-chave: fração solar, economia de energia, coletor solar, redução de emissões.
Estimate of the energy and environment impacts
attributed to solar thermal collectors in Brazil
ABSTRACT
The present study esteem the energy impacts, in terms of energy saving and reduction of peak demand, Real and Potential, as
well as the environmental impacts, in terms of greenhouse gases (GHG) emission reduction, attributed to the use of solar thermal
collectors in Brazil, in substitution to the electric showers. The evaluation of the energy saving, starting from the Método F, it was
disaggregated in regional level, for the calculations of the solar fractions and distribution of the market and, starting from the energy
saving and factor of national system emission, it was calculated the reductions of GHG effect. According to evaluations the use of solar
thermal collectors in Brazil generated energy savings of the order of 1,073.2 GWh, what results in about 51,514 tCO2 of GHG emission
reduction, equivalent to 104 thousand petroleum barrels, the year of 2008 and a reduction of peak demand of 1,220 MW, about 1.5%
of the maximum demand registered on that year. It was verified, also, that Brazil uses less than 5% of the potential of solar thermal
energy in the residential sector for water heating.
Keywords: Solar fractions, energy saving, thermal solar collectors, emission reduction.
1. Introdução
A energia solar é a principal fonte de energia primária disponível em nosso planeta, que permanentemente recebe como
radiação solar cerca de 178.000 TW, ainda escassamente utilizada
no âmbito do setor energético (Smil, V, 1985). Por ser uma forma
renovável de energia e contar com adequados indicadores de
viabilidade em diversas aplicações, o uso da energia solar tem
se expandido. Segundo Perlin (2005), são várias as aplicações da
energia solar, podendo ser dividida basicamente em dois grandes
grupos: energia solar ativa e energia solar passiva, como descrito
no fluxograma da Figura 1.
Energia Solar
Ativa
Fotovoltaica
Passiva
Térmica
Arquitetura
Geração
Conexão à
Aquecimento
Aquecimento
Secagem
descentralizada
rede
de água
industrial
refrigeração
e-mail: [email protected], Universidade Federal de Itajubá – UNIFEI/Campus Itabira
e-mail: [email protected], Universidade Federal de Itajubá – UNIFEI/Campus Itajubá
1
2
20
FIG. 1: Aplicações da energia solar
FIG. 1: Applications of the solar energy
TECHNICAL ARTICLES
Tabela 1: Novos coletores instalados em 2007 (Sun and Wind
Energy, 2008)
Table 1: New thermal solar collectors installed in 2007 (Sun
and Wind Energy, 2008)
País
China
Área de coletores
instalada (mil m²)
Potência instalada
(MW)
2.300
1.600
Alemanha
840
588
Turquia
700
490
Índia
650
455
Brasil
480
336
Israel
300
210
Grécia
279
195
Áustria
277
194
Espanha
251
176
França
243
170
Austrália
237
166
Japão
230
161
Itália
210
147
Estados
Unidos
125
87
7.122
4.986
Total
• subsistema de acumulação: seu componente principal é
o reservatório térmico, que pode ser também aquecido por
uma fonte energética complementar, como eletricidade ou
gás, visando garantir o aquecimento auxiliar em períodos
chuvosos, de baixa insolação ou quando ocorrer um aumento
eventual do consumo de água quente.
• subsistema de consumo: compreende toda a distribuição
hidráulica entre o reservatório térmico e os pontos de consumo,
inclusive o anel de recirculação, quando necessário. É também
conhecido como o circuito secundário da instalação.
A seleção da tecnologia a ser adotada para os coletores solares
depende diretamente da temperatura requerida na aplicação,
como mostra a Figura 3 e de considerações de ordem econômica.
Assim, para aplicações com pequena elevação da temperatura,
como o aquecimento de água para piscinas, podem ser utilizados
os coletores planos abertos, isto é, sem uma placa de vidro. Já
para o aquecimento de água para banho, com temperaturas da
ordem de 40°C, considerada a temperatura de conforto para essa
aplicação, quase todos os sistemas utilizados no Brasil adotam
coletores planos convencionais fechados, cobertos com uma placa
de vidro, que reduzem as perdas em relação aos coletores abertos
e melhoram a absorção da radiação solar. Observa-se na Figura 3
que para essa faixa de temperatura, o rendimento dos coletores
com tubos evacuados seria mais elevado, contudo, trata-se de
uma tecnologia ainda de alto custo, o que justifica o amplo uso
dos coletores solares convencionais no país.
Aquecimento de piscina
Aquecimento para banho
Aquecimento de ambiente
Aquecimento para processos industriais
100
80
Coletor com Tubo Evacuado
Eficiência (%)
Nos processos ativos de aproveitamento da energia solar,
com atenção especial para a energia solar térmica, utilizada
por residências, hotéis etc., são utilizados como dispositivos de
conversão de energia os coletores solares, que podem ser padronizados e têm suas características especificadas em função do
uso final do fluido térmico, que na maioria dos casos é a água.
Particularmente, para o aquecimento de água no setor residencial
se destacam os coletores solares planos, que permitem obter
benefícios energéticos, econômicos e ambientais para a sociedade,
na medida em que esses equipamentos substituem os chuveiros
elétricos, um dos maiores consumidores de energia desse setor.
Tais coletores solares têm sido utilizados em vários países do
mundo, como mostra a Tabela 1, que destaca a área e a potência
instalada de coletores solares novos nos diferentes países durante
o ano de 2008. Os valores de potência apresentados nessa tabela
foram estimados utilizando o valor de referência sugerido pela
Agência Internacional de Energia, 700 W/m2 de coletor.
60
Coletor fechado
Coletor aberto
40
20
0
20
40
60
80
100
120
140
160
Temperatura (ºC)
FIG. 3: Correlação entre tipos de tecnologias de coletores planos e
temperatura de operação
FIG. 3: Correlation between types of technologies of flat collectors and
operating temperature
FIG. 2: Esquema simplificado de um sistema de aquecimento solar
FIG. 2: Simplified project of a system of solar heating
Um sistema de aquecimento solar que utiliza coletores solares
térmicos, mostrado esquematicamente na Figura 2, pode ser dividido basicamente em três subsistemas básicos, discutidos a seguir:
subsistema de captação: composto basicamente pelos coletores solares onde circula o fluido de trabalho a ser aquecido, as
tubulações de ligação entre coletores e entre a bateria de coletores e o reservatório térmico e, no caso de instalações maiores,
a bomba hidráulica. O fluido de trabalho normalmente utilizado
é a água.
O uso de coletores solares bem dimensionados, fabricados
corretamente e instalados da forma adequada, em um sistema
de aquecimento solar, pode gerar grandes benefícios energéticos
para a sociedade (PROCEL, 2008). Importante observar que o
desempenho energético de um coletor solar está relacionado com
a instalação adequada, a manutenção periódica e a qualidade dos
componentes do coletor. Todos esses fatores influenciam sobre a
contribuição energética de um coletor instalado em um sistema
de aquecimento solar, que deve ser a mais elevada possível, mas
em função do clima local e dos condicionantes econômicos é
sempre inferior à necessidade energética do consumidor.
A relação entre a contribuição do sistema de aquecimento solar
(Qsolar) e a demanda mensal de energia (Lmês) é denominada fração
solar, que pode ser avaliada em função das condições climáticas
21
ARTIGOS TÉCNICOS
locais, temperatura de armazenamento desejada, parâmetros
de projeto do coletor solar selecionado e da demanda específica de
energia (associada ao nível de conforto requerido pelo consumidor
final) (Pereira et al., 2003). Desse modo, a estimativa da fração
solar permite identificar o quanto o sistema de aquecimento solar
é capaz de suprir da demanda de água quente, estabelecendo uma
relação com o grau de conforto entre o sistema de aquecimento
solar e o oferecido pelo sistema de aquecimento elétrico.
Em sua formulação mais conhecida, a fração solar pode ser
determinada por uma equação empírica, proposta por Beckman
et alli. (1977), cujos parâmetros são determinados em função das
características tecnológicas do coletor, da temperatura ambiente,
radiação solar, etc. O método de cálculo desses coeficientes será
apresentado adiante na metodologia do trabalho.
O presente estudo avalia a economia anual de energia elétrica
atribuída ao uso de coletores solares térmicos, em substituição
aos chuveiros elétricos, no setor residencial das cinco regiões
do Brasil, bem como o seu potencial, utilizando o Método F, da
fração solar, assim como os seus impactos relativos à demanda
de ponta. Com os valores de economia de energia e de fatores
de emissões de gases do efeito estufa do sistema interligado
nacional, fornecidos pelo Ministério da Ciência e Tecnologia –
MCT, estimou-se a redução de emissões de gases do efeito estufa
– GEE, atribuídas ao uso dos coletores.
2. Metodologia
A seguir, são apresentadas as etapas desenvolvidas na avaliação da economia de energia elétrica, redução de demanda de
ponta alcançada e redução de emissões de GEE, bem como do
potencial ainda disponível associado ao uso de coletores no setor
residencial brasileiro, em valores desagregados em nível regional.
a) Coleta de dados e informações tecnológicas: Considerando a estimativa dos valores da fração solar e a distribuição de
coletores instalados no Brasil, foi efetuado um levantamento de:
1) informações tecnológicas dos coletores solares convencionais utilizados no Brasil (valores médios de FrUL, FR(σα),
parâmetros para os coeficientes da equação (1)) junto ao
Programa Brasileiro de Etiquetagem (PBE/INMETRO),
2) n
úmero de residências com chuveiros elétricos por região,
características de uma residência média (no de pessoas,
tempo de banho, vazão do chuveiro, etc.), a partir da
PNAD/IBGE e hipóteses complementares e,
3) d
ados climáticos (temperatura e radiação média mensal)
por região, a partir do CPTEC/INPE.
Sendo,
FX =
(
a ⋅ Frul
)K ⋅ (100 − tamb ) ⋅ nhm
3, 6 ⋅ ci
(3)
e,
Fy =
a ⋅ Fr
( τα)K ⋅ rm ⋅ ndias
(4)
3, 6 ⋅ ci
com,
(
ci = np ⋅ vágua ⋅ c ⋅ tref − tamb
)
(5)
Para as equações acima, vale a seguinte simbologia:
Fai: Fração solar dos coletores das residências médias (.)
FX e FY: Coeficientes adimensionais (.)
A: Área do coletor de uma residência média (2,5 m²)
Nhm: Número de horas do mês (720 horas)
FrUL: Coeficiente de eficiência global de troca (produto do
fator de remoção e coeficiente global de perdas térmicas do
coletor solar, correspondente à inclinação da curva de eficiência
térmica instantânea) (W/m².°C)
Fr(σα): Fator de remoção de absorção e transmissão (produto
do fator de remoção, transmissividade do vidro e absortividade
dos coletores, para ângulo médio de incidência da radiação
direta) (W/m².°C)
Rm: Radiação média diária (J/m²)
Np: Número de moradores por domicílio em uma determinada
região (.)
Vágua: Volume de água consumido por morador (l/dia)
c: Calor específico da água (J/kg°C)
Tbanho: Temperatura de água do banho (°C)
Tamb: Temperatura média ambiente da região no mês
considerado (°C)
Ndias: Número de dias do mês (.)
FDi: Fator de degradação de eficiência do equipamento de
idade i (.)
O volume de água consumido por morador foi calculado em
função da vazão do chuveiro e tempo de banho de cada morador.
Assumiu-se que os equipamentos perdem cerca de 20% de sua
eficiência linearmente ao longo de sua vida útil, estimada em 10
anos, como mostra a Figura 4.
b) Cálculo da fração solar: A partir dos dados coletados,
calculou-se a fração solar média anual, pelo método F, de uma
residência média de cada região brasileira, supondo que cada
residência que possua sistema de aquecimento solar disponha de
uma área média de coletor solar de 3 m². Para a determinação
da fração solar média anual Fai, de coletores solares, para as
residências médias de cada região, foi calculada uma média dos
valores médios mensais, de acordo com a seguinte modelagem:
 12
∑F
ik

FaiK =  i =1
 12





 ⋅ Fdi



(1)
com,
FiK = 1, 029 ⋅ Fy − 0, 065 ⋅ Fx − 0, 245 ⋅ FY2
2
+ 0, 0215 ⋅ Fy3
+ 0, 0018 ⋅ FX
22
(2)
FIG. 4: Fator de degradação de eficiência ao longo da vida útil de coletores
solares
FIG. 4: Efficiency degradation factor for the period of the useful life of
solar collectors
TECHNICAL ARTICLES
c) Cálculo da economia de energia de cada residência
média: Com a fração solar média de cada região do país
calculada, estimou-se a economia de energia, e seu potencial, de
acordo com as seguintes equações:
EE = cEElb − cEEreal
(6)
Onde:
EE: Economia anual de energia de uma residência média (kWh)
CEELB: Consumo anual de energia elétrica da linha de base
(residência sem coletores solares) (kWh)
CEEReal: Consumo anual de energia elétrica do parque real
(residências com coletores solares) (kWh)
Obs.: Para o cálculo da economia de energia potencial,
basta subtrair o consumo potencial anual de uma residência, do
consumo da linha de base, ao invés do CEEReal.
Para cada residência média (de cada região do país), o
consumo de energia elétrica atribuída aos chuveiros elétricos é
calculado pela seguinte equação:
(
)
cEE = 1 − Fai ⋅ pot ⋅ t ⋅ nk
(7)
Onde:
CEEK: Consumo anual de energia do chuveiro elétrico na
residência média na condição k (kWh)
Pot: Potência média do chuveiro elétrico (4,5 kW)
t: Tempo anual médio de funcionamento do chuveiro (horas)
Nk: Número de residências na condição k (milhões)
k: Refere-se à hipótese de mercado considerada: Real (número
de residências com coletores solares (segundo a ABRAVA)) ou
Potencial (número de residências totais (segundo o IBGE))
Tabela 2. Observa-se que embora esses parâmetros dependam
fortemente dos condicionantes climáticos, também são afetados
pelos dados do setor residencial e do parque de coletores, sendo
assim estabelecidos para um ano específico, no presente estudo,
o ano de 2008.
Tabela 2: Frações solares médias para as regiões brasileiras
(2008)
Table 2: Average solar fractions in the Brazilian regions (2008)
Região
Fração solar média (Fai)
Sul
62,8%
Sudeste
72,1%
Centro-Oeste
82,1%
Nordeste
88,3%
Norte
77,4%
A área total de coletores solares instalados no Brasil, no ano
de 2008, foi estimada pela ABRAVA (2009) em 4,05 milhões de
metros quadrados. A distribuição desta área por região do país está
representada na Figura 5, estimada de acordo com as vendas informadas por essa instituição. Assumindo uma área média de 3 m² de
coletores solares por residência do país, estimou-se que o número
total de residências com coletores solares no país, no ano de 2008,
era de aproximadamente 1,35 milhões, correspondente à apenas
2% dos 60,9 milhões de domicílios existentes no país. A distribuição
estimada do número de residências com coletores solares para as
diversas regiões do Brasil é apresentada na Tabela 3.
d) Cálculo da redução de demanda de ponta de cada
residência média: Com a economia de energia estimada, para
cada residência média de cada região do Brasil, foi possível
estimar a redução de demanda de ponta, de acordo com a
seguinte equação:
rdp = nk ⋅ rmp ⋅ Fcp
(8)
Onde:
RDP: Redução de demanda de ponta (kW)
RMP: Redução média de potência (Potência do chuveiro (4,5 kW)
– Potência auxiliar (1,5 kW))
FCP: Fator de Coincidência de Ponta (30%, segundo CEPEL
(2005))
e) Cálculo da redução de emissões de GEE: Com a
economia de energia estimada e com informações sobre os fatores
de emissão de GEE do sistema interligado nacional, fornecidas
pelo MCT, estimou-se a redução de emissão de GEE, atribuída ao
uso de coletores solares térmicos, através da seguinte equação:
rE = EEk ⋅ FE
(9)
Onde:
RE: Redução de emissão de GEE (tCO2)
FE: Fator de emissão do Sistema Interligado Nacional – SIN
(0,048 tCO2/MWh (MCT (2009))
3. R
esultados de Economia de Energia,
RDP e Redução de Emissões
Com as informações tecnológicas, caracterização das
residências, informações climáticas e perda de desempenho dos
coletores, estimaram-se as frações solares médias anuais para
cada residência média de cada região do país, como mostra a
FIG. 5: Área de coletores solares instalada nas residências brasileiras
FIG. 5: Area of solar thermal collectors installed in Brazilian households
Tabela 3: Distribuição regional das residências brasileiras com
coletores solares em 2008
Table 3: Regional distribution of the Brazilian households with
solar collectors in 2008
Residências
(mil unidades)
Região
Sul
240
Sudeste
930
Centro-Oeste
120
Nordeste
Norte
60
6
Com as frações solares médias, de cada residência média
(com 4 pessoas) de cada região do país, o número de residências
de cada região e com um tempo médio anual de operação dos
chuveiros elétricos estimado em 244 horas (10 minutos/pessoa/
dia), segundo o PROCEL (2007), foi possível avaliar as economias
de energia e a redução de demanda de ponta, atribuídas ao
uso de coletores solares térmicos, no ano de 2008, conforme
mostrado, na Tabela 4.
23
ARTIGOS TÉCNICOS
Tabela 4: Economia de Energia e Redução de Demanda de
Ponta em 2008
Table 4: Energy saving and reduction of peak demand in 2008
Região
Economia de
Energia (MWh)
Redução de
Demanda de Ponta
(MW)
Sul
165.491
216
Sudeste
736.242
837
Centro-Oeste
108.175
108
58.172
54
Nordeste
Norte
Brasil
5.099
5
1.073.179
1.220
O potencial de economia de energia e redução de demanda de
ponta em 2008, caso todas as residências possuíssem coletores
solares, era de 18.656,2 GWh e 54.810 MW (metade de toda
potência instalada hoje no Brasil), respectivamente.
Com os valores de economia de energia, estimou-se os impactos
ambientais em termos de redução de GEE. Segundo estimativas,
o uso de coletores solares térmicos nas residências brasileiras,
contribuíram para uma redução de cerca de 51.514 tCO2, em
2008. Esse valor equivale à emissão de queima de 104 mil barris
de petróleo, admitindo que cada barril de petróleo cru emita cerca
de 0,48 tCO2, quando queimado, de acordo com (Schaeffer et.all,
2009). O potencial de redução de emissões de GEE, em 2008,
era de 895.306 tCO2, valor equivalente à queima de cerca de 1,8
milhões barris de petróleo.
4. Conclusões
Empregando o método da fração solar, foi possível calcular
a economia de energia e a redução de demanda de ponta,
atribuída ao uso de coletores solares térmicos, em substituição
aos chuveiros elétricos, de cada região do país. Segundo estimativas, apenas 2% de suas residências possuíam coletores
solares térmicos no ano de 2008. Esses coletores beneficiaram
ao país uma economia de energia elétrica de 1.073,2 GWh e uma
redução de demanda de ponta de 1.220 MW, cerca de 1,5% da
demanda máxima registrada em 2008. O potencial de economia
de energia e redução de demanda de ponta em 2008, caso todas
as residências possuíssem coletores solares, era de 18.656,2 GWh
e 54.810 MW (metade de toda potência instalada hoje no Brasil),
respectivamente. Oportunamente, esses últimos valores devem
ser revisados, especialmente com relação ao fator de coincidência
de ponta, que possivelmente é inferior ao valor adotado.
ANOTAÇÕES
24
Segundo estimativas, o uso de coletores solares térmicos
nas residências brasileiras, contribuíram para uma redução de
51.514 tCO2, em 2008. Esse valor equivale à emissão de queima
de 104 mil barris de petróleo. O potencial de redução de emissões de GEE, em 2008, era de 895.306 tCO2, valor equivalente à
queima de cerca de 1,8 milhões barris de petróleo.
5. Referências
• ABRAVA, Associação Brasileira de Refrigeração, Arcondicionado, Ventilação e aquecimento, disponível em
<http://www.abrava.com.br> Acessos a partir de abril de
2008.
• Beckman, W.A., Klein, S.A., Duffie, J.A., Solar Heating Design:
By the F-Chart Method, John Wiley, New York, 1977.
• CPTEC/INPE, Centro de Previsão do Tempo e Estudos
Climáticos, disponível em www.cptec.inpe.br, Acesso em
12/01/2010.
• MCT, Ministério da Ciência e Tecnologia, Fatores de emissão
do sistema interligado nacional, média de 2008, 2009.
• PBE/INMETRO, Programa Brasileiro de Etiquetagem/
Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade
Industrial, 2009. <www.inmetro.gov.br.> Site acessado em
12/07/2009.
• Pereira, E.M.D. et al., “Energia Solar Térmica”. In: Fontes
Renováveis de Energia do Brasil. Interciência: CENERGIA, Rio
de Janeiro, 2003.
• Perlin, J. (2005). “The History of Solar Energy. Solar
Evolution”, Disponível em: www.californiasolarcenter.org/
history_solarthermal.html. Acessado em julho de 2008.
• PNAD/IBGE, Pesquisa Nacional por Amostra de Domicílios,
ano base 2008, 2009.
• PROCEL, “Avaliação dos Resultados do PROCEL 2007”,
Eletrobrás, DTD/DTDO, Rio de Janeiro, 2008.
• PROCEL, “Pesquisa de Posse e Hábitos de uso no setor
residencial, ano base 2005”, Eletrobrás, DTD/DTDO, Rio de
Janeiro, 2007.
• Schaeffer, R, Szklo, A., Castelo Branco, D., Cunha, D., Costa,
I. “Cenários futuros de baixa emissão de carbono nas cadeias
de produção de combustíveis fósseis (downstream).” Banco
Mundial, 2009.
• Smil, V., General Energetics: energy in the biosphere and
civilization, John Wiley, New York, 1991.
• Sun and Wind Energy, “World map of solar thermal industry”,
vol. 6, 2008, disponível em <www.sunwindenergy.com>.
TECHNICAL ARTICLES
DIREITO AMBIENTAL NO BRASIL – ANÁLISE DO LICENCIAMENTO AMBIENTAL
DE USINAS EÓLICAS EM ÁREAS DE PRESERVAÇÃO PERMANENTE
Cristiano Abijaode Amaral,
2
Adriana Coli Pedreira,
3
Júlia Rechia Bleil
1
RESUMO
A matriz de energia elétrica brasileira é predominantemente renovável. De acordo com o Banco de Informações de Geração (BIG),
da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), a hidroeletricidade é responsável pela geração de 67,31% da energia do país. A
geração complementar advém na maior parte de combustíveis fósseis, que têm seu uso questionado quando se trata de qualidade
ambiental e mudanças climáticas. A geração de energia hidrelétrica, apesar da abundância, possui limitações físicas, socioeconômicas
e ambientais. Dessa forma, é essencial o desenvolvimento de tecnologias alternativas, proporcionando segurança no fornecimento
de energia elétrica e a manutenção da matriz limpa. Entre as tecnologias alternativas disponíveis a geração de energia eólica ganha
destaque nacional e mundialmente. No Brasil, o último leilão de fontes renováveis em agosto de 2010, teve a energia produzida pelas
usinas de bagaço de cana (biomassa) comercializadas em média a R$ 144,20 MWh, a energia eólica – a mais barata – comercializada
a R$ 130,86, e a das pequenas centrais hidrelétricas (PHC) a R$ 141,93 o MWh. As usinas eólicas foram responsáveis por 70% do
leilão, tendo assim uma previsão de quintuplicar sua capacidade instalada até 2013. O Brasil possui grande potencial a ser explorado
(143.000 MW estimado), contudo, apesar das atratividades, a energia eólica, enfrenta desafios, um deles é devido ao fato do maior
potencial eólico do país encontrar-se em áreas de preservação permanente e áreas consideradas como patrimônio nacional submetidas
a regimes especiais de proteção. Este trabalho objetiva averiguar se as questões regulatória, jurídica e ambiental significam um entrave
à efetiva inserção da geração de energia eólica no Brasil. O estudo analisa o processo de licenciamento ambiental de usinas eólicas, em
especial aquelas implantadas em áreas de preservação permanente (APPs) e Zonas Costeiras. A metodologia consistiu na pesquisa do
arcabouço normativo, decisões judiciais, doutrina jurídico-ambiental, e entrevistas com órgãos e empreendedores, a fim de identificar
as lacunas jurídicas e regulatórias ou a ineficácia na aplicação das normas existentes. Verificamos que o Código Florestal e Resoluções
do Conselho Nacional de Meio Ambiente – CONAMA conferem viabilidade legal à implantação de usinas eólicas nestas áreas de proteção
ambiental em casos excepcionais, devendo ser comprovada a inexistência de alternativa locacional e caracterização do empreendimento
como de utilidade pública. Entretanto, apesar de vasta previsão legal sobre competência dos órgãos licenciadores, o tipo de estudo de
impacto ambiental a ser exigido, na implantação de obras de infraestrutura, impasses judiciais e administrativos têm ocorrido, pois esses
empreendimentos estão sendo implantados em áreas de sensibilidade ambiental no Brasil. Desta forma, é essencial o estabelecimento
de um marco regulatório claro e objetivo de modo a compatibilizar a implantação de usinas eólicas no Brasil com a conservação do meio
ambiente, trazendo segurança jurídica e viabilidade econômica a estes projetos. Dentre as conclusões, destacamos: compete aos órgãos
estaduais o licenciamento de usinas eólicas em APPs; a Avaliação de Impacto Ambiental demandada nestes casos poderá ser o Relatório
Ambiental Simplificado (RAS) considerando o pequeno potencial de impacto ambiental desses empreendimentos; devido à singularidade
das áreas de proteção ambiental poderão ser exigidos estudos específicos que detalhem o impacto em dunas, morros, montanhas,
vegetação de restinga ou zona costeira e, há conflito de competência quando os empreendimentos são implantados em zona costeira
e APP concomitantemente, sendo essencial a regulamentação da Constituição Federal do Brasil por intermédio de lei complementar
evitando a judicialização e paralização dos processos de licenciamento de eólicas no Brasil.
Palavras-Chave: Usinas Eólicas, Licenciamento Ambiental, Áreas de Preservação Permanente.
ENVIRONMENTAL LAW IN BRAZIL – ANALYSIS OF ENVIRONMENTAL LICENSING
OF WIND POWER PLANTS IN PERMANENTLY PRESERVED AREAS
ABSTRACT
The Brazilian electric energy matrix is mostly renewable. According to the Generation Information Base (BIG) of the Brazilian
Electricity Regulatory Agency (ANEEL), hydroelectricity is responsible for 67.31% of the country’s energy. The additional generation
comes mostly from fossil fuels, whose use is questioned when it comes to environmental quality and climate change. Despite its
abundance, hydroelectric power generation has physical, socioeconomic and environmental limitations. Thus, it is essential to develop
alternative technologies, providing security in the supply of electric energy and the maintenance of a clean matrix. Among the
Engenheiro civil, especialista em projetos e construções de Pequenas Centrais Hidrelétricas; Mestre em Ciências e Técnicas Nucleares, ênfase em planejamento energético e
Bacharel em Direito. Atualmente é Vice-Presidente da Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia – ABIAPE – endereço: SCN Qd 04, Edifício Centro
Empresarial Varig, Sala 101, CEP 70310-500, Brasília-DF, Telefone: (61) 3326-7122 – e-mail: [email protected]
1
Civil engineer, specializing in projects and construction of small hydroelectrical power plants, Master of Science and Nuclear Techniques, an emphasis on energy planning and
Bachelor of Laws. He is currently Vice-President of the Brazilian Association of Investors in Electric Energy Self-Production – ABIAPE – Address: SCN Qd 04, Edifício Centro
Empresarial Varig, Sala, 101, CEP 70310-500, Brasília-DF, Telephone: (61) 3326-7122 – e-mail: [email protected]
2
Advogada, Graduada em Direito, mestre em engenharia da energia e aluna do curso de especialização em Direito Ambiental. Atualmente é Coordenadora Socioambiental da
Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia – ABIAPE e Assessora Técnico-jurídica do Fórum de Meio Ambiente das Associações do Setor Elétrico –
endereço: SCN Qd 04, Edifício Centro Empresarial Varig, Sala 101, CEP 70310-500, Brasília-DF, Telefone: (61) 3326-7122 – e-mail: [email protected]
2
Lawyer, Master in Engineer of energy and student in specialization in environmental law. Today’s Environmental Coordinator of the Brazilian Association of Investors in Electric
Energy Self-Production – ABIAPE and Technical and Legal Assistant of the Environment Forum of the Brazilian Electrical Sector - Address: SCN Qd 04, Edifício Centro Empresarial
Varig, Sala, 101, CEP 70310-500, Brasília-DF, Telephone: (61) 3326-7122 – e-mail: [email protected]
3
Aluna do 5° ano do Curso de Ciências Jurídicas e estagiária Socioambiental da Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia – ABIAPE – endereço: SCN
Qd 04, Edifício Centro Empresarial Varig, Sala 101, CEP 70310-500, Brasília-DF, Telefone: (61) 3326-7122 – e-mail: [email protected]
3
Student in Law and Environmental trainee of the Brazilian Association of Investors in Electric Energy Self-Production – ABIAPE - Address: SCN Qd 04, Edifício Centro
Empresarial Varig, Sala, 101, CEP 70310-500, Brasília-DF, Telephone: (61) 3326-7122 – e-mail: [email protected]
1
25
ARTIGOS TÉCNICOS
alternative technologies available, wind power is the one that has been gaining prominence, domestically and internationally speaking.
In the last auction of renewable sources held in August 2010 in Brazil, the energy produced by the plants of sugarcane bagasse
(biomass) was traded at an average of R$ 144.20 MWh; wind energy, which was the cheapest, was traded at R$ 130.86, and the
energy from small hydropower plants (PCH), at R$ 141.93 MWh. The wind power plants accounted for 70% of the auction, which
resulted in a plan for increasing its installed capacity by fivefold, by the year 2013. Brazil has great potential to be explored (estimated
143,000 MW), yet despite being appealing, wind energy still face some challenges. One of them is due to the fact that most potential
areas for such energy are found in permanently preservation areas and areas considered national assets, subject to special protection
measures. This study aims to investigate whether the regulatory, legal and environmental issues are considered an obstacle to an
effective inclusion of wind power generation in Brazil. The study examines the process of environmental licensing of wind power plants,
especially those established in permanently preservation areas (APPs) and Coastal Areas. The research methodology consisted of
normative framework, judicial decisions, legal and environmental doctrine, and interviews with agents and entrepreneurs in order to
identify gaps in the regulatory acts or the inefficacy in the application of existing norms. We observed that the Forest Code and the
Resolutions of the National Environment Council – CONAMA – confer legal feasibility to the establishment of wind power plants in these
protection environmental areas in exceptional cases when it has been proved that there is no other option in terms of location, and
that the enterprise is characterized as a public utility.
However, despite extensive legal provision regarding the jurisdiction of the licensing agencies and concerning the type of
environmental impact study to be required in the implementation of infrastructure works, judicial and administrative impediments
have been occurring because these ventures are being established in environmentally sensitive areas in Brazil . Thus, it is essential
to establish a clear and objective regulatory framework so as to make compatible the establishment of wind farms in Brazil and the
protection of the environment, bearing in mind the legal standards and the economic viability of these projects. Among the findings
of this study, we can highlight the following: the State agencies are responsible for the licensing of wind power plants in APPs; the
Environmental Impact Assessment required in these cases may be the Simplified Environmental Report (RAS), since the environmental
impact of these enterprises is small; due to the uniqueness of the environmental protection areas, specific studies that detail the impact
on dunes, hills, mountains, salt marsh vegetation or coastal areas may be required; there is conflict of jurisdiction when the projects
are located in the Coastal and APP areas concomitantly, so it is essential that the regulations of the Brazilian Federal Constitution may
be amended through complementary law in order to avoid the interruption of legal licensing processes concering wind power plants
in Brazil.
KeyWords: Wind Power Plants, Environmental Licensing, Permanently Preserved Areas.
1. INTRODUÇÃO
A matriz de energia elétrica brasileira é predominantemente
renovável. De acordo com o Banco de Informações de Geração (BIG), da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), a
hidroeletricidade é responsável pela geração de 67,31% da energia do país. A geração complementar, entretanto, advém na maior
parte de combustíveis fósseis. Contudo, apesar da abundância
de recursos hídricos constantes no Brasil, a geração de energia
hidrelétrica possui limitações físicas, socioeconômicas e ambientais. Dessa forma, é essencial o desenvolvimento paralelo de tecnologias alternativas, proporcionando segurança no fornecimento
de energia elétrica e a manutenção de uma matriz limpa.
No Brasil, a crescente demanda no consumo de energia devido
ao desenvolvimento econômico e ao crescimento populacional
resultam na necessidade de acréscimo constante da geração de
energia elétrica. Essa demanda vem sendo acompanhada por uma
preocupação mundial com os impactos ambientais decorrentes
dos combustíveis fósseis, que representam atualmente cerca de
80% da energia consumida no mundo (Análise Energia, 2009).
Além da questão ambiental, outra preocupação decorrente
da utilização de carvão, petróleo e gás natural na geração de
energia, é a de que essas fontes são finitas e estão inseridas
com destaque nas discussões sobre mudanças climáticas. A
necessidade de substituir os combustíveis fósseis, então, colocou
em evidência as chamadas fontes renováveis ou alternativas de
energia com capacidade de se recompor.
Entre as tecnologias alternativas disponíveis no mercado,
a geração de energia por meio dos ventos vem ganhando
destaque nacional e mundialmente. No Brasil, o último leilão
de fontes renováveis realizado em agosto de 2010, teve a
energia produzida pelas usinas de bagaço de cana (biomassa)
comercializadas em média a R$ 144,20 MWh, a energia eólica –
a mais barata – comercializada a R$ 130,86, e a das pequenas
26
centrais hidrelétricas (PHC) a R$ 141,93 o MWh. Em destaque, as
usinas eólicas foram responsáveis por 70% do leilão, tendo assim
uma previsão de quintuplicar sua capacidade instalada no Brasil.
O setor hoje tem 744 megawatts (MW) de capacidade instalada,
1.806 MW em processo de instalação, e terá mais 2.047 MW até
2013, resultado dos contratos fechados nos leilões, totalizando
4.597 MW (Ambiente Brasil, 2010).
A escolha para a diversificação da matriz energética deve ter
como foco as vantagens comparativas e especificidades de que
dispõe o país. A energia eólica: renovável, possui como “combustível” o vento, recurso natural abundante, gratuito e não emitente
de poluentes atmosféricos na sua produção – por si só, traz vantagens energéticas e socioambientais. O Brasil possui condições
climáticas bastante favoráveis à produção de energia eólica, tendo
como potencial estimado 143.000 MW (LACERDA, 2009). As usinas eólicas compreendem, ainda, uma alternativa para as demandas energéticas emergenciais, visto que o tempo necessário para
a implantação das fazendas é curto (LUDMER, 2009). Ademais,
após a construção das torres, é possível utilizar o terreno para
outros fins, a exemplo da agricultura e da pastagem.
Outra vantagem é a contrassazonalidade entre as fontes eólica
e hidráulica que asseguraria ao Brasil atender sua demanda de
energia por meio de fontes limpas. As usinas eólicas representam
uma capacidade virtual de armazenamento das hidrelétricas
(VEIGA, 2009). Em verdade, o verão, época para os melhores
ventos, é justamente o período de poucas chuvas, o que diminui
o reservatório das hidrelétricas. Assim, seria possível, com alta
produtividade eólica, diminuir a produção hidráulica – de possível
controle, e despejar a energia dos ventos direto na rede e, então, os
dois modos de produção se complementariam (SIMÕES, 2010).
Apesar da potencialidade do Brasil para desenvolver tal
energia, e dos benefícios que esta traria com a sua inserção na
matriz elétrica, somente uma parte irrisória de nosso potencial
é hoje utilizada. Segundo o Laboratório de Instrumentação
TECHNICAL ARTICLES
Meteorológica do Centro de Previsão do Tempo e Estudos
Climáticos (CPTEC), o Brasil, atualmente, utiliza menos de 1%
da tecnologia eólica, e o pouco aproveitamento desse potencial
se dá principalmente em razão de dois fatores: o econômico e
o cultural. Ocorre que, apesar das atratividades supracitadas,
a energia eólica, como as demais fontes de energia renovável,
enfrenta vários desafios. Além da necessidade de incentivos
governamentais, leilões específicos, questão tarifária e fabricação
de equipamentos nacionais, a implantação de energia eólica no
país necessitará também de um marco regulatório ambiental
específico, uma vez que as regiões onde os potenciais eólicos
atingem seus maiores valores, são consideradas pela legislação
ambiental do Brasil áreas de preservação permanente ou áreas do
patrimônio nacional, submetidas a regimes especiais de proteção.
Este trabalho objetiva averiguar se a questão regulatória,
jurídica e ambiental significa um entrave à efetiva inserção da
geração de energia eólica em nossa matriz elétrica. Para tanto,
será analisado o licenciamento ambiental de usinas eólicas no
Brasil, em especial aquelas implantadas em áreas de preservação
permanente (APPs) e zona costeira. Os materiais, objetos de
estudo para tal pesquisa, foram o Panorama do Potencial Eólico
do Brasil, desenvolvido pela ANEEL, normas como a Constituição
Federal, leis, atos regulamentares e doutrina jurídico-ambiental
referentes ao licenciamento ambiental de empreendimentos de
geração de energia, em especial usinas eólicas. Ademais, para
auferir uma vertente mais prática acerca da questão, serão
utilizadas decisões judiciais e entrevistas com entidades e agentes
setoriais. Pretende-se, dessa forma, conhecer e apresentar
as alternativas para o efetivo desenvolvimento da geração de
energia eólica no país.
adotado na Resolução CONAMA no 237/97, não poderia definir
a competência do ente do licenciamento. Uma das primeiras
atividades da AIA é a delimitação das áreas de influência do projeto,
para que se possa dar início ao levantamento sobre a legislação
ambiental aplicada – assim, além da avaliação de impacto ser um
dos instrumentos da PNMA, interfere na esfera jurídica e legal a
qual recairá sobre o processo de licenciamento. Dessa forma,
há os que entendem que, somente após se ter o licenciamento
iniciado, é que será possível avaliar a abrangência do impacto do
empreendimento, correndo então, o risco de ser alterado o órgão
ambiental que iniciou o licenciamento. Hoje, está em discussão a
forma de harmonizar a aplicação dos outros critérios de definição
de competência existentes, quais sejam: dominialidade do
bem, tipologia e localização dos empreendimentos e atividades.
Esses são pontos a serem observados com vistas à garantia da
segurança jurídica na definição do órgão ambiental competente
para o licenciamento de usinas eólicas.
Voltando à AIA, prevista no inciso III do art. 9º da PNMA, esta
se caracteriza como um instrumento a ser utilizado para assegurar,
desde o início do processo de licenciamento, o exame dos impactos
ambientais e suas alternativas. Atua de forma preventiva ao
tentar antecipar o dano ambiental antes de sua manifestação e
objetiva verificar a viabilidade ambiental do empreendimento. O
Estudo de Impacto Ambiental (EIA) é uma modalidade da AIA,
mas não é o único estudo ambiental considerado no processo
de licenciamento. Para empreendimentos com pequeno potencial
de impacto ambiental, a legislação previu o Relatório Ambiental
Simplificado (RAS), recepcionado na Resolução CONAMA nº
279/01, sendo incluídas as usinas eólicas.
O art. 1º, IV, da Resolução 279/01, dispõe:
2. ARCABOUÇO JURÍDICO REGULATÓRIO
2.1. Arcabouço Jurídico Regulatório referente ao Licenciamento Ambiental de Empreendimento de Geração
de Energia
De acordo com a Lei 6.938/81, que institui a política
nacional do meio ambiente, compete ao CONAMA estabelecer
normas e critérios para o licenciamento de atividades efetivas
ou potencialmente poluidoras. Assim, está o licenciamento
ambiental como instrumento capaz de prevenir a ocorrência
de grandes impactos ambientais ou minorando-os ao máximo.
Conforme a Resolução CONAMA no 237/97, a licença ambiental é
um ato administrativo pelo qual o órgão ambiental competente
estabelece as condições, restrições e medidas de controle
ambiental que deverão ser obedecidas pelo empreendedor para
localizar, instalar, ampliar e operar empreendimentos utilizadores
dos recursos ambientais que, sob qualquer forma, possam causar
degradação ambiental (PEDREIRA, 2004).
Cumpre observar que, atualmente, a referida norma enfrenta
vários questionamentos quanto à sua forma e aplicabilidade.
Primeiramente porque, apesar da Lei da PNMA delegar ao
CONAMA a competência para elaboração de normas e critérios
para o licenciamento ambiental, é a Constituição Federal
em seu art. 23 que possui o comando macro com relação às
competências administrativas dos entes da federação. Há
entendimentos de que a definição das competências dos órgãos
ambientais para fins de licenciamento devem ser estabelecidas
por intermédio de lei complementar. Em segundo lugar, porque
há divergência na aplicação do critério de abrangência do impacto
do empreendimento, utilizado para definição das competências
dos órgãos licenciadores. Para alguns, uma vez que os impactos
(diretos e indiretos) dos empreendimentos são definidos apenas
na avaliação de impacto ambiental (AIA), o critério da abrangência
(...)
Art. 1º – Os procedimentos e prazos estabelecidos
nesta Resolução, aplicam-se, em qualquer nível
de competência, ao licenciamento ambiental
simplificado de empreendimentos elétricos
com pequeno potencial de impacto ambiental,
aí incluídos:
(...)
IV - Usinas Eólicas e outras fontes alternativas
de energia.
(Grifos Nossos)
O RAS está previsto no art. 2º, I, da citada Resolução como
“estudos relativos aos aspectos ambientais relacionados à localização, instalação, operação e ampliação de uma atividade ou
empreendimento, apresentados como subsídio para a concessão
da licença prévia requerida, que conterá, dentre outras, as
informações relativas ao diagnóstico ambiental da região de
inserção do empreendimento, sua caracterização, a identificação
dos impactos ambientais e das medidas de controle, de mitigação
e de compensação”. Nessa perspectiva, o RAS atende à exigência
constitucional de avaliação de impacto ambiental, pois, embora
cuide de um procedimento simplificado, seu conteúdo encerra
certo grau de complexidade, reunindo uma gama de informações
sobre a extensão do empreendimento e dos prováveis impactos
ambientais e socioeconômicos decorrentes da sua implantação
e operação na área de influência do projeto. Ademais, a simples
apresentação do RAS não garante o direito ao procedimento de
licenciamento ambiental simplificado, ficando tal enquadramento
a depender de parecer técnico fundamentado do órgão ambiental
competente, elaborado com base nas informações contidas no
estudo apresentado. Verificado que o empreendimento não
27
ARTIGOS TÉCNICOS
atende às exigências para ser enquadrado no licenciamento
simplificado, a concessão da licença ficará a depender de
Estudo Prévio de Impacto Ambiental – EIA, conforme o art. 4º
da Resolução no 279/2001 (BANDEIRA, 2009). Para o IBAMA, a
conveniência da exigência de um estudo ou do outro, dependerá
sempre da análise técnica do órgão licenciador competente, à
vista do impacto potencial do empreendimento (JÚNIOR, 2010).
No próximo item, as controvérsias com relação ao exposto serão
abordadas para os casos de implantação de usinas eólicas em
áreas de preservação permanente.
2.2. Arcabouço Jurídico referente ao Licenciamento
Ambiental de Usinas Eólicas localizadas em Áreas de
Preservação Permanente (APPs)
O Código Florestal de 1965, instituído pela Lei 4.771, no
inciso II, do § 2º, do art. 1º, com redação determinada pela
Medida Provisória 2.166-67 de 2001, define área de preservação
permanente (APP) como sendo aquela “protegida nos termos dos
arts. 2º e 3º desta lei, coberta ou não por vegetação nativa,
com a função ambiental de preservar os recursos hídricos, a
paisagem, a estabilidade geológica, a biodiversidade, o fluxo
gênico de fauna e flora, proteger o solo e assegurar o bem-estar
das populações humanas”.
O doutrinador Edis Milaré (2009, p. 741) entende que:
(...) “A definição legal vigente, em particular a inserção da expressão “coberta ou não por vegetação nativa”, denota a intenção do legislador
de dar proteção não somente às florestas e
demais formas de vegetação natural, mas
aos locais ou às formações geográficas em
que tais áreas estão inseridas funcionalmente, ou
seja, na ação recíproca entre a cobertura vegetal e
sua preservação e a manutenção das características ecológicas do domínio em que ela ocorre”(...)
(Grifos Nossos)
A ideia de permanência, então, vincula-se às florestas e
demais formas de vegetação, e, também, ao solo. Se a floresta
perecer ou for retirada, a área não perderá sua vocação florestal
(MACHADO, 2009).
As APPs são definidas a partir de dois critérios: a localização
das áreas e da vegetação, e, a sua função ecológica. Segundo
o primeiro critério, previsto no art. 2º do Código supracitado,
consideram-se de preservação permanente, pelo só efeito da
lei, as florestas e demais formas de vegetação natural situadas:
ao longo dos cursos de água; ao redor das lagoas, lagos ou
reservatórios d’água naturais ou artificiais; nas nascentes e nos
chamados “olhos d’água”; no topo de morros, montes, montanhas
e serras; nas encostas ou partes destas; nas restingas, como
fixadoras de dunas ou estabilizadoras de mangues; nas bordas
dos tabuleiros ou chapadas; e, em altitude superior a 1.800
(mil e oitocentos) metros, qualquer que seja a vegetação. De
acordo com o segundo critério, disposto no art. 3º do mesmo
Código, constituem de preservação permanente, quando assim
declaradas por ato do poder público, as florestas e demais formas
de vegetação natural destinadas a: atenuar a erosão das terras;
fixar as dunas; formar faixas de proteção ao longo de rodovias
e ferrovias; auxiliar a defesa do território nacional a critério das
autoridades militares; proteger sítios de excepcional beleza ou de
valor científico ou histórico; asilar exemplares da fauna ou flora
ameaçados de extinção; manter o ambiente necessário à vida
das populações silvícolas; e, assegurar condições de bem-estar
público (MACHADO, 2009).
28
Ainda, em 2002, visando regulamentar os arts. 2º e 3º da
Lei 4.771, o CONAMA editou a Resolução 303, que estabelece
parâmetros, definições e limites de áreas de preservação
permanente”, conceituando o disposto no Código Florestal, no
que tange a morro, montanha, restinga e duna. Veja que o
Código Florestal apenas mencionava o termo “florestas e demais
formas de vegetação natural” para considerar as APPs. Já com a
Resolução CONAMA no 303/02, foi trazido ao arcabouço normativo
a proteção de “áreas”, ou seja os locais, ou às formações
geográficas em que tais áreas estão inseridas, vinculando a
proteção também ao solo.
O estudo “Energia Eólica” (ANEEL, et al, 2006), apresenta cinco
condições topográficas distintas e suas respectivas velocidades
médias do vento e energia eólica média a uma altura de 50 m
da superfície, conforme a Figura 1, abaixo: zona costeira – áreas
de praia, normalmente com larga faixa de areia, onde o vento
incide predominantemente do sentido mar-terra; campo aberto
– áreas planas de pastagens, plantações e/ou vegetação baixa
sem muitas árvores altas; mata – áreas de vegetação nativa
com arbustos e árvores altas, porém de baixa densidade, tipo
de terreno que causa mais obstruções ao fluxo de vento; morro
– áreas de relevo levemente ondulado, relativamente complexo,
com pouca vegetação ou pasto; montanha – áreas de relevo
complexo com altas montanhas.
Em análise da tabela da página seguinte, entre as cinco
condições topográficas, a velocidade média do vento e energia
eólica atingem seus maiores valores na zona costeira, no Morro
e na Montanha. Dessas regiões, duas – morro e montanha – são
qualificadas como APPs (alínea “d”, art. 2º do Código Florestal e
art. 3º, V da Resolução CONAMA nº 303/02); já a zona costeira
tem sua base legal no § 4º do art. 225, da Constituição Federal,
constituindo-se patrimônio nacional e estando submetida a
regime especial de proteção conforme a Lei 7.661/88, que
institui o Plano Nacional de Gerenciamento Costeiro. Em resumo,
foi possível identificar que os empreendimentos eólicos em sua
maioria serão instalados em APPs, seja em dunas, vegetação de
restinga, morros ou montanhas, além da zona costeira sujeita à
proteção especial.
Como regra geral, as APPs são caracterizadas pela intocabilidade e vedação de uso econômico direto, dada a singularidade
e o valor estratégico dessas áreas. Contudo, diversas atividades
de infraestrutura – assim como outras essenciais ao desenvolvimento econômico e social de nosso país – somente são viáveis
e exequíveis, muitas vezes, mediante intervenção em APPs, inexistindo alternativa locacional (MILARÉ, 2009). O art. 4º do Código Florestal, com redação dada pela Medida Provisória no 2.16667, de 2001, autoriza, de forma excepcional, a intervenção e a
supressão de florestas e demais formas de vegetação natural
em áreas qualificadas como de preservação permanente. Visando
regular o referido dispositivo, foi editada a Resolução CONAMA no
369/06, dispondo sobre os casos excepcionais, de utilidade pública, interesse social ou baixo impacto ambiental, que possibilitam
a intervenção ou supressão de vegetação em APP.
De acordo com o Código Florestal, em seu inciso IV, do § 2º do
art. 1º, com redação dada pela Lei 11.934/09, consideram-se de
utilidade pública as obras essenciais de infraestrutura destinadas
aos serviços públicos de energia. Dessa mesma forma, já dispunha
a alínea “b”, inciso I, do art. 2º da Resolução 369/06 supracitada.
Assim, a usina eólica, dada a sua natureza de empreendimento
energético, teria o condão de permitir a intervenção nas APPs.
Consoante o posicionamento do doutrinador Edis Milaré,
acima, e, conforme determina o art. 4º do Código Florestal, e o
inciso I, do art. 3º da Resolução CONAMA no 369/06, a inexistência
de alternativa locacional também é essencial.
TECHNICAL ARTICLES
Fonte: Energia Eólica – ANEEL, CBEE, 2006
FIG. 1: Velocidade média anual do vento a 50 m de altura
29
ARTIGOS TÉCNICOS
Entretanto, no que se refere à caracterização de baixo impacto
ambiental prevista no inciso XI, art. 11, e seu § 1º, dessa mesma
Resolução, é possível a intervenção ou supressão de vegetação
de baixo impacto ambiental em APP nas ações ou atividades
reconhecidas como eventual e de baixo impacto ambiental pelo
Conselho Estadual de Meio Ambiente, desde que não comprometa
as funções ambientais desses espaços.
Apesar da vasta previsão legal sobre competências administrativas dos órgãos licenciadores, das avaliações de impacto
ambiental, da possibilidade de intervenção em APPs de obras
essenciais de infraestrutura e da caracterização de pequeno
potencial de impacto ambiental, em especial às destinadas
aos serviços públicos de energia, muitos impasses judiciais e
administrativos têm ocorrido na implantação de usinas eólicas.
Conforme exposto anteriormente, o Brasil possui, hoje, um
potencial eólico de 143.000 MW. Deste, 52% encontram-se no
Nordeste, 21% no Sudeste, 16% no Sul e 9% na região Norte
(LACERDA, 2009). Nota-se que é justamente na região em que
se concentra o maior potencial eólico brasileiro – Nordeste,
que demandas judiciais têm sido propostas em desfavor dos
empreendedores. Daí, a necessidade de um marco regulatório
claro e objetivo para incentivar a implantação de empreendimentos
eólicos no Brasil, garantindo a segurança jurídica dos projetos e
sua viabilidade econômica.
No estado do Ceará, os principais objetos de controvérsia
são o órgão ambiental competente para o licenciamento de
empreendimentos eólicos e a espécie de avaliação de impacto
ambiental demandada.
Para os casos de empreendimentos e atividades localizados
ou desenvolvidos nas florestas e demais formas de vegetação
natural ou de preservação permanente, a mencionada Resolução
CONAMA nº 237/97, em seu inciso II, art. 5º, atribui ao órgão
ambiental estadual ou do Distrito Federal a competência pelo
licenciamento. Essa mesma Resolução preconiza, em seu
art. 12, § 1º, que “poderão ser estabelecidos procedimentos
simplificados para as atividades e empreendimentos de pequeno
potencial de impacto ambiental, que deverão ser aprovados pelos
respectivos Conselhos de Meio Ambiente”. Essa iniciativa poderá
advir dos órgãos federais, estaduais e municipais integrantes do
Sistema Nacional de Meio Ambiente – SISNAMA. Cita-se também
a mesma hipótese prevista na Resolução CONAMA nº 279/01,
para o licenciamento ambiental simplificado de empreendimentos
elétricos com pequeno potencial de impacto ambiental, aí incluídos
as usinas eólicas e outras fontes alternativas de energia e seus
sistemas associados.
Ainda, a Lei 6.938/81, dispõe, em seu art. 10, caput, que a
implantação de empreendimentos, dependerá de prévio licenciamento do órgão estadual competente e do IBAMA, em caráter
supletivo. Entretanto, de acordo com o § 4º do dispositivo em
questão, a competência do IBAMA é reservada aos casos de licenciamento de obras que envolvam significativo impacto ambiental, de âmbito regional ou nacional. Não estando o empreendimento eólico em zona costeira (cuja abrangência do impacto
pode ser considerada de âmbito nacional), não resta dúvida de
que o licenciamento compete ao Estado, ressaltando que as usinas eólicas se caracterizam de pequeno potencial de impacto ambiental e não obras de significativo impacto ambiental, sujeitas
ao licenciamento federal.
Para os empreendimentos eólicos a serem instalados em
zona costeira, se na definição do órgão ambiental competente
for utilizado o critério da localização do empreendimento por se
tratar de área de interesse nacional, o licenciamento poderá ser
atribuído à União. O interesse nacional está claramente delineado
nas atividades e obras que sejam levadas a efeito nas áreas do
30
patrimônio nacional enumeradas pela CF no art. 225, § 4° “a Floresta Amazônica brasileira, a Mata Atlântica, a Serra do Mar,
o Pantanal Mato-Grossense e a zona costeira”. Apesar de a zona
costeira não compreender bem da União, há o interesse nacional,
o que leva a competência do IBAMA a licenciar (MACHADO, 2009).
Ainda dentro deste critério da localização do empreendimento
para definição da competência licenciatória, se a usina eólica
estiver localizada na zona costeira e em APP concomitantemente,
haverá conflito na aplicação deste critério, pois poderá ser a União
o órgão competente – pelo fato da área ser de interesse nacional
ou o Estado devido à intervenção em APP. É possível ainda,
na definição do órgão ambiental competente ser considerado
o critério da abrangência do impacto, previsto na Resolução
CONAMA nº 237/97, onde a identificação do órgão habilitado
para o licenciamento é determinado pela área de influência
direta do impacto ambiental. Nesta hipótese, haverá casos em
que será o Estado o competente para o licenciamento (MILARÉ,
2009), ou até mesmo da União se a abrangência do impacto
for considerada de âmbito nacional. Para evitar a hipótese de
duplicidade de interesse e de licenciamento, o atual projeto de lei
complementar que tramita no Senado Federal, ao regulamentar o
art. 23 da CF, dispõe que “o licenciamento dos empreendimentos
cuja localização compreenda concomitantemente áreas das faixas
terrestre e marítima da zona costeira será de atribuição da União,
exclusivamente, nos casos previstos em tipologia estabelecida
por ato do Poder Executivo” e “considerados os critérios de porte,
potencial poluidor e natureza da atividade ou empreendimento”
(PLC 01/2010, parágrafo único, art. 7º). Com essa proposta,
busca o legislador dirimir possíveis conflitos de competência
administrativas nas áreas de zona costeira. Em especial para as
usinas eólicas, após a publicação do referido projeto de lei, devese acompanhar a regulamentação que estabelecerá em lista de
tipologia os empreendimentos cujo licenciamento ambiental será
de competência exclusiva do IBAMA nessas áreas.
Com relação ao tipo de AIA a ser exigido para instalação de
empreendimentos nas áreas de zona costeira, prevê o § 2º, art.
6º da Lei do Plano Nacional de Gerenciamento Costeiro, que o
órgão competente solicitará estudo de impacto ambiental para
atividades com alterações das características naturais da zona
costeira. As usinas eólicas, conforme disposto na introdução
deste art., possuem a vantagem de não alterar as características
das áreas onde são implantadas, permitindo a utilização do
terreno para outros fins. Dessa forma, a Resolução CONAMA
279/2001, que prevê a possibilidade de elaboração de RAS para
empreendimentos com pequeno potencial de impacto ambiental,
incluídas as usinas eólicas, encontra fundamento de validade na
Medida Provisória nº. 2.152/2001 (Art. 8º) que, por sua vez,
mitiga (derroga) os efeitos do art. 6º, § 2º, da Lei 7.661, de
16/05/88, quando determinou a realização do EIA – RIMA para
empreendimentos com alterações das características naturais da
zona costeira (BANDEIRA, 2009).
Pelo exposto, entende-se que, independentemente do órgão
licenciador, o licenciamento ambiental de usinas eólicas poderá
ser avaliado mediante relatório ambiental simplificado (Resolução
CONAMA nº. 279/01 c/c art. 12, § 1º da Resolução CONAMA nº
237/97) por atender à exigência constitucional de avaliação de
impacto ambiental. Ressalvado o disposto no art. 4º da Resolução
CONAMA nº. 279/01 onde, após análise do órgão ambiental – se
constatado o não enquadramento do empreendimento elétrico no
procedimento de licenciamento ambiental simplificado, mediante
decisão fundamentada em parecer técnico – os estudos e
documentos juntados ao RAS poderão ser utilizados no EIA com
ou sem complementação, após manifestação favorável do órgão
ambiental.
TECHNICAL ARTICLES
3. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES
• Constatamos que com o arcabouço normativo existente, a
questão regulatória ambiental poderá se caracterizar num
entrave à efetiva inserção da geração de energia eólica em
nossa matriz elétrica, e que, portanto um marco regulatório
ambiental deve ser elaborado.
• Usinas eólicas não modificam as características dos locais
onde são instaladas, mantendo a finalidade da área.
• Necessidade de regulamentação do art. 23 da Constituição
Federal, por intermédio de lei complementar, cujo texto seja
claro e objetivo, capaz de harmonizar os critérios utilizados
na definição das competências administrativas dos entes federados (critério da dominialidade do bem, tipologia dos empreendimentos, localização da atividade ou empreendimento,
abrangência do impacto direto e interesse nacional), para o
licenciamento, fiscalização e autuação dos empreendimentos
de geração eólica.
• Especificamente para os empreendimentos eólicos a serem
implantados em APPs (dunas, vegetação de restinga, morros
ou montanhas), com base do art. 5º, II da Resolução CONAMA
no 237/97, a competência para o licenciamento será estadual.
Ademais, o § 4º, art. 10 da Lei 6.938/81 reserva a competência
ao IBAMA nos casos de licenciamento de obras e atividades de
significativo impacto ambiental de âmbito regional ou nacional,
o que não é o caso das usinas eólicas. A Resolução CONAMA
no 279/01, em seu art. 1º, ao classificar as usinas eólicas
como empreendimentos de pequeno potencial de impacto
ambiental, afasta, até prova em contrário, a competência da
autarquia federal para o seu licenciamento ambiental. Assim,
entende-se que a regra geral para o licenciamento de usinas
eólicas é de competência estadual.
• Para maior segurança jurídica dos processos de licenciamento
estadual, recomenda-se, com base no art. 12, § 1º da Resolução CONAMA no 237/97 que, quando adotado procedimento
simplificado para empreendimentos de pequeno potencial de
impacto, o licenciamento seja aprovado pelo Conselho Estadual de Meio Ambiente.
• Ainda no âmbito estadual, recomenda-se, com fulcro
no art. 11, XI da Resolução CONAMA no 369/06, que os
Conselhos Estaduais expressem normas especificando os
empreendimentos a serem considerados como eventual
e de baixo impacto ambiental, os quais serão passíveis de
intervenção em APP, entre eles, as usinas eólicas.
• A competência será atribuída ao IBAMA nos casos em que
as usinas eólicas são implantadas em zona costeira, cuja
abrangência em termos do impacto pode ser considerada
nacional. O interesse nacional está delineado em áreas de
patrimônio nacional, onde se inclui a zona costeira.
• A controvérsia na clara definição do ente da federação licenciador ocorre na hipótese em que o empreendimento eólico
se localize concomitantemente em APP e em zona costeira.
Nesses casos, a competência do licenciamento poderá ser definida pelos critérios da localização do empreendimento (área
de interesse nacional), e critério da abrangência do impacto
(estadual), onde a identificação do órgão habilitado para o
licenciamento é determinada pela área de influência direta
do impacto ambiental. Verifica-se, então, caso típico de competência comum entre União e Estado para o licenciamento.
Para este, faz-se necessária a regulamentação do art. 23 da
CF (PLC 01/2010), utilizando-se o critério da tipologia do empreendimento.
• Há divergência na aplicação do critério de abrangência do
impacto utilizado para definir as competências administrativas
dos órgãos licenciadores – os impactos (sejam diretos ou
•
•
•
•
•
•
indiretos) somente serão definidos na AIA. Caso seja utilizado
esse critério para definir a competência licenciatória, o
empreendimento corre o risco de iniciar o licenciamento em um
órgão e ter a atribuição do licenciamento alterada para outra
esfera, dependendo dos impactos identificados no estudo.
Para empreendimento com pequeno potencial de impacto
ambiental, é possível utilizar o RAS, pois este atende à
exigência constitucional da AIA. Sua simples apresentação
não garante o licenciamento simplificado, dependendo do
enquadramento de análise do órgão licenciador. Se verificada
a necessidade de estudo mais complexo, a licença poderá
depender de EIA/RIMA.
A APP é aquela “coberta ou não por vegetação nativa, provida de função ambiental”. No caso específico de empreendimentos eólicos implantados nessas áreas, apesar de serem
considerados de pequeno potencial de impacto ambiental e
não necessariamente se localizarem em florestas ou demais
formas de vegetação natural, há de se considerar a função
ambiental do local, da formação geográfica do solo. Daí a
necessidade de serem elaborados estudos específicos, que
considerem a singularidade da área. Para que haja um equilíbrio entre a proteção ambiental e a viabilidade dos empreendimentos eólicos no país, o marco regulatório deve considerar
estas variáveis. Entendemos ser possível a apresentação do
RAS seguido de um estudo específico para áreas com função
ambiental, sem a necessidade de EIA/RIMA.
Ainda com relação ao tipo de AIA a ser apresentada no
licenciamento de usinas eólicas, entende-se que caberá EIA
quando o licenciamento se tratar de empreendimentos de
significativo impacto ambiental. Como existe a controvérsia de
que a avaliação da magnitude do impacto do empreendimento
somente será constatada por intermédio do estudo (EIA ou
RAS), e considerando que a Resolução CONAMA no 237/97,
em seu art. 12, § 1º c/c 279/01, prevê a possibilidade de
licenciamento simplificado e consequente apresentação de
RAS para empreendimento de pequeno potencial de impacto
ambiental, aí incluídas as usinas eólicas, entende-se que
cabe apresentação de RAS, independentemente do órgão
ambiental licenciador.
No que se refere ao tipo de AIA a ser exigida quando a
implantação da usina eólica se der na zona costeira, caberá
EIA/RIMA para as atividades que alterem as características
naturais da área, o que não é o caso das usinas eólicas, pois
permitem a utilização do terreno para outros fins e tratam
de empreendimentos com pequeno potencial de impacto
ambiental. Portanto, o fato de a usina eólica se encontrar
em zona costeira não influencia diretamente o estudo a ser
demandado. Este deve levar em consideração precipuamente
o grau de impacto ambiental. Considerado de baixo impacto,
o estudo demandado será o RAS.
Foi identificado que os empreendimentos eólicos em sua
maioria serão instalados em APPs (vegetação de restinga,
dunas, morros ou montanhas) e em zona costeira, ambas
sujeitas a regime especial de proteção.
Dado que o maior potencial eólico do país está em sua
maioria localizado em APPs e em áreas com regime especial
de proteção, poderá ser caracterizada a rigidez locacional.
Inexistindo alternativa locacional, de forma excepcional, será
possível autorizar a implantação de usinas eólicas nessas
áreas em analogia com o art. 4º do Código Florestal vigente.
A rigidez locacional pode ser comprovada por intermédio dos
atlas eólicos das regiões. Uma espécie de zoneamento de
regiões com alto potencial eólico poderia ser a delimitação
das áreas para um marco regulatório específico.
31
ARTIGOS TÉCNICOS
• De acordo com o Código Florestal e Resolução CONAMA, as
obras essenciais de infraestrutura destinadas aos serviços
públicos de energia, no caso em tela, usinas eólicas, somente
serão autorizadas em áreas qualificadas como de preservação
permanente, quando comprovada a inexistência de alternativa
locacional.
• Sobre a caracterização do empreendimento ou atividade com
eventual e baixo impacto, cabe análise a favor das usinas
eólicas, uma vez que, após o período de concessão, o parque
ou sítio eólico poderá ser desinstalado, tendo as torres
dos aerogeradores retiradas do local de implantação e as
respectivas áreas novamente recuperadas. Com base no art.
24 da CF que trata da competência legislativa concorrente
entre os entes da federação, c/c art. 12, § 1º da Resolução
CONAMA no 237/97 e inciso XI, art. 11 da Resolução CONAMA
no 369/06, os Conselhos Estaduais poderiam expedir normas
ou criar critérios para a caracterização de empreendimentos
eólicos como atividade eventual e de baixo impacto – estes
últimos, por não comprometerem as funções ambientais dos
espaços onde são implantados.
• No caso de o planejamento do setor elétrico prever expansão
da geração eólica, para que os empreendimentos indicados
passem a ser efetivos, faz-se necessário um marco regulatório
que considere as questões apresentadas neste artigo – uma
ideia de integração dos planos setoriais – social, ambiental e
elétrico.
• Dados os desafios e conflitos de interesse que a expansão
da geração eólica no Brasil irá enfrentar, o marco regulatório
ambiental pode ser considerado como um incentivo trazendo
segurança jurídica aos processos de licenciamento e a
viabilidade econômica dos projetos.
4. REFERÊNCIAS
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Janeiro: Lúmen Júris, 2010.
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Processo nº 2009.81.01.000396/3, Limoeiro do Norte, Ceará,
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Hidrelétrica e Transposições e Coordenador Geral da CGENE
Substituto do IBAMA. Palestra Ministrada na 6a Reunião do
Fórum de Meio Ambiente do Setor Elétrico - Conversa com
IBAMA: Licenciamento Ambiental de Empreendimento de
Geração de Energia, Brasília/DF, 14 de julho de 2010.
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Editora Malheiros, São Paulo/SP, 2009.
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Foco: Doutrina, Jurisprudência e Glossário. São Paulo: Editora
Revista dos Tribunais, 2009.
ANOTAÇÕES
32
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de Energia Eólica – CBEE – O “Panorama do Potencial Eólico
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Instituto de Recursos Naturais, Pós-Graduação em Engenharia
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2009. Disponível em < http://terramagazine.terra.com.br/
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• LUDMER, Paulo. VENTO NÃO SE DESDENHA. Canal
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www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/Artigos_e_
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ENERGÉTICA. Diário Comércio, Indústria e Serviços (DCI),
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USO DE ENERGIA LIMPA DOS VENTOS. Jornal do Brasil,
Brasil. 10 jan. 2009. Disponível em < http://jbonline.terra.
com.br/nextra/2009/01/10/e100118624.asp>
• VEIGA, Mário. ESTRATÉGIA DE EXPANSÃO COM ENERGIA
RENOVÁVEL. In: Fórum PDEE 2008/2017: Plano Decenal – A
Expansão da Oferta e Questões Ambientais. Que alternativas
temos?, 2009, Rio de Janeiro.
TECHNICAL ARTICLES
HYDROPOWER DEVELOPMENT IN INDIA
Praveen Saxena,
2
Arun Kumar
1
ABSTRACT
India is posed for large deployment of hydropower in present conducive policy and investment environment. Growing energy
demand and concern for carbon emission is making hydropower development more favorable. The Government of India is ensuring a
good performance of the new SHP stations by linking the incentives to the SHP developers with the performance of the station.
KeyWords: hydropower, SHP, development, carbon emission.
1. INTRODUCTION
India has a geographical area extending to 3.28 million sq. km.
and has 1.17 billion population (projected for year 2010). It consists
of 28 States and 7 Union Territories. They are further divided into
Districts (640), tehsil and Development Blocks and finally in to
towns/cities (urban areas) and rural areas (villages). About 30%
of India’s population lives in 7742 towns and 70% in about 0.608
million villages.
2. STATUS OF ELECTRICITY IN INDIA
Electricity is a concurrent subject meaning thereby that both
the Central (Federal) Government and the State Governments
have responsibility to promote this sector and authority to make
necessary laws, regulations, formulate and implement policies
and programmes. The States function under the guidance of the
Central government. The whole country is divided into five power
regions and planning is done on a regional concept.
At the time of independence in the year 1947 only 1362
MW of electricity was produced in India. India paid considerable
attention to the generation of power as a result of which the
installed capacity of power generation has presently grown to
164,509 MW of which Hydro is 37086 MW (25%), Thermal is
106,433MW (65%), Nuclear is 4560MW (2.9%) and Renewable
energy sources 16429MW (7.7%) (Fig. 1). The share of small
scale hydropower (SHP) is 2,820 MW.
FIG. 1: Electricity Generation Capacity (Ministry of Power Aug 2010)
The access to electricity is low in the rural areas. Out of about
608,000 villages only 85% of the villages are electrified and only
85% of the irrigation pump sets are energised. However, only
about half of the rural households have electricity connections.
Even those who have the electric connections have low load.
Consumption of electricity per person was only 733 kWh during
the year 2008-09and is expected to grow to 1000 kWh by the
year 2011-12.
On the whole, India face shortage of electricity of 12% in
peak demand and 11% overall shortage. India has to harness
every available source of power generation and in this context
Hydropower has acquired priority and Small Hydropower has
a special place. The total hydroelectric power potential in the
country is assessed at about 150,000 MW, equivalent to 84,000
MW at 60% load factor. The potential of small hydro power
projects is estimated at about 15,384 MW with 5718 potential
identified sites.
Water is the state government subject and hence hydropower
development is the responsibility of state governments. Central
government advises on the hydropower matter and play role for
overall river basin planning and arbitrator.
3. REFORMS IN THE ELECTRICITY SECTOR IN INDIA
With the liberalization of the economy, the Government of India
has been encouraging and invited private sector for investment in
the power sector. Accordingly, a conducive policy environment
has been created by modifying the Electricity Act. The new
Electricity Act-2003 deals with the laws relating to generation,
transmission, distribution, trading and use of electricity. The Act
has specific provisions for the promotion of renewable energy
including hydropower and cogeneration.
It has been made
mandatory that every state regulatory commission would specify
a percentage of electricity to be purchased from renewable by a
distribution licensee. The National Electricity Policy announced in
2005 aims at access of electricity by all households and per capita
availability of electricity to be increased to 1000 units by 2012.
The Policy underlines that renewable energy potential needs to be
exploited and private sector would be encouraged through suitable
promotional measures. Regarding fixing of tariff, the government
has announced Tariff Policy in 2006 wherein the State Regulatory
Commissions are required to fix tariff in their respective state and
also decide about the renewable purchase obligation. The Electricity
Act and Tariff Policy are favorably tilted towards increasing power
generation from renewable. Now, Central Electricity Regulatory
Commission has also announced the tariff calculation guidelines
for renewable technologies including for small hydro projects.
The existing power deficit and a rapid growing demand coupled
with government commitment to provide access to electricity for
Director, Ministry of New and Renewable Energy, Govt. of India, New Delhi 110003, e-mail: [email protected]
Alternate Hydro Energy Centre, Indian Institute of Technology Roorkee, Roorkee - 247667, Uttarakhand, India, e-mail: [email protected]
1
2
33
ARTIGOS TÉCNICOS
all has necessitated a large scale capacity addition programme. A
capacity addition of 78,000 MW in the 11th Plan (2007 to 2012)
and approximately one 100,000 MW in the 12th Plan (20122017) is planned. Concurrent investments in Transmission and
Distribution are also going on. Such a gigantic task is strongly
supported and complemented by the private sector.
These changes facilitated the removals of barriers to
investment, improved the functioning of the system and resulted
in additional generation of power much in excess of that achieved
in the earlier plans. Ministry of New & Renewable Energy (MNRE)
Government of India is the nodal ministry for small hydropower
development in India.
5. HYDROPOWER CLASS
4. GOI POLICY ON HYDROPOWER DEVELOPMENT
India has a history of about 110 years of hydropower. The
first small hydro project of 130 kW commissioned in the hills
of Darjeeling in 1897 to mark the development of hydropower
in India. At Present the biggest capacity plant is a run of river
Naptha Jhakri Hydro project of 1500 MW in Himachal Pradesh.
Despite hydroelectric projects being recognized as the
most economic and preferred source of electricity, the share of
hydropower in our country continued declining since 1963. The
hydro share declined from 50% in 1963 to about 25% in 2010. For
grid stability the ideal hydro-thermal mix ratio for Indian condition
is 40:60. In order to correct the hydro-thermal mix to meet the
grid requirements and peak power shortage, in August, 1998 and
thereafter in Nov 2008, the Government of India announced a
Policy on ‘Hydro Power Development’. Project Affected People
have been made long term beneficiary stakeholders in the hydro
projects by way of 1% of free power with a matching 1% support
from State government for local area development thus ensuring
a regular stream of benefits. An initiative of installing 50,000
MW large hydro projects in the country was announced by the
government. By 1998 small hydro power projects established
themselves as a techno economically viable option for generating
power with some preferential treatments.
Encouraged by
the growing private sector participation in the sector and the
potential of SHP projects to meet power requirements of remote
and isolated areas, where grid extension is relatively expensive,
small scale hydro was identified as an area to provide thrust in
the overall hydropower development of the country. This led to
transfer of the subject of hydro up to 25 MW from Ministry of
Power (MOP) to MNRE in December 1999.
The process of reforms is an ongoing one and Government of
India has been vigorously pursuing this path for the past five to
six years. Hydro Power is a renewable source of clean energy and
is used to supplement the base load provided by thermal power
plants and storage for wind energy through pumping. To enable
the project developer in the Hydro Sector a reasonable and quick
return on investment, merchant sale of up to a maximum of 40
percent of the saleable energy has been allowed.
Central Electricity Authority (CEA) has issued various hydroelectric related reports and guides are available through web. Some of
them are the best practices in Hydroelectric Generation; Preliminary ranking study of hydroelectric scheme; Guidelines for accord
of concurrence of HE Scheme; Guidelines for formulation of DPRs
for HE scheme; Draft model contract document for hydro projects;
Project monitoring status reports; Project clearance status reports
and Status of 50,000 MW Hydroelectric Initiative reports
The 12th five year plan also suggests that for projects held up
for environment and forest problems, efforts may be made by the
concerned State Govt. / developer to get the timely E&F clearances.
Problems such as local agitation (law & order), land acquisition
etc. need to be resolved by the concerned State Government.
Tendency of converting storage projects (as identified by CEA) to
Run-of-River projects should be discouraged. Project developer
should seek long term open access by indicating at least the
region(s) in which they intend to supply their power to enable
development of transmission system.
34
There is no worldwide consensus on definitions regarding
SHP, mainly because of different development policies in different
countries. Based on installed capacity of hydropower projects,
classification of hydropower varies differently in various countries.
A general classification may be taken as:
Pico
Micro
Mini
Small
Medium Large
5 kW & below
100 kW & below
2000 kW & below
25000 kW & below
100,000 kW & below
above 100,000 kW
6. HYDROPOWER DEVELOPMENT
Development of hydro power resources is important for energy
security of the country. It takes about 10 years for developing a
large scale hydro project from planning to commissioning. The
hydropower development is greatly boosted with the hydropower
policy announcement in 1998 and again in 2008. Advance action
on the identified hydro electric schemes need is being taken
during 11th Plan (2007-12) period itself as long period is required
for development of detailed project reports (DPRs), obtaining
various clearances like Environment & Forest clearances and CEA
clearance, investment decision and achieving financial closure. It
has been proposed to maximize hydro capacity addition during
12th Plan (2012-17) for reducing CO2 emissions and energy
security of the country. A shelf of 109 hydro electric schemes
aggregating to 30,920 MW has been identified. State-wise break
up of these schemes is given in Table 1.
Table 1: 12th Plan Target for Hydro Power Generation
Sl.
No
Central
Sector
States
State
Sector
Private
Sector
Total
No
MW
No
MW
No
MW
No
MW
1.
Himachal
Pradesh
2
816
7
892
6
749
15
2457
2.
Jammu &
Kashmir
4
2450
4
1473
0
0
8
3923
3.
Uttarakhand
12
4374
7
1655
5
829
24
6858
4.
Punjab
0
0
1
168
1
75
2
243
5.
Madhya
Pradesh
3
166
0
0
0
0
3
166
6.
Andhra
Pradesh
0
0
3
1560
0
0
3
1560
7.
Kerala
0
0
6
373
0
0
6
373
8.
Karnataka
0
0
2
400
0
0
2
400
9.
West Bengal
1
120
2
66
0
0
3
186
10.
Sikkim
1
520
0
0
10
1935
11
2455
11.
Arunachal
Pradesh
3
1610
0
0
23
7969
26
9579
12.
Assam
0
0
1
150
0
0
1
150
13.
Manipur
2
1566
0
0
0
0
2
1566
14.
Tamil Nadu
0
0
1
500
0
0
1
500
15.
Meghalaya
0
0
1
54
1
450
2
504
Total
28
11,622
35
7291
46
12,007
109 30,920
TECHNICAL ARTICLES
7. SMALL HYDROPOWER DEVELOPMENT
7.3. EQUIPMENT MANUFACTURING STATUS
7.1Grid Based SHP
India has a wide base of manufacturers of equipment for
hydro power projects. State-of-the-art equipment are available
indigenously. 15 manufacturers produce almost the entire range
and type of hydropower equipment. Most of the world’s leading
equipment manufacturers have their factory and or offices
in India. In addition, there are about 5 manufactures that are
producing micro hydro and watermill equipment.
Beginning of the 21st century saw near commercialization in
the small scale hydro sector. There are 760 small hydro projects in
India with total installed capacity of 2820 MW. The MNRE decided
that out of the total grid interactive power generation capacity
that is being installed, 2% should come from small hydro. This
translates to about 1400 MW capacity addition during 2007-2012.
A target of 3000 MW for the 12th from small hydro has been
fixed and to increase capacity addition of about 500 MW per year.
The present focus of the SHP programme is to lower the cost of
equipment, increase its reliability and set up projects in areas that
give the maximum advantage in terms of capacity utilisation. SHP
projects are being set up both in public and private sector.
Today the SHP programme in India is essentially private investment driven. 228 private sector SHP projects of about 1230 MW
capacity have been setup. Private sector entrepreneurs are finding attractive business opportunities in small scale hydro.
The MNRE is giving financial subsidy, both in public and private
sector to set up SHP projects. In order to improve quality and
reliability of projects, it has been made mandatory to get the
project tested for its performance by an independent agency and
achieving 80% of the envisaged energy generation before the
subsidy is released. In order to ensure project quality/performance,
the ministry has been insisting to adhere to IEC/International
standards for equipment and civil works. The subsidy available
from the Ministry is linked to use of equipment manufactured to
IEC or other prescribed international standards.
7.2 Decentralized SHP
The rural energy scenario in India is characterized by
inadequate, poor and unreliable supply of energy services.
Realizing the fact that small scale hydropower projects can
provide a solution for the energy problem in rural, remote and
hilly areas where extension of grid system is comparatively
uneconomical, promoting small scale hydro projects is one of
the objectives of the small hydro Power programme in India. A
number of mini/micro hydro projects have been set up in remote
and isolated areas, mainly in Himalayan region. While these
projects are developed by various state agencies responsible
for renewable energy, the projects are normally maintained with
local community participation. A number of tea garden owners
have also set up such micro hydro projects to meet their captive
requirement of power. Isolated grid often faces the problem of
poor plant load factor and making financial return difficult for the
plant. But this provides opportunities for the area to have industry
expansion, cottage or small industry, irrigation pumping, drinking
water, agro and other application, education and entertainment
activity for the overall development of the area.
Water wheels have traditionally been used in the Himalayan
regions for rice hulling, milling of grain and other mechanical
applications. With the R&D efforts, new and improved designs
of water mills have been developed for mechanical as well as
electricity generation of 3 to 5 kW. These designs were tested
at AHEC, IIT Roorkee and have been replicated by about 12
very small scale manufacturers. Local organizations such as the
Water Mill Associations, cooperative societies, registered NGOs,
local bodies, and State Nodal Agencies are being encouraged to
install watermills in their areas. The state of Uttarakhand has
taken a lead in setting up electricity generation watermills and
over 500 such watermills were installed in remote and isolated
areas of the state.
7.4. PERFORMANCE TESTING OF SHP STATIONS
In the hydropower the energy transformation process is highly
efficient, usually with well over 90% mechanical efficiency in
turbines and about 98% in the generator. The inefficiency is due
to hydraulic loss in the water circuit (intake, turbine, tail-race),
mechanical loss in the turbo-generator group and electrical loss
in the generator. Old turbines can have lower efficiency, and it can
also be reduced due to wear and abrasion caused by sediments
in the water. The rest of the potential energy (100% - η) is lost
as heat in the water and in the generator. Thus energy efficiency
measurement is one of the key issues.
The efficiency in electromechanical equipment, especially in
turbines, can be improved by better design and also by selecting
a turbine type with an efficiency profile that is best adapted to
the duration curve of the inflow.
As per MNRE directive the small hydro project when
commissioned is required to be tested for its performance by
Alternate Hydro Energy Centre (AHEC), Indian Institute of
Technology (IIT) Roorkee. The subsidy is released after project
attaining the following:
a)Overall performance of the station should be satisfactory.
b)Plant equipment should conform to Indian/International
standards.
c)Weighted average efficiency of generating units should,
with certain exceptions, be at least 75%.
d)Project should have attained 80% of projected generation
for a minimum of 3 months at a stretch.
The biggest challenge for the performance testing was
observed the absence of availability of provisions required for
such tests in majority of the commissioned SHP plants. With
such initiative SHP developers have started taken keen interest
by way providing the necessary provisions in the civil structure/
equipment for facilitating the testing. Needless to say that such
evaluation shall help SHP plant owners regular monitoring of
performance of their plants.
However there is no mandatory condition for performance
testing for large hydropower projects until the owner wishes to
do so as per contractual conditions. Electricity regulators and
financial Institutions are being followed up to adopt conditions
for remunerative tariff from Hydropower.
8. E
STABLISHMENT OF R&D HYDRAULIC TURBINE
LABORATORY
A R&D hydro turbine Laboratory of International level being
established at AHEC IIT Roorkee with the financial support from
MNRE, at AHEC, IIT Roorkee for the multiple purposes viz; turbinemodel testing, research & development (R&D), human resource
development (HRD) along with the other purposes of verification
of designs, generation of design data, design validation through
CFD analysis, Witnessing tests on turbines/pumps in field. The
laboratory is expected to be fully functional by the end of year
2012.
35
ARTIGOS TÉCNICOS
9. STANDARDS FOR SMALL HYDRO
There is a series of standards, guidelines and manuals on
hydropower issued by international standards organizations like
ISO, IEC, IEEE, ASME, USBR and the national statuary bodies
of several countries, including India where it has from CEA,
REC, BIS and CBIP. But most of them were prepared keeping
in view the large water/ hydropower projects. SHP needs to be
made profitable and a long-term investment opportunity, while
ensuring quality and reliability of the power. To make SHP cost
effective and reliable, standards, guidelines and manuals are
required covering entire range of SHP activities. Necessity of
the standards/ guidelines and manuals has been strongly felt by
developers, manufactures, consultants, regulators and others.
The efforts of Government of India have taken initiatives to
prepare about 30 standards for SHP and are expected available
by the year 2011.
10. REAL TIME SIMULATOR
Training and human resource development is given due
importance by the ministry of new and renewable energy.
Towards this, apart from regular training programmes, a real
time digital simulator (rtds) for shp plants has been established
at alternate hydro energy centre (ahec), iit roorkee, and india
with the aim of providing efficient initial and advanced training
to operators and engineering staff of different types of shp
plants. Training conditions have been created very close to real
operating conditions. This will meet the large requirement of
trained personnel for operation and maintenance of shp plants,
reduce o&m costs, reduce damage to plant, increase plant life
and reduce training time. The hydraulic part, the generator, the
ANOTAÇÕES
36
transformers as well as auxiliary electricity systems are taken
care in the simulation. Present and future operators are taking
the benefits of such training and is being utilised by national and
international personnel.
11. REFERENCES
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for 12th Five Year Plan, New Delhi, Sept 2008.
• [9].Central Electricity Authority, Power Scenario at a Glance,
Central electricity Authority, New Delhi, April 2010.
• [10].Performance Testing of SHP Stations: A Guide for Developers, Manufacturers and Consultants”, AHEC IIT Roorkee,
Dec 2009 (www.iitr.ernet.in).
TECHNICAL ARTICLES
CARACTERIZAÇÃO DO ESCOAMENTO SOBRE VERTEDOUROS
EM DEGRAUS DE DECLIVIDADE 1V: 0,75H
Profa. Dra. Daniela Guzzon Sanagiotto
2
Marcelo Giulian Marques
1
RESUMO
Os vertedouros em degraus são estruturas caracterizadas pela significativa resistência imposta ao escoamento e pela dissipação
de energia associada à macrorugosidade inserida pelos degraus. Essa característica conduz a estruturas de dissipação a jusante com
dimensões reduzidas, e consequente diminuição nos custos associados. Neste trabalho, foram realizados ensaios em três modelos
físicos de vertedouros em degraus com declividade da calha 1V: 0,75H (53,13º), e degraus com altura de: (1) 0,03 m; (2) 0,06 m e (3)
0,09 m e em um modelo de calha lisa. Esses modelos foram instalados em um canal com 0,40 m de largura e desnível de 2,44 m entre
a crista e o pé do vertedouro. Os ensaios realizados contemplaram vazões específicas entre 0,027 e 0,700 m³/s/m, que, para uma
escala 1:10, correspondem às vazões entre 0,8 e 22,1 m³/s/m em protótipo. A partir dos resultados, definiu-se uma metodologia para
a avaliação da posição de início da aeração, do fator de resistência ao escoamento e da dissipação de energia ao longo da calha.
PALAVRAS-CHAVE: estruturas hidráulicas, vertedouros em degraus, dissipação de energia, entrada de ar, escoamento aerado.
FLOW CHARACTERISTICS IN STEPPED SPILLWAYS WITH 1V: 0,75H SLOPE
ABSTRACT
Stepped spillways are structures characterized by the significant resistance imposed to the flow and by the increase in the energy
dissipation associated with the friction inserted by the steps. Stepped chutes conduct to economical designs of downstream protection
structures in comparison to the ones required in conventional chute spillways (smooth chute). In this work measurements were carried
out in physical models of spillways with 1V: 0.75H (53,13º) slope and steps height of (1) 0.03 m; (2) 0.06 m and (3) 0.09 m and in
a smooth chute with the same slope. The models were installed in a channel with 0.40 m wide and 2.44 m height, evaluating specific
discharges between 0.027 and 0.700 m³/s/m, that, for a 1:10 scale, corresponds to discharges between 0.8 and 22.1 m³/s/m in
prototype. According to the results, a methodology was defined for the evaluation of the inception point of air entrainment, the friction
factor and the energy dissipation along the flume.
KEYWORDS: hydraulic structures, stepped spillway, energy dissipation, air entrainment.
1. INTRODUÇÃO
Vertedouros em degraus são estruturas que apresentam
degraus ao longo da calha, desde uma posição próxima da crista
até o pé da estrutura (ou próximo deste). Esse tipo de estrutura
vertedoura é conhecida desde a Antiguidade, sendo que nos
últimos 40 anos, observou-se um acréscimo na sua utilização,
devido ao desenvolvimento da tecnologia do concreto compactado
a rolo (CCR) que otimiza econômica e construtivamente os
projetos de barragens. Os vertedouros em degraus são estruturas
caracterizadas pela resistência imposta ao escoamento e pela
dissipação de energia associada à macrorugosidade inserida
pelos degraus. Essas características conduzem a estruturas de
dissipação a jusante com dimensões reduzidas, e consequente
diminuição nos custos associados.
Embora essas estruturas já sejam bastante utilizadas e
existam estudos em modelos físicos e algumas observações em
protótipos, não há um critério consagrado na bibliografia para o
dimensionamento dos vertedouros em degraus.
Neste trabalho, foram estudados três modelos físicos de
um vertedouro em degraus de declividade 1V: 0,75H (53,13º),
com rugosidades diferenciadas, impostas por degraus ao longo
da calha com altura de (1) 0,03 m, (2) 0,06 m e (3) 0,09 m,
em modelo. Foram analisados a posição de início de aeração, as
velocidades médias, o fator de resistência e a dissipação de energia
ao longo da calha. A partir desses resultados, pode-se avaliar,
para diferentes vazões, a proporção da energia do escoamento
dissipada ao longo da calha e, estimar a consequente redução na
estrutura de dissipação a jusante, junto ao pé da barragem. Para
isso, analisa-se considerando como estrutura de dissipação uma
bacia horizontal com formação de ressalto hidráulico.
Antes de apresentar os trabalhos desenvolvidos neste estudo,
comenta-se brevemente sobre alguns pontos importantes a
respeito do escoamento sobre vertedouros em degraus, de
acordo com informações da literatura.
Tipos de escoamento sobre calhas em degraus
O escoamento sobre calhas, canais e vertedouros em degraus
pode ser dividido em duas classes associadas às concentrações
de vazões sobre as mesmas: nappe flow (em quedas sucessivas)
e skimming flow (deslizante sobre turbilhões), de acordo com
Rajaratnam (1990). O escoamento do tipo nappe flow caracteriza-se por uma sucessão de quedas livres seguidas por ressalto
hidráulico pleno ou parcialmente desenvolvido, onde a dissipação
de energia ocorre na quebra do jato de água no ar e na formação
do ressalto hidráulico. O skimming flow ocorre em geral para
vertedouros com calhas de maiores declividades e vazões específicas. Nesse regime, observa-se a formação de um pseudofundo formado pelos cantos externos dos degraus. Acima desse
pseudofundo, a água desliza (escoamento principal) e abaixo,
formam-se os vórtices. Estes vórtices são mantidos através da
Depto. de Engenharia Sanitária e Ambiental, Centro de Tecnologia, UFSM, anexo 1, 3o andar, sala 360, CEP 97105-900, Santa Maria, RS, Brasil.
Fone: (55) 3220-8000 Ramal: 2495, Celular: (55) 9907-5070, e-mail: [email protected]
1,2
37
ARTIGOS TÉCNICOS
transmissão de esforços cortantes do escoamento principal à
zona turbilhonar.
Neste trabalho as vazões específicas ensaiadas representam
escoamentos do tipo skimming flow.
Quadro 2: Resumo das equações para avaliação do fator de
resistência presentes na literatura.
Equação
f=
Início da aeração do escoamento
Autor
8 ⋅ h3
⋅ g ⋅ sen α
n
q2
Rajaratnam
(1990)
hn é a profundidade
normal uniforme
obtida para um
escoamento
completamente
desenvolvido num
regime de escoamento
deslizante; g é
a aceleração da
gravidade; α é
a declividade do
paramento em
degraus e q é a
vazão específica do
escoamento.
(05)
Stephenson
(1991)
k é a rugosidade
formada pelos
degraus, definida
pela menor distância
do canto interno
dos degraus até o
pseudofundo (linha
imaginária que une os
cantos externos dos
degraus).
(06)
Tozzi (1992)
h/k < 1,80, h é a
profundidade do
escoamento medido a
partir do pseudofundo,
perpendicular a este.
(07)
O início da aeração em escoamentos sobre vertedouros (de
calha lisa ou em degraus) ocorre na posição onde a camada-limite
atinge a superfície livre. Em vertedouros em degraus, no entanto,
a macrorugosidade formada pela inserção dos degraus ao longo da
calha favorece o desenvolvimento da camada-limite, e esta atinge
a superfície livre antes do observado nos escoamentos sobre calhas
lisas, para as mesmas condições de declividade da calha e vazões.
No quadro 1, são apresentadas algumas equações propostas
na literatura para a avaliação da posição do início da aeração do
escoamento.
Quadro 1: Resumo das equações para avaliação do início da
aeração do escoamento.
Equação
la
k
(
= 13, 6 ⋅ sen α
l
δ
= 0, 080 ⋅ a
la
k
la
k
l'
H
0,0796  * 0,713
)
⋅ F 
 
(
q
0,0796  * 0,71
)
Wood et al.
(1983)
Tozzi (1992)
−0,233
= 9, 719 ⋅ sen α
= 5, 6 ⋅
Autor
⋅ F 
 
0,8
g0,5 ⋅ H1,5
Chanson
(1994b)
Mateos
Iguacel e
Elviro Garcia
(1999)
f
= 1,14 + 2 ⋅ log
4 ⋅ hn
k
Observações
δ é a espessura da
camada-limite;
LA é a distância,
medida
contornando a
calha, do início do
desenvolvimento
da camada-limite
à posição que esta
atinge a superfície
livre, que indica o
início da aeração
do escoamento;
k é a rugosidade
formada pelo
degrau, dado por
k = H.cos α;
H é a altura
do degrau; α
é o ângulo de
declividade
da calha em
relação ao plano
horizontal;
F* = q
(01)
(02)
1
f
= 2,16 + 1, 24 ⋅ log
h
k
(03)
f = 0,163
(04)
g ⋅ k3 ⋅ sen
;
q é a vazão
específica; g é
a aceleração da
gravidade e
L’ é o desnível
entre a cota
da crista do
vertedouro e a
posição na qual se
observa o início da
aeração.
Fator de resistência
Para a avaliação teórica da energia do escoamento em
qualquer posição da calha, torna-se necessário o estabelecimento
de uma lei geral para o fator de resistência ƒ da equação de
Darcy-Weisbach. No quadro 2, são apresentadas algumas proposições, apresentadas na literatura, para a avaliação do fator
de resistência.
38
1
f=
1
f
(
Tozzi (1992)
)
8g ⋅ sen α ⋅ h2
n dH
⋅
4
q2
d
= 1, 42 ⋅ in H − 1, 25
k
Valores entre 0,17 e
5,00, com um valor
médio em torno de 1,00
1
f
= 1, 925 ⋅ log
h
k
+ 1, 765
Observações
Chanson (1993)
h/k < 1,80
DH é o diâmetro
hidráulico.
Chanson (1994b)
A partir da análise
de estruturas com
declividade inferior
a 12º.
Chanson (1994b)
A partir da análise
de estruturas com
declividades entre 50º
e 55º.
Chamani e
Rajaratnam
(1999)
(08)
(09)
(10)
(11)
Dissipação de energia
Quando se trata do escoamento sobre vertedouros em
degraus, o aspecto mais estudado é o fenômeno de dissipação
de energia ao longo dos seus degraus. Alguns pesquisadores
estudaram a energia residual no pé do vertedouro de forma
indireta, através da medição da altura conjugada lenta do ressalto
hidráulico formado no pé do vertedouro, e, por conseguinte, na
determinação da altura rápida e energia residual nessa posição.
Tozzi (1992), Pegram et al. (1999) e Povh (2000) são alguns dos
pesquisadores que realizaram estudos desta forma. Outros estudos
basearam seus resultados a partir da medição de determinadas
características (profundidade ou velocidades) do escoamento ao
longo de toda calha, como, por exemplo, os trabalhos de Sorensen
(1985), Christodoulou (1993), Tozzi (1992), Sanagiotto (2003) e
Dai Prá (2004). No item de resultados, são apresentados valores
de dissipação de energia presentes na literatura em comparação
com a avaliação realizada neste estudo.
TECHNICAL ARTICLES
2. MATERIAIS E MÉTODOS
Descrição dos ensaios
Descrição da estrutura
Neste trabalho, foram realizadas observações da posição do
início da aeração e medições dos níveis do escoamento ao longo
do perfil dos vertedouros (calhas em degraus e calha lisa).
O presente estudo foi realizado a partir da análise de quatro
estruturas, sendo um vertedouro de calha lisa e três vertedouros
com calhas em degraus, de alturas de degraus de 3, 6 e 9 cm (em
modelo), todos com calha de declividade 1V: 0,75H (53,13º), altura
2,44 m e largura 0,40 m (Figura 1). Para efeito de transferência
dos resultados, considerou-se que a estrutura ensaiada estaria
na escala 1:10. Esta opção foi feita em função da característica
bifásica do escoamento, adotando-se os critérios recomendados
por CHANSON et al. (2002), do uso de modelos com escala entre
1:1 e 1:10 em estudos de escoamentos altamente aerados.
O perfil da crista do vertedouro é do tipo Creager, projetado
de acordo com o USBR (1974), com carga de projeto (Hd) igual a
0,40 m, de equação Y = 1,08945X1,85, com origem na soleira do
vertedouro e, X e Y positivos no sentido do escoamento. O perfil
utilizado neste trabalho desenvolve-se até o ponto de tangência
com a declividade da calha (53,13º). A Figura 1a apresenta o perfil
do modelo do vertedouro em degraus, com degraus de 6 cm de altura, com a localização dos pontos onde foram realizadas medições
de nível, e a Figura 1b mostra o modelo instalado no canal.
Os ensaios realizados contemplam vazões entre 0,027 m³/s/m
e 0,70 m³/s/m (em modelo), que correspondem a escoamentos
do tipo deslizante sobre turbilhões (skimming flow). Considerando
uma escala de transposição de resultados de 1:10, têm-se as
vazões específicas entre 0,85 e 22,14 m³/s/m em protótipo.
A
Medições de níveis
Os níveis de água, ao longo da calha, foram medidos de duas
formas: através da utilização de ponta limnimétrica e por meio
de medidas diretas nas laterais transparentes do vertedouro. As
medições realizadas com ponta limnimétrica foram feitas no meio
do canal, perpendiculares ao fundo, estando o medidor preso a
um carrinho móvel ao longo da calha. Considerando a natureza
do escoamento, altamente aerado, com uma superfície livre de
difícil definição, as medições foram realizadas com a ajuda de
um detector de lâmina de água de alta sensibilidade com sinal
luminoso instalado na ponta limnimétrica.
Avaliação da aeração do escoamento
A avaliação da aeração do escoamento foi feita visualmente,
sendo que foram realizados registros em vídeo de todas as
condições de ensaio.
3. RESULTADOS E DISCUSSÃO
Início da Aeração
Observou-se no escoamento sobre as calhas em degraus,
que a aeração começa com uma perturbação na superfície
da água, na posição onde a camada-limite atinge a superfície
livre, o que provoca o começo da entrada de ar no escoamento.
Imediatamente a jusante deste ponto, visualiza-se no escoamento
a aeração intermitente dos degraus, até uma posição onde o
vórtice aerado, formado na cavidade do degrau, ocorre de forma
contínua e o escoamento aerado apresenta um regime uniforme.
Os resultados apresentados neste trabalho referem-se a este
último tipo de comportamento descrito.
A Figura 2 mostra os resultados de comprimento de início
de aeração adimensionalizados em relação à rugosidade de cada
estrutura (LA/k) e foram apresentados em um gráfico em função
de F∗ = q
g ⋅ k3 ⋅ sen
(1)
A análise dos resultados da posição de início de aeração
permite concluir que o aumento da vazão específica conduz o
início de aeração a posições mais a jusante. Por outro lado, para
uma mesma vazão, o aumento no tamanho do degrau desloca
o início da aeração para posições mais próximas da crista do
vertedouro.
Utilizando os dados de Beitz e Lawless (apud Chanson,
1994a), Bindo et al. (1993), Sorensen (1985) e Tozzi (1992),
que representam resultados obtidos em estruturas com calhas
de declividades entre 50,0° e 53,13°, e os dados encontrados
nesta pesquisa, propõe-se uma equação para o cálculo do
comprimento de início da aeração, equação (2). Observa-se que
a equação proposta representa um bom ajuste aos dados, com
um coeficiente de determinação igual a 0,94.
B
la
k
FIG. 1: Modelo do vertedouro com
calha em degraus: A vista lateral
do modelo instalado no canal; B
esquema do modelo com degraus
de 0,06 m de altura, indicando os
degraus de controle.
= 9, 7721 ⋅ F∗0,7014  r2 = 0, 94 


(2)
Sanagiotto et al. (2004) e Dai Prá et al. (2006) relatam os resultados obtidos no monitoramento do vertedouro em degraus da
UHE Dona Francisca, que apresenta declividade da calha de 1V:
0,75H e degraus com 0,60 m de altura. Os pontos observados
pelos autores são apresentados na Figura 2. Observa-se que os
resultados do presente estudo concordam com os dados obtidos
nos protótipos.
39
ARTIGOS TÉCNICOS
FIG. 2: Comparação da posição do início da aeração do escoamento
entre os resultados obtidos no presente estudo, com os dados de outros
pesquisadores (de acordo com Chanson 1994a), a equação (18), proposta
neste estudo e um resultado obtido no vertedouro em degraus da UHE de
Dona Francisca e de Val de Serra.
Devido ao número limitado de casos onde se obteve o regime
de escoamento aerado uniforme, foi possível obter diretamente os
valores do fator de resistência apenas para situações de hn/k < 3,
como se observa na Figura 3. Isso se deve à limitação da altura do
modelo (2,44 m), que impossibilitou que o escoamento atingisse
o regime aerado uniforme em todas as vazões ensaiadas.
Sanagiotto (2003) realizou uma análise comparativa entre os
fatores de resistência obtidos em modelos de vertedouros com
calhas em degraus (fK) com os obtidos em um modelo da calha
lisa (fL), independentes do regime de escoamento uniforme ter
sido atingido. Nessa análise foram considerados os dados de
todos os pontos onde foram realizadas as medições de níveis,
em todas as vazões ensaiadas. Na Figura 4, são apresentados os
resultados de fator de resistência, considerando qualquer posição
na calha, denominada ‘LP’ (LP é a distância medida alinhada ao
perfil) e o início da aeração (LA). A partir desses dados, propõe-se
a equação (3). Os valores de LP/LA < 1,0 correspondem a regiões
de escoamento não aerado.
Linha D’Água
A linha de água da superfície livre média observada nos
escoamentos em degraus, em comparação com a obtida para o
vertedouro de calha lisa, como era de se esperar, apresenta uma
forma um tanto irregular. Nos escoamentos sobre vertedouros
com calha lisa, as profundidades diminuem ao longo da calha.
Nos vertedouros em degraus, observou-se que as profundidades
ao longo da calha, de um modo geral, são maiores do que as
correspondentes na calha lisa, e apresentam um comportamento
irregular, que tende a uma profundidade uniforme (hn) quando o
escoamento atinge a aeração total do fluxo.
Fator de resistência
Através da definição das alturas normais na região de
escoamento aerado uniforme (hn), pode-se avaliar o valor do fator
de resistência a partir da equação (9). Na Figura 3, comparam-se
os resultados encontrados neste estudo com algumas equações
propostas por outros pesquisadores. Observa-se que os resultados
obtidos para o fator de resistência neste estudo encontram-se na
faixa entre as curvas propostas por Stephenson (1991) e Chanson
(1994a) e aproximam-se, na maioria dos pontos, a proposição
de Chamani e Rajaratnam (1999). De acordo com essa análise,
sugere-se a utilização da equação (1), proposta por Chamani e
Rajaratnam (1999) para o cálculo do fator de resistência em calhas
em degraus atuando no regime de escoamento aerado uniforme.
FIG. 4: Comparativo do fator de resistência de calha lisa com as calhas
em degraus, considerando a posição de medição e o início da aeração em
cada caso (fL é o fator de resistência para vertedouros de calha lisa, fK é o
fator de resistência nos vertedouros de calha em degraus, LP é a distância
alinhada ao perfil, a partir do início deste). Na legenda indica-se a vazão
específica em m³/s/m, seguida pela altura do degrau em cm.
(Fonte: Sanagiotto, 2003)
fl
fk
hc
40
lp
 r2 = 0, 91 



la 
(3)
Salienta-se que a equação (3) foi proposta a partir de dados
que apresentavam algumas limitações, sendo válida para:
• LP/LA < 1, válida para h/k ≤ 9,0 (região não aerada);
• 1,0 ≤ LP/LA ≤ 2,0, válida para h/k ≤ 3,0 (região aerada);
• 2,0 < LP/LA ≤ 2,5 esta equação deve ser utilizada com
restrições;
• LP/LA > 2,5 → não utilizar esta equação.
Como foram realizados ensaios em uma calha lisa, procurou-se avaliar o fator de resistência nesta estrutura, através da análise desses resultados. Primeiramente, procurou-se determinar a
profundidade do escoamento em qualquer posição da calha para
diferentes vazões, que resultou na equação ajustada (4).
hl
FIG. 3: Valores do fator de resistência obtidos neste estudo em comparação
com algumas proposições de outros pesquisadores.
= 1, 8162 exp − 1, 7692 ⋅
= 1, 67 + 0, 53 ⋅
l-0,7055
p
hc
 r2 = 0, 99 




(4)
Onde: hL é a profundidade do escoamento em qualquer ponto
da calha lisa; LP é a distância a partir do início da crista, contornando
o perfil até determinado ponto e hc é a profundidade crítica
(hc = (q2/g)1/3). Essa equação limita-se para a faixa de 1,0 ≤ LP/
hc ≤ 17,0.
TECHNICAL ARTICLES
Os valores do fator de resistência para um vertedouro de
calha lisa (fL) foram relacionados com o número de Froude (Fr).
A equação (15) corresponde à curva de tendência obtida desta
relação, que é válida para valores de 2,5 ≤ Fr ≤ 12,0. O fator
de resistência na calha lisa pode ser obtido da equação (5) ou
através da equação (9), utilizando as profundidades calculadas
na equação (4).
fl = 2, 6976 ⋅ Fr −1,7068  r2 = 0, 98 


(5)
A partir do conhecimento do valor do fator de resistência em
uma calha lisa, para uma determinada posição e vazão, pode-se
avaliar o valor do fator de resistência para uma calha em degraus,
utilizando a equação (3). Desta forma, possibilita-se a avaliação
de valores de fator de resistência para faixas maiores de h/k e
para regiões onde o fluxo não atingiu o regime de escoamento
aerado uniforme.
de dissipação de energia em relação à energia de montante em
função da relação adimensional Y/hc. Esse gráfico mostra um
comportamento bem definido da dissipação de energia para a
região de escoamentos não aerados, enquanto na região aerada
do fluxo observa-se uma maior dispersão dos dados. Verifica-se
que a avaliação da dissipação de energia obtida no presente estudo
está entre os resultados e proposições de outros pesquisadores.
Os resultados deste estudo mostram, de uma forma geral, que
os valores de dissipação de energia são bastante semelhantes
aos encontrados por Stephenson (1991), Bindo et al. (1993) e
Christodoulou (1993). Também apontam que são superiores à
avaliação de Povh (2000) e inferiores aos resultados de Sorensen
(1985).
Dissipação de energia
A dissipação de energia pode ser analisada a partir de dois
aspectos diferentes. Pode-se avaliar a dissipação de energia na
calha do vertedouro em degraus, em relação à energia total a
montante, e também se pode realizar um estudo comparativo
da energia dissipada no vertedouro em degraus em relação à
energia dissipada no modelo similar com calha lisa.
O cálculo da energia em qualquer ponto ao longo da calha
(Ep) foi realizado a partir da equação (6), para canais de grande
declividade:
vp2
Ep = zp + hp ⋅ cos + 1 ⋅
(6)
2⋅g
Onde: zp é a cota do piso do degrau na seção considerada em
relação ao plano de referência; hp é a profundidade do escoamento
medida perpendicularmente na quina superior do degrau considerado; Vp é a velocidade média correspondente (calculada a partir de
hp) e α1 é o coeficiente de Coriolis (considerado igual a 1,0).
A energia a montante (Em) foi avaliada através da equação:
Em = Y + 1, 5 ⋅ hc
(7)
Onde Y é a diferença entre a cota da crista do vertedouro e
a cota da posição onde está sendo avaliada a energia (altura do
vertedouro relativa).
O cálculo de energia foi realizado ao longo da calha,
considerando em cada degrau um plano de referência diferente.
Desta forma, na equação (6) tem-se zp = 0 e na equação (7)
tem-se o termo Y, que expressa as diferentes possibilidades de
alturas de vertedouros consideradas.
Essa metodologia de cálculo possibilita que sejam avaliadas
condições de dissipação de energia em vertedouros de diferentes
alturas, menores ou iguais às estruturas ensaiadas nesta pesquisa.
Dissipação de energia em relação à energia de montante
do vertedouro
A energia a montante foi calculada pela equação (7), relativa
a cada uma das tomadas e a energia em cada ponto foi avaliada
pela equação (6). A energia dissipada (ΔE) em relação à energia
total de montante é dada por:
E
Em
=
Em − Ep
Em
(8)
Esta análise compara, em cada estrutura, a dissipação de
energia em determinados pontos em relação à energia a montante
correspondente. Na Figura 5, são apresentados os resultados
FIG. 5: Resultados experimentais obtidos no presente estudo de dissipação
de energia em relação à energia de montante, comparados com os
dados e proposições de outros pesquisadores. Os pontos coloridos, sem
preenchimento, correspondem à condição de escoamento aerado (Y =
posição vertical em relação à crista e Hd é a carga de projeto = 0,40 m).
Os resultados encontrados também foram comparados com
as equações propostas por Chanson (1994a), Stephenson (1991)
e Pegram et al. (1999). A proposição de Chanson (1994c) foi
apresentada em um gráfico com os valores de fator de resistência
de 0,25 e 1,0, e a curva apresentada por Stephenson (1991), com
f = 0,25. Os valores de f = 0,25 e 1,00 são, respectivamente,
valores médios encontrados por Sanagiotto (2003) e Chanson
(1994b). A equação (10), proposta por Chanson (1994b),
utilizando f = 1,00, apresenta-se como uma envoltória superior
dos dados encontrados neste estudo, e a curva de Stephenson
(1991), apresenta-se como uma envoltória inferior.
Analisando o comportamento dos resultados de dissipação de
energia em relação à energia de montante, podem-se fazer os
seguintes comentários:
• Observa-se que a dissipação de energia é maior para os
vertedouros de maior altura e diminui com o aumento da
vazão específica. Analisando vertedouros de mesma altura,
tem-se uma maior dissipação de energia para as calhas
com degraus mais altos. Por exemplo, para Y/Hd = 3,81,
a dissipação de energia, para uma vazão de 0,10 m³/s/m,
apresenta os valores de 60%, 68% e 83%, respectivamente,
para vertedouros com degraus de 3, 6 e 9 cm de altura; e
para uma vazão de 0,70 m³/s/m, estes valores diminuem
para 21%, 28% e 33%.
• Os maiores níveis de dissipação de energia observam-se
nos escoamentos aerados. Pode-se verificar que nos ensaios
onde ocorreu a aeração do fluxo, os valores de dissipação de
41
ARTIGOS TÉCNICOS
energia ficaram entre o valor mínimo de, aproximadamente,
55%, chegando até o valor máximo de 92%. Para as maiores
vazões, aonde o fluxo não chega a tornar-se aerado, a
dissipação de energia é bastante reduzida. Dessa análise
conclui-se que para a eficiência do vertedouro em degraus,
em termos de dissipação de energia, é importante que seja
observado se a calha tem comprimento suficiente para que
o escoamento da vazão de projeto se torne completamente
aerado. Caso contrário, a estrutura de dissipação a jusante
deverá prever situações em que os degraus não atuarão com
sua total eficiência de dissipação de energia do escoamento.
Quanto ao tamanho do degrau, a maior dissipação de energia
corresponde aos escoamentos sobre calhas com degraus de
maior altura, refletindo o comportamento da aeração, que
inicia antes para calhas de maior rugosidade.
Dissipação de energia em relação a um vertedouro de
calha lisa
A dissipação de energia em um vertedouro em degraus pode
ser analisada em relação à energia, em uma mesma posição,
em um vertedouro de calha lisa. Desta forma, avalia-se o efeito
na dissipação de energia causada pela inserção dos degraus na
calha. A equação (9) descreve a dissipação de energia em um
vertedouro em degraus relativa a um de calha lisa.
E'
E'
=
(E '− Ep )
Em
(9)
Onde: E’ é a energia em uma determinada posição do
vertedouro de calha lisa e EP é a energia na posição vertical
correspondente no vertedouro de calha em degraus.
FIG. 6: Dissipação de energia em relação a um vertedouro liso (Y = posição
vertical em relação à crista e Hd é a carga de projeto – neste estudo é de
0,40 m).
Essa análise baseia-se na comparação entre os resultados
obtidos nos ensaios realizados nos modelos do vertedouro de
calha lisa e calhas em degraus. Na Figura 6, são apresentados
resultados de dissipação de energia em relação a um vertedouro
de calha lisa em função de Y/hc, comparativamente com dados de
Tozzi (1992) e Povh (2000). A avaliação da energia no vertedouro
de calha lisa, nos trabalhos desses autores, foi realizada com
base no método da camada-limite e pelo cálculo do perfil de
escoamento utilizando o método das diferenças finitas. Os valores
encontrados neste trabalho são superiores aos resultados de
Tozzi (1992) e Povh (2000). Por exemplo, para um mesmo valor
Y/hc = 20, o resultado de dissipação de energia relativa de Tozzi
42
(1992) está em torno de 60%, de Povh, aproximadamente 50%,
e os resultados do presente estudo estão, aproximadamente, em
torno de 80%.
Analisando o comportamento dos resultados de dissipação
de energia em vertedouros de calha em degraus em relação à
energia em um vertedouro de calha lisa, pode-se concluir:
• Confirma-se que a dissipação de energia em escoamentos
aerados é muito mais significativa do que em escoamentos
não aerados. Em escoamentos aerados sobre vertedouros em
degraus, os níveis de dissipação de energia, em relação a um
vertedouro de calha lisa, variaram neste estudo entre 45 e
94%. Para escoamentos que não atingem a zona aerada ao
longo da calha, o ganho na dissipação de energia é menos
significativo.
• Numa mesma posição da calha, em relação à soleira do
vertedouro, observa-se que a dissipação de energia é maior
para vertedouros com degraus maiores, decrescendo com o
aumento da vazão.
4. CONCLUSÃO
Salienta-se que os resultados nesta pesquisa são válidos, a
princípio, para vertedouros com declividade 1V: 0,75H (53,13º)
e alturas de até 25 m, respeitando a recomendação da literatura
de transposição de resultados até para a escala 1:10, em estudos
de escoamentos bifásicos de ar-água. Essa escala resulta em
degraus de 0,30 m, 0,60 m e 0,90 m, que correspondem à
configurações geométricas bastante utilizadas em vertedouros
com calhas escalonadas.
Observou-se que o aumento no tamanho do degrau conduz
o início da aeração a posições mais próximas da crista do
vertedouro. Por outro lado, o aumento da descarga resulta no
início da aeração mais a jusante.
Avaliando a razão da energia dissipada ao longo da calha pela
energia a montante do vertedouro, observou-se que esta relação
é tanto mais significativa quanto menor for a vazão específica
escoada pelo vertedouro e maior for o tamanho dos degraus. A
mesma conclusão pode ser obtida quanto à energia dissipada
ao longo da calha em degraus em relação à energia em um
vertedouro de calha lisa.
A avaliação da energia em vários pontos ao longo da calha,
em conjunto com a avaliação do início da aeração, possibilitou
concluir que a energia dissipada em escoamentos aerados é bem
mais expressiva do que a obtida em escoamentos não aerados.
Esse fato mostra a importância de o vertedouro em degraus
ser projetado para vazões que atinjam a aeração durante o
escoamento pela calha e o conhecimento da diminuição da
dissipação para as maiores descargas, que se desconsideradas,
podem prejudicar a estrutura para os eventos máximos.
5. AGRADECIMENTOS
Os autores agradecem o apoio de Furnas Centrais Elétricas
S.A., a partir do financiamento do projeto de Pesquisa e Desenvolvimento “Características dos Escoamentos sobre Vertedouros
em Degraus” e a CAPES pela concessão da bolsa de estudos à
primeira autora. Os autores também agradecem a colaboração
dos demais membros deste projeto: Jaime F. Gomes, Maurício Dai
Prá, Rafael Wiest, Sérgio Nicolau Flores e Maximiliano Messa.
6. REFERÊNCIAS
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ANOTAÇÕES
43
ARTIGOS TÉCNICOS
ESTUDO DOS COEFICIENTES DE VAZÃO DAS COMPORTAS
TIPO BASCULANTE (CLAPET) DA BARRAGEM MÓVEL DO RIO TIETÊ
Yvone de Faria Lemos De Lucca
2
Podalyro Amaral de Souza
1
RESUMO
O presente artigo refere-se ao estudo dos coeficientes de vazão das comportas existentes na Barragem Móvel do Rio Tietê, cuja obra
é constituída por uma estrutura principal em concreto armado, dotada de nove comportas tipo basculante, as quais podem operar de
diferentes modos: com apenas uma comporta, com um subconjunto delas ou com todas elas e com diferentes condições de aberturas
entre comportas. Este tipo de estrutura de controle produz condições complicadas de escoamento devido aos diferentes efeitos que
precisam ser considerados no modelo de equacionamento a ser desenvolvido. O presente trabalho apresenta o desenvolvimento de
um modelo matemático para a estimativa de vazão através da estrutura de controle, onde são levados em consideração efeitos de
abertura de comporta, termos cinéticos de aproximação à estrutura, presença de pilar entre as comportas adjacentes, afogamento do
escoamento a jusante e a presença de uma comporta totalmente fechada entre duas operantes.
Palavras-chave: comporta basculante, comporta clapet, coeficiente de vazão de comportas, barragem móvel.
Study of discharge coefficients of the
flapper gates in the Tiete River Movable Dam
ABSTRACT
This article refers to the study of discharge coefficients of the flapper gates in the Tiete River Movable Dam. This dam is made of
a reinforced concrete structure with nine flapper gates, which can be operated independently from each other, opening angle from
zero to 70 degree. This type of dam structure produces complex flow conditions due to the several opening combinations which
make this study very challenging. This paper presents the development of a mathematical model that can estimate the coefficient
flow taking into account all major variables present in this dam structure, like the angle of operation of each gate, the approaching
flow velocity, the concrete column between gates, the downed outflow effects and the presence of a completely closed gate between
two in operation.
KEYWORDS: Flapper gate, clapet gate, coefficient of discharge of the gates, Movable Dam.
1. INTRODUÇÃO
2. DADOS DA ESTRUTURA
As comportas basculantes são utilizadas para regulação
do nível de um reservatório por meio do abaixamento e do
levantamento das mesmas. Essas comportas são construídas com
um tabuleiro articulado na aresta comum à soleira. Geralmente
formam um ângulo em torno de 70º com a horizontal, cuja
posição pode ser definida como fechada. A posição aberta
consiste numa posição na qual o paramento da comporta forma
uma superfície plana com o fundo do canal, permitindo dessa
maneira um escoamento de água totalmente livre e facilitando
a eliminação de corpos flutuantes. A descarga é feita por cima
do paramento, com a comporta abaixada. A Barragem Móvel do
Rio Tietê é composta de uma estrutura principal em concreto
armado, dotada de 9 comportas basculantes, as quais operam de
vários modos diferentes, produzindo condições complicadas de
escoamento devido aos efeitos abaixo elencados:
A Figura 1, a seguir, mostra um perfil da estrutura com as
dimensões principais do canal e da comporta que foram consideradas nesse estudo.
• O ângulo ”θ“ de abertura de uma comporta.
• O termo cinético do escoamento de aproximação à estrutura,
por montante.
• A presença de pilar entre comportas adjacentes.
• A presença de uma comporta totalmente fechada entre duas
operantes.
• O afogamento do escoamento a jusante.
O objetivo principal deste trabalho foi o desenvolvimento de
um modelo matemático para a estimativa de vazão através desta
estrutura, levando em conta os principais efeitos considerados.
FIG. 1: Principais dimensões em perfil da estrutura e da comporta.
FIG. 1: View of the structure and of the gate.
De acordo com a Figura 1, ficam definidas as seguintes
grandezas geométricas:
H1: cota do nível d’água a montante da estrutura menos
a cota da soleira vertente;
Engenheira do CTH-DAEE; Profa. Dra. da FEFAAP; Pós-doutoranda da UNICAMP; [email protected]
Engenheiro do DAEE; Prof. Dr. EPUSP; [email protected]
1
2
44
TECHNICAL ARTICLES
H2: cota do nível d’água a jusante da estrutura menos a
cota da soleira vertente;
Zsoleira: cota da soleira do canal da comporta cujo valor é
712,6 m;
Zvertente: cota da soleira vertente da comporta, que indicará o
ângulo θ;
B: largura total da estrutura, igual a 90 m, com 9 vãos
de comportas mais pilares;
b: largura de um vão de comporta, cujo valor é 8 m;
W: abertura parcial da comporta em relação à cota da
soleira.
Caso contrário, isto é, quando H2/H1 ≤ 0,82 o fator “KH” é dado
(5)
por KH = 1
A equação (4) foi deduzida seguindo uma ideia encontrada
em Lewitt (1932).
O terceiro fator, “Kθ”, leva em conta a influência do ângulo
de inclinação da comporta “θ”, medido obedecendo a convenção
usual de medida de ângulo no círculo trigonométrico. Observa-se
π
aqui que θ =
corresponde a uma comporta totalmente fechada
2
(comporta em plano vertical).
3. MODELOS MATEMÁTICOS
Como ponto de partida, será usada a equação que modela
o escoamento controlado por uma comporta vertical plana, de
largura “b”, inserida em um canal também de largura “b”, vertendo
livremente uma vazão “Q”, sob uma profundidade de água “H1”,
sendo esta medida em relação à crista da soleira vertente. Este
modelo aqui descrito corresponde a um vertedor retangular de
soleira delgada, com velocidade de aproximação cujo termo
cinético é uma quantidade insignificante se comparado a “H1”. A
expressão algébrica deste modelo é:
Q=
2
3
3
⋅ cQ ⋅ 2 ⋅ g ⋅ b ⋅ H1 2
(1)
Para contemplar os efeitos relacionados na Introdução,
o modelo matemático representado pela equação (1) será
modificado pela introdução de três fatores, ficando com a
expressão correspondente à equação (2), para “n” comportas
operantes.
Q=
3
2
⋅ c ⋅ K ⋅ K ⋅ K ⋅ 2 ⋅ g ⋅ n ⋅ b ⋅ H1 2
3 Q a H θ
(2)
O primeiro fator “KA” leva em conta três efeitos: o do
termo cinético da aproximação, o da presença de pilares entre
comportas e o da ocorrência de comportas totalmente fechadas.
A expressão analítica deste fator é:
FIG. 3: Representação do ângulo de inclinação da comporta θ.
FIG. 3: Representation of the inclination angle θ of the gate.
A expressão do fator “Kθ” é :
2 ⋅θ 
Kθ = 1 + f 

 π 
2 ⋅θ 
A função f 
, pode ser estimada a partir da equação (7),
 π 


indicada a seguir:
2 ⋅θ 
3
2
f 
 = 0, 7689 ⋅ x − 1, 653 ⋅ x + 0, 8808 ⋅ x
 π 
2 ⋅θ
−1  W 
com x =
e θ = sin   .
π
 ι 

2
 n⋅b 

K a = 1 + 

2 ⋅b 


2
 H

1  
⋅

H + W  
 1


Na equação (3), o símbolo “n” é um número inteiro positivo
que indica o número de comportas em operação.
O segundo fator, “KH”, presente na equação (2), leva em
consideração o efeito do afogamento produzido pela elevação da
profundidade de jusante sobre o coeficiente de vazão. Este fator
deve ser estimado pela equação (4) ou (5), dentro dos limites
estabelecidos.
(
KH = 1 − H2 H1
)
3
2
+
3
2
(
)(
⋅ H2 H1 ⋅ 1 − H2 H1
Aplicável quando H2/H1 ≤ 0,82.
)
1
2
(4)
2
3⋅ 3
⋅ cQa ⋅ b ⋅ H1 ⋅ 2 ⋅ g ⋅ H1
(8)
O modelo de soleira espessa, equação (8), também deve
contemplar os efeitos de: termo cinético de aproximação, presença
de pilar, presença de comporta totalmente fechada e afogamento
por jusante. Assim a equação (8), para “n” comportas totalmente
abertas, θ = 0, fica transformada em:
Q=
(3)
(7)
Onde ι = 7,42 m é o comprimento da comporta.
A equação (7) foi obtida por ajuste a dados experimentais de
Bazin encontrados em Dominguez (1959).
Se uma comporta operar completamente aberta, isto é, com
θ = 0, o escoamento passa a ter as características de escoamento
sobre soleira espessa. Neste caso, o modelo matemático é dado
por:
Q=
FIG. 2: Vista da comporta funcionando com a influência da cota de jusante.
FIG. 2: View of the gate running with the downed outflow effects.
(6)
2
3⋅ 3
⋅ cQa ⋅ K a ⋅ KH ⋅ n ⋅ b ⋅ H1 ⋅ 2 ⋅ g ⋅ H1
(9)
Neste caso o fator “KA” deve ser estimado pela equação (3),
tomando-se W = 0.
O fator que leva em conta o efeito do afogamento, “KH”, deve
ser estimado pela equação (4) ou pela equação (5).
4. DETERMINAÇÃO DOS COEFICIENTES DE VAZÃO
O Centro Tecnológico de Hidráulica realizou, em 1989, um
estudo experimental em modelo hidráulico, em escala reduzida,
da Barragem Móvel do Rio Tietê, cujos resultados constam
do Relatório Parcial no 3 – “Estudo do Escoamento através da
Estrutura”. Os dados informados nesse relatório serviram de base
para a determinação dos coeficientes CQ e CQA.
45
ARTIGOS TÉCNICOS
O coeficiente CQ
Inicialmente, foram obtidos os pares de pontos (Q, H1), para
comportas com aberturas parciais correspondentes às seguintes cotas da soleira vertente: 715,00 m; 715,30 m; 715,60 m; 715,90 m,
sem influência do nível de água de jusante, isto é, sem afogamento. Nestes casos foram calculados, com auxílio da equação
(2), os correspondentes valores do produto “CQ · KA · Kθ”. Para
cada uma das condições de abertura calculou-se tanto o valor do
fator “KA” quanto do fator “Kθ”, o que permitiu a determinação dos
correspondentes valores de coeficiente de vazão, cuja média corresponde a CQ = 0,532.
O coeficiente CQA
Ainda com base no Relatório Parcial no 3 – “Estudo do
Escoamento através da Estrutura”, leu-se um conjunto de pontos
(Q, H1) do Desenho no 72/89, “Curva de descarga de um vão
totalmente aberto e sem controle do nível de água de jusante”.
Estes pontos (Q, H1), na equação (9), permitiram a obtenção dos
correspondentes valores do produto “CQA · KA”, com KH = 1, por não
haver afogamento. Foram então calculados os associados valores
do fator “KA”, pela equação (3), considerando W = 0. A média dos
valores dos coeficientes de vazão resultou em CQA = 0,919.
5. ALGORiTMO Q
1.Dados {Z1, Z2, Zvertente, Zsoleira, n, b, B,CQ,CQA, ι}
2. H1 ← Z1 – Zvertente 3. H2 ← Z2 – Zvertente
4.Se H2/H1 < 0,82, então KH ← eq(5)
5.Se H2/H1 < 0,82, então KH ← eq(4)
6. W ← Zvertente – Zsoleira
7. θ ← sen-1(W/ι)
8. x ← 2 · θ/π
2 ⋅θ 
9. f 
← eq(7)
 π 


10.Kθ ← eq(6)
11.K3 ← eq(3)
12.Q ← eq(2) ou eq(9)
13.Saída {CQ, CQA, KA, Kθ, b, H1, Q}
6. SIMULAÇÕES
6.1. Simulação 1:
Com apenas 4 comportas operando (n = 4), todas elas com
bordo vertente na cota Zvertente = 716,5 m; com níveis de água a
montante e a jusante nas cotas Z1 = 718,25 m e Z2 = 715,60 m,
respectivamente, deve-se estimar a vazão “Q” que escoa através
da estrutura.
1.Dados
{n = 4; Zvertente = 715,60 m; Zsoleira = 712,60 m;
Z1 = 718, 25 m; Z2 = 715,60 m; b = 8 m; B = 90 m;
ι = 7,42 m; CQ = 0,532}
2. H1 = 718,25 – 715,60 = 2,65 m
3. H2 = 715,60 – 715,60 = 0,00 m
4. H2/H1 = 0, então KH = 1
5. W = 715,60 – 712,60 = 3,00 m
6. θ = arc sen (3,00/7,42) = 0,416 rad
7. x = 0,265
2 ⋅θ 
8. f 
 = 0,132
 π 
9. Kθ = 1,132
46
2
2
 4 × 8   2, 65 
10.K a = 1 + 
 ⋅ 
 = 1, 002  2 × 90   2, 65 + 3 
11. Vazão:
2
Q1 = × 0, 532 × 1, 002 × 1 × 1,132 × 2 × 9, 81 × 4 × 8 ×
3
3
3
2, 65 2 = 245, 98 m s
6.2. Simulação 2:
Nesta segunda simulação é considerada a operação de apenas
uma comporta completamente aberta (θ = 0), com níveis de montante e jusante, Z1 = 718,60 m e Z2 = 716,80 m, respectivamente.
Nesta situação, a comporta em pauta funciona como soleira espessa, sendo a cota da soleira vertente Zvertente = 712,60 m e a vazão
estimada está indicada na última linha do algoritmo a seguir:
1.Dados
{n = 1, Z1 = 718,27 m, Z2 = 716,80 m, CQA = 0,919,
b = 8 m, B = 90 cm}
2. H1 = 718,27 – 712,60 = 5,67 m
3. H2 = 716,80 – 712,60 = 4,20 m
4. H2/H1 = 0,741, então KH = 1
5. W = 0
6. θ = 0
2 ⋅θ
7. x =
π
8. f(x) = 0
9. Kθ = 1
2
2

 

10.K = 1 +  1 × 8  ⋅  5, 67  = 1,002
a
 2 × 90   5, 67 + 0 

 

11.Vazão:
Q=
2
3⋅ 3
× 0, 919 × 1,002 × 1 × 2 × 9, 81 × 1 × 8 ×
3
5, 67 2 = 169,5
57 ⋅ m3 s
7. CONSIDERAÇÕES FINAIS
O desenvolvimento de um modelo matemático (algébrico)
que permite a estimativa de vazões para diferentes condições
de operação das comportas basculantes que fazem parte da
Barragem Móvel do Rio Tietê, na Região Metropolitana de São
Paulo–SP–Brasil, podendo contemplar vários efeitos como: ângulo
de inclinação da comporta, termo cinético da aproximação,
presença de pilares entre comportas, comporta totalmente fechada
entre duas operantes e afogamento por jusante constitui uma
contribuição certamente útil, mesmo que singela, para a operação
de um sistema de macrodrenagem importante e ao mesmo tempo
crítico, como o da Região Metropolitana de São Paulo.
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• HENDERSON, F. M. Open channel flow. New York: Macmillan,
1966. 522p.
• SOTELO ÁVILA, Gilberto. Hidraulica general. México: Editorial
Limusa, 1974.
TECHNICAL ARTICLES
Eletrificação Rural em Santarém:
Contribuição das Micro Centrais Hidrelétricas
1
Rudi Henri Van Els
Janaina Deane de Abreu Sá Diniz; Josiane do Socorro; Aguiar de Souza
Antonio Cesar Pinho Brasil Junior; Antonio Nazareno Almada de Sousa; Jaemir Grasiel Kroetz
2
RESUMO
0 município de Santarém, situado na Mesorregião do Baixo Amazonas, é o centro polarizador da Região Oeste do Pará com uma
população de 274.285 habitantes, dos quais 31.633 vivem na zona rural e somente 1.060 consumidores rurais têm acesso ao serviço
de energia elétrica da concessionária. A incipiente cobertura de energia elétrica fez com que a população local procurasse alternativas
para o atendimento de fornecimento de energia elétrica para as comunidades rurais, e encontrou no aproveitamento do potencial
hidráulico dos muitos rios com cachoeiras e corredeiras para a instalação de pico e micro centrais hidrelétricas.
Nesse contexto, foram instaladas desde 2001, 44 pico centrais e 12 micro centrais hidrelétricas nos municípios de Santarém,
Belterra e Uruará por empreendedores locais e por algumas comunidades a fim de atender à demanda local de eletricidade, fornecendo
energia elétrica para aproximadamente 580 famílias, com uma capacidade instalada de mais de 700 kVA. A consolidação da opção
dessa tecnologia fez com que a Superintendência Regional do Instituto de Colonização e Reforma Agrária e a Prefeitura de Santarém
elaborassem um projeto com o objetivo de atender os assentamentos de reforma agrária na região, resultando na instalação de 6
micro centrais hidrelétricas (MCH’s), com uma capacidade total instalada de 820 kVA e uma rede de distribuição de 252 km para
beneficiar 1.630 famílias nos Projetos de Assentamentos de Moju e Corta Corda.
O objetivo deste artigo é apresentar as MCH’s instaladas na região e mostrar a contribuição dessas unidades para a eletrificação
rural dos assentamentos rurais no município de Santarém. Além disso, o artigo discutirá o modelo de gestão desses empreendimentos.
A metodologia consistiu na sistematização dos dados de implementação dos projetos da empresa fabricante das unidades, do INCRA
e do poder municipal. As informações foram obtidas de material bibliográfico oficial, disponibilizado pelos próprios atores locais, e
complementadas com levantamento de campo nos diferentes locais de instalação dos equipamentos, onde também foram realizadas
entrevistas e observações junto aos moradores locais.
Apesar de já estarem funcionando, os empreendimentos ainda não foram registrados na base de dados de geração do setor
elétrico. O modelo de gestão proposto para a operacionalização do empreendimento foi o da gestão coletiva, onde a gestão do sistema
deveria ser feita pela própria comunidade. Entretanto, por enquanto, a manutenção do sistema é coordenada pela prefeitura, pois
ainda não foram criados os meios para se implementar esta gestão comunitária. A eletrificação rural por meio de MCH’s mostrou-se
uma solução viável para atender comunidades rurais no município de Santarém. A solução para garantir o êxito do sistema deve passar
pela organização da comunidade em cooperativas de eletrificação rural para incluir os empreendimentos no setor elétrico, adequando,
assim, as instalações às normas do setor elétrico e consolidando o modelo de gestão.
Palavras-chave: micro turbinas hidrelétricas, turbina Indalma, Amazônia.
Rural electrification in Santarém:
the contribution of micro hydropower
ABSTRACT
The municipality of Santarém in the lower Amazon river is the main center in the western region of the state of Pará with a
population of 274.285 inhabitants, with 31.633 of them living in the rural zone, where only 1.060 rural costumers have access to
regular electricity service from the utility provider. This incipient coverage of electricity service in the rural zone urged the local
population to look for alternatives. This was found in the use of the hydraulic potential of creeks and rivers with rapids and waterfalls
to implement pico and micro hydroelectric plants.
So since 2001, 44 pico and 12 micro hydropower plants were installed in the municipalities of Santarém, Belterra and Uruará in
the state of Pará by local entrepreneurs and communities to attend their basic electricity needs. These systems attend approximately
580 families with a total installed capacity of more than 700 kVA.
The consolidation of this technological alternative induced the Regional Superintendent of the Institute for Colonization and Land
Reform (INCRA) and the Municipality of Santarém to elaborate a project to attend the land reform settlements in the region. This
led to the installation of 6 micro hydropower (MHP) with a total installed capacity of 820kVA and a 252 km distribution network to
attend 1.630 families in the settlements of Moju and Corta Corda.
The purpose of this paper is to present the MHP’s installed in the region and to show the contribution of these units in the rural
electrification of rural settlements in Santarém. The paper discusses also the management model of these units. The survey’s
methodology consisted in the systematization of project data from the plant builder, INCRA and the municipality. The information was
obtained from the official bibliography from the local actors and complemented by field surveys with interviews and observation.
Despite the fact that the MHP’s are in operation, they are not yet registered in the data base of the electric sector. The proposed
management model is that of collective administration where the operation of the system is done by the proper community. However,
the operation and maintenance of the systems is still coordinated by the municipality, because the mechanisms to implement the
collective management have not yet been created.
Laboratório de Energia e Ambiente da Universidade de Brasília
Indalma Indústria & Comércio – Santarém-PA
1
2
47
ARTIGOS TÉCNICOS
Rural electrification through MHP’s showed to be viable to attend rural communities in the municipality of Santarém. However,
in order to succeed, the communities have to be organized in rural electricity utilities cooperatives to include these initiatives in the
electric sector, attending the installations to the sector’s standards and consolidating the management model.
KEYWORDS: micro hydroelectric power, Indalma turbine, Amazon.
1. INTRODUÇÃO
A dificuldade da expansão do serviço de eletrificação rural
na Amazônia tem sua origem em diversos fatores. A própria
característica das comunidades rurais não é muito favorável para
a promoção da eletrificação rural. A tradicional extensão de redes,
nem sempre é uma opção tecnologicamente ou economicamente
viável devido à dispersão das comunidades em áreas extensas que
acabe de elevar o custo de instalação do sistema de distribuição.
Outro fator é que a expansão da rede de distribuição de energia
elétrica depende de uma infraestrutura rodoviária. Entretanto,
parte significativa das comunidades amazônicas é somente
acessível por meio dos rios.
As instituições oficiais ainda não dispõem de dados precisos
da demanda demográfica de energia elétrica nas áreas rurais.
Dados da Pesquisa Nacional por Amostra de Domicílios (PNAD),
do IBGE de 2008, mostram que existem no estado do Pará, 477
mil domicílios rurais, dos quais 109 mil não possuem iluminação
elétrica, correspondendo a pouco mais de 22% do total de
domicílios rurais. A PNAD verifica entre outras características,
as condições sanitárias, água, esgoto, banheiro, coleta de lixo
e a existência de iluminação elétrica nos domicílios particulares
permanentes, porém, sem investigar a procedência do serviço.
Uma fonte de dados mais completa seria o censo demográfico
do IBGE, que permite a espacialização dos dados por setor
censitário. Infelizmente, os dados dos censos que mostram a
situação dos domicílios, sem iluminação elétrica, datam de 2000.
Os dados do censo de 2000 mostram que Santarém tinha em
torno de 53 mil domicílios dos quais 14 mil na zona rural e um
total de 10 mil domicílios do município não tinham iluminação
elétrica.
Os dados mais atualizados sobre a região foram consultados
na síntese de Informações Municipais 2008, da Prefeitura de
Santarém. Segundo essa fonte, a população do município foi
estimada em 2007, pelo IBGE, em 274.285 habitantes, dos quais
31.633 vivendo na zona rural. Os índices demográficos do município
de Santarém indicam uma diminuição da população que residia
na zona rural e, consequentemente, um aumento da população
na zona urbana. Este comportamento pode ser atribuído a vários
fatores, tais como: assistência técnica incipiente, dificuldades
de acessos a créditos, carência de infraestrutura básica (escola,
posto de saúde, manutenção de estradas, ramais, vicinais),
transporte público deficiente e outros (SANTARÉM, 2009).
A síntese ainda compila dados de diversas fontes e mostra
que a distribuição e a comercialização de energia elétrica estão
sob responsabilidade da empresa Centrais Elétricas do Pará
(CELPA) que atende 99% da área da zona urbana do município.
Entretanto, 89% da área da zona rural ainda não conta com
atendimento de serviços de energia elétrica da empresa. A CELPA
tem registrado 49.134 consumidores residenciais na zona urbana.
Somente 1.060 consumidores rurais, no município de Santarém,
estão sendo atendidos pelo serviço regular de fornecimento de
energia elétrica da concessionária em 2008 (SANTARÉM, 2009).
A dificuldade do atendimento por meio do serviço tradicional
de extensão da rede de distribuição de energia elétrica é devido
à própria característica da região. O município é composto por
duas grandes regiões com características específicas, área com
influência fluvial e lacustre, e área com influência da malha
rodoviária no planalto.
48
A região dos rios e várzeas é habitada por 270 comunidades
rurais de ribeirinhos que vivem ao longo dos principais rios e lagos
da região. O acesso a essas comunidades é basicamente pelos rios
e não há muitas rodovias. Consequentemente, essa é a região que
tem a menor taxa de atendimento do serviço regular de energia
elétrica, pois a eletrificação rural por meio de extensão de rede de
distribuição normalmente se apoia nas estradas. Levantamento dos
programas Agentes Comunitários de Saúde e Saúde da Família, da
Secretaria Municipal de Saúde de Santarém, identificaram 10.892
famílias nos 4 distritos dessa região em 2008.
Este mesmo levantamento mostra que a região do planalto
conta com 11.755 famílias distribuídas em 207 comunidades
rurais agrupadas em 3 distritos. As comunidades no planalto têm
na sua grande maioria acesso por estradas e acomodam na média
mais famílias. As maiores comunidades, como por exemplo, Alter
do Chão, já contam com serviço regular de eletrificação rural
fornecido pela CELPA.
Esses dados confirmam a grande demanda de eletrificação
para as áreas rurais. Numa primeira aproximação baseada em
dados do IBGE, pode-se inferir que deve ainda haver mais de 5 mil
domicílios na zona rural. Isso leva a um déficit de pelo menos 4 mil
domicílios que não estão sendo atendidos por um serviço regular de
fornecimento de energia elétrica. Entretanto, os dados da Secretaria
Municipal de Saúde mostram que a demanda é muito maior.
2. GERAÇÃO CENTRALIZADA E DESCENTRALIZADA
A energia elétrica distribuída e comercializada pela CELPA é
fornecida pela Usina Hidrelétrica (UHE) de Curuá-Una, localizada
no próprio município, e pela UHE de Tucuruí, por meio de uma linha
de transmissão. A CELPA não mantém Usinas Termoelétricas no
município. O mapa apresentado na Figura 1 mostra as principais
subestações e linhas de transmissões no município.
As maiores comunidades rurais ribeirinhas, normalmente têm
alguma forma de geração descentralizada por meio de grupos
motogeradores alimentados por óleo diesel que fornecem um
atendimento precário de iluminação nas mesmas. Este serviço não
é oferecido pela concessionária e nem é considerado serviço regular
de fornecimento de energia elétrica pela Agência Nacional de
Energia Elétrica (ANEEL). Este serviço normalmente é gerenciado
pela própria comunidade, com ou sem apoio do poder público
municipal, e atende a comunidade normalmente à noite. Por não se
tratar de serviço oferecido por um agente do setor elétrico, não tem
acesso ao CCC e outros benefícios e nem é fiscalizado pela ANEEL.
O custo do combustível é rateado pela própria comunidade.
Na região de planalto, a situação é muito parecida para as
pequenas comunidades. As maiores comunidades localizadas perto
da rede de distribuição da CELPA têm acesso ao serviço regular
de fornecimento de energia elétrica. Entretanto, há dezenas de
pequenas comunidades, que se localizam distantes da rede de
distribuição e da mesma forma que as comunidades ribeirinhas,
têm alguma forma precária de atendimento gerenciado pela
própria comunidade, por meio de grupos motogeradores a diesel.
O alto custo de aquisição do diesel para gerar energia elétrica
fez com que as comunidades procurassem alternativas para o
fornecimento de energia elétrica visando suprir as suas demandas
energéticas, buscando aproveitar recursos naturais localmente
disponíveis.
TECHNICAL ARTICLES
para atender a demanda local de eletricidade, atendendo mais de
577 domicílios (famílias) com uma capacidade instalada de mais
de 700 kW. A Figura 2 mostra as principais MCH’s instaladas.
Principais MCH’s nos municípios
Mapa do Estado do Pará
Legenda:
Fonte: Elaborado a partir de dados da ANEEL/SIGEL; IBAMA/SISCOM; IBGE.
Nome
FIG. 1: Mapa de comunidades rurais e fornecimentos do serviço de energia
elétrica
3. H
ISTÓRICO DAS IMPLEMENTAÇÕES
DAS MCH’s NA REGIÃO
A região do planalto apresenta muitos igarapés com cachoeiras
e corredeiras, que podem ser aproveitadas para a instalação
de pico e micro centrais hidrelétricas. Assim, foi instalada em
2001, a primeira pico central hidrelétrica de 5 kW na região da
Fazenda Tapajós, na comunidade de Jabuti, no município de
Santarém, fabricada pela empresa Indalma, de Santarém. Foi
uma instalação experimental, com rede de 150 m, atendendo às
necessidades da fazenda com duas casas, fornecendo energia
elétrica para iluminação.
O sucesso dessa instalação e a experiência acumulada pela
empresa Indalma, levou a instalação de 44 pico centrais nos
municípios de Santarém, Rurópolis, Belterra, Crepurizão, Placas
e Óbidos. Com o aprimoramento da tecnologia e aumento da
capacidade, a Indalma começou a instalar micro centrais
hidrelétricas. Além das pico centrais, foram instaladas 12 micro
centrais hidrelétricas nos municípios de Santarém, Belterra e
Uruará por empreendedores locais e por algumas comunidades
Município
Potência (kVA)
No de
famílias
1
MCH Aruã
Santarém
50
49
2
MCH São Jorge
Santarém
4x40
180
3
MCH Açaizal do
Prata
Belterra
2x40
80
4
MCH Creporizão
Itaituba
2x120
420
5
MCH Jatoarana
Santarém
60
28
6
MCH Treviso
Santarém
40
39
7
MCH Primavera
Rurópolis
30
18
8
MCH Fazenda
Alexandre
Uruará
16
2
FIG. 2: Mapa com as MCH’s instaladas na região
Esses empreendimentos não tinham um modelo de gestão
específico. Alguns equipamentos foram instalados por empreendedores locais que financiaram a montagem da MCH e da rede
elétrica e gerenciam a distribuição da energia. Outros foram
montados pelas próprias comunidades que ratearam os custos
de investimento. A primeira microcentral, instalada para atender
uma comunidade, foi na Comunidade São Jorge, em 2003.
4. A INICIATIVA DO INCRA – PREFEITURA
A consolidação da tecnologia e o expertise da Indalma
fizeram com que o poder público local se interessasse por esta
tecnologia alternativa. A Superintendência Regional do Instituto
de Colonização e Reforma Agrária (INCRA) e a Prefeitura
de Santarém elaboraram um projeto que visava atender os
assentamentos de reforma agrária na região, com esta opção
tecnológica. A iniciativa resultou na instalação de seis micro
centrais hidrelétricas (MCH’s), com uma capacidade total
instalada de 820 kVA e uma rede de distribuição para atender
1.430 famílias. A Figura 3 e a Tabela 1 mostram a localização e
as características das MCH’s, respectivamente.
49
ARTIGOS TÉCNICOS
As fotos na Figura 4 mostram a MCH Piranha no PA Moju.
FIG. 4: MCH Piranha
Legenda:
5. A VIABILIDADE ECONÔMICA
Micro central hidrelétrica
1
Corta Corda
2
Água Azul
3
Piranha
4
São João e Santo Antônio
5
Santa Rita
6
Sombra Santa
FIG. 3: Empreendimentos INCRA – Prefeitura de Santarém
Tabela 1: Empreendimentos MCH INCRA
Empreendimento
Município
Assentamento
Capacidade
Família
Private
sector
1
MCH Corta
Corda
Santarém
PA Corta
Corda
150 kVA
180
37 km
2
MCH Água
Azul
Santarém
PA Corta
Corda
120 kVA
50
17 km
3
MCH Piranha
Santarém
PA MOJU
150 kVA
350
61 km
4
MCH São
João e Santo
Antônio
Santarém
PA MOJU
150 kVA
190
47 km
5
MCH
Santa Rita
(Fortaleza)
Placas
PA MOJU
90 kVA
180
42 km
6
MCH Sombra
Placas
Santa
PA MOJU
160 kVA
380
48 km
820 kVA
1330
252 km
50
A realização dos empreendimentos foi mediante dois
convênios firmados entre a Prefeitura de Santarém e o INCRA.
O primeiro convênio foi de R$ 2.430.000,00 para construção das
MCH’s e construção da rede de transmissão até as comunidades.
Aproximadamente 580 famílias foram atendidas nessa primeira
fase. Segundo convênio foi de R$ 5.050.000,00 e objetivava
adequar as redes existentes no padrão do Programa Luz para
Todos e ampliação para comunidades mais distantes e mais
1050 residências foram atendidas. O atendimento de energia
foi realizado no mesmo padrão do Programa Luz para Todos, ou
seja, três bicos de luz e duas tomadas.
No total, foram atendidas 1630 famílias a um custo de
R$ 4.588,00 por domicílio. Entretanto, os custos finais da
instalação dos empreendimentos foram maiores, pois muitas
atividades foram executadas pela prefeitura e também houve
mudanças do projeto, ao longo da execução da obra. Mesmo
assim, nota-se que o valor por domicílio é muito maior que o
custo médio das ligações rurais por extensão de rede na região.
A CELPA informou, em 2010, ao Programa Luz para Todos que o
custo médio de uma ligação rural por meio de extensão de rede
de distribuição era de R$ 11.332,81 por domicílio.
Além disso, a CELPA informou um custo médio de R$ 14.827,30
para realização das ligações rurais por meio de sistemas de geração
descentralizadas, porém, em relação ao atendimento por meio
de Sistemas Individuais de Geração com Fontes Intermitentes
(SIGFI), nos termos da Resolução Normativa da ANEEL no 83,
de 20 de setembro de 2004, o custo médio ponderado seria de
R$ 17.741,94 por consumidor atendido (ANEEL, 2010).
6. M
ODELO DE GESTÃO – O DESAFIO DA GESTÃO
COOPERATIVA COMUNITÁRIA
Apesar de já estarem funcionando, os empreendimentos ainda não foram registrados na base de dados de geração do setor
elétrico mantida pela agência reguladora. Por isso, os empreendimentos ainda funcionam à margem do setor elétrico. Outro desafio é a implementação do modelo de gestão das unidades.
TECHNICAL ARTICLES
O modelo de gestão proposto para a operacionalização do
empreendimento era a gestão coletiva, onde a gestão do sistema
seria feita pela própria comunidade. Esse modelo já é uma prática
existente na região. Existem diversas experiências de gestão
comunitária das MCH’s na região, mas todas caracterizadas pelo
seu aspecto informal. Um exemplo é a comunidade de Açaizal
do Prata, em Belterra, que montou uma associação comunitária
informal para gerenciar a MCH de 80 kVA, e que na prática,
funciona como uma cooperativa.
Por enquanto, a manutenção das MCH’s do INCRA é coordenada pela prefeitura, pois ainda não foram criados os meios para
se implementar esta gestão comunitária.
Um mecanismo para implementar a gestão comunitária pode
ser a instituição de uma cooperativa de eletrificação rural. As
cooperativas de eletrificação rural foram muito importantes para
a implantação da eletrificação nas áreas rurais, principalmente no
sul do país. Os moradores em áreas rurais, sem nenhum atrativo
para a concessionária, tiveram que se organizar em cooperativas
e financiar a construção da sua própria rede de distribuição. Com
o crescimento das cooperativas de eletrificação rurais, atendendo
inclusive áreas urbanas, fez-se necessário a sua regulamentação
e definir seu relacionamento com as concessionárias. Assim, a Lei
9.074 de 1995 permitiu a regulamentação das cooperativas na
forma de permissionários (PRADO, 2003).
A Organização das Cooperativas Brasileiras (OCB) registra a
existência de 138 cooperativas de eletrificação rural, atendendo
mais de 550.000 associados. Diferentemente do sul do país, na
Região Norte, a figura da cooperativa de eletrificação rural não é
muito difundida. Dados da ANEEL mostram a existência de somente
uma cooperativa no Pará e uma em Rondônia (ANEEL, 2004).
Com a implementação de uma cooperativa nos moldes da
legislação do setor elétrico, os empreendimentos deixam de
funcionar à margem do setor.
A cooperativa pode, além de implementar a eletrificação rural,
também prestar outros serviços para seus cooperados e, mais
importante, poderá viabilizar o uso produtivo da energia gerada
e a organização comunitária e social deste uso.
7. RESULTADOS E CONCLUSÕES
A incipiente cobertura de serviços de energia elétrica para
as áreas rurais de Santarém, fez com que as comunidades e
empresas locais desenvolvessem uma alternativa de atendimento
aproveitando o potencial hidráulico dos muitos igarapés com
cachoeiras e corredeiras na região para a instalação de pico e
micro centrais hidrelétricas. Ao total foram instalados desde 2001,
44 pico centrais e 12 micro centrais hidrelétricas, nos municípios
de Santarém, Belterra e Uruará, fornecendo energia elétrica para
aproximadamente 577 famílias, com uma capacidade instalada
de mais de 700 kVA.
A consolidação da opção tecnológica levou à instalação de
6 MCH’s com capacidade instalada de 820 kVA, uma rede de
distribuição de 252 km para atender 1630 famílias pelo INCRA
e Prefeitura de Santarém. O custo total do empreendimento foi
R$ 7.480.000 levando a um custo de R$ 4.588,00 por atendimento,
valor muito abaixo do valor de referência da CELPA. O custo
médio das ligações rurais por extensão de rede informada pela
Celpa ao Programa Luz para Todos é de R$ 11.332,81, em 2010.
Quando esta ligação é realizada por sistema descentralizado, nos
moldes do atendimento por meio do SIGFI, o custo de ligação
aumenta para R$ 17.742,30, segundo a concessionária.
Apesar de já estarem funcionando, os empreendimentos
ainda operam à margem do setor elétrico, pois ainda não
foram registrados na agência reguladora. O modelo de gestão
proposto para a operacionalização do empreendimento era a
gestão coletiva, onde a gestão do sistema seria feita pela própria
comunidade. Entretanto, por enquanto a manutenção do sistema
é coordenada pela prefeitura, pois ainda não foram criados os
meios para se implementar essa gestão comunitária.
A experiência mostrou que a eletrificação rural por meio de
MCH’s é uma solução tecnológica e economicamente viável para
atender comunidades rurais nos municípios do Oeste do Pará, pois
estes sistemas atendem atualmente mais de 2.200 famílias e com
mais de 1.5 MVA de capacidade instalada. Entretanto, para garantir
o êxito do sistema, é necessária a organização da comunidade em
cooperativas de eletrificação rural para incluir os empreendimentos
no setor elétrico, adequando, assim, as instalações às normas do
setor elétrico e consolidando o modelo de gestão.
8. Referências
• ANEEL. Nota Técnica no 087/2004 SCT/SRE-ANEEL - Audiência
Pública 040 2004, Brasília, 28 de set. de 2004, 2004.
• ANEEL. Nota Técnica no 010/2010-SRC/ANEEL Processo:
48500.003259/03-04. Análise do Plano de Universalização das
Centrais Elétricas do Pará S.A. - CELPA - Período 2009¬2010,
Brasília, 22 de março de 2010.
• Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE). Censo
Demográfico 2000. Disponível em: http://www.sidra.ibge.
gov.br/bda/ Acesso em maio de 2010.
• Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE). PNAD
2008. Disponível em: http://www.sidra.ibge.gov.br/bda/
Acesso em maio de 2010.
• Prado, João Alderi do. CRERAL - “Uma experiência de
cooperativa na eletrificação rural e a nova legislação para
as cooperativas”. PCH Notícias & SHP News, ano 5, rev. 17,
p. 20-23, 2003.
• Santarém, Prefeitura Municipal de Santarém, Informações
Municipais. SEMPLAN/CIAM 2008, Secretaria Municipal de
Planejamento e Coordenação Geral. Setor de Pesquisa e
Informações Municipais, Tânia Mara Moraes Amazonas; Núbia
Tavares de Oliveira, 2009.
• Souza, Josiane do Socorro Aguiar et Rudi Henri van ELS,
Antonio Cesar Pinho Brasil Junior, Janaina Deane de Abreu
Sá Diniz. Energia e sustentabilidade no Distrito Florestal
Sustentável da BR-163. In: VIII Encontro da Sociedade
Brasileira de Economia Ecológica, 2009, Cuiabá. VIII Encontro
da Sociedade Brasileira de Economia Ecológica, 2009. v. 1.
ANOTAÇÕES
51
ARTIGOS TÉCNICOS
Otimização e análise de alternativas
de vertedor do tipo Labirinto trapezoidal
Rafael Gustavo Roselli
1
RESUMO
O presente trabalho propõe soluções com base em análises desenvolvidas em estruturas extravasoras em aproveitamentos a
fio d’água, envolvendo análises nos critérios de dimensionamento de vertedores do tipo Labirinto. Para tanto, se fazem necessários
estudos e comparações de resultados a serem desenvolvidos em cada projeto com relação aos fatores hidráulicos, hidrológicos,
geológicos, topográficos e dos riscos envolvendo prejuízos decorrentes de falhas nas estruturas hidráulicas.
A proposição de otimização de arranjo da estrutura extravasora do tipo Labirinto tem o objetivo de melhorar a segurança em
relação à construção e operação, com foco no desenvolvimento do descarregador ideal para o estudo de caso.
Palavras-Chave: Estruturas Hidráulicas, Vertedor, Descarregador Labirinto.
Optimization and analysis of
alternative trapezoidal labyrinth weir
ABSTRACT
This paper proposes solutions based on an analysis developed in spillway structures, involving analysis of the criteria for the
design of labyrinth weirs. For this purpose, it is necessary to study and compare results to be developed in each project with respect
to hydraulic factors, hydrological, geological, topographical and involving risks of losses caused by failures in hydraulic structures.
The proposition of optimizing the arrangement of the spillway structure type labyrinth is designed to improve the safety of the
construction and of the operation, focusing on the development of the ideal spillway for the case study.
Keywords: Hydraulic Structures, Spillway, Labyrinth Spillway.
1. INTRODUÇÃO
O conceito do descarregador do tipo Labirinto é fornecer o
comprimento adicional da crista com relação à largura linear total
do vertedouro de superfície com uma série de paredes trapezoidais
ou triangulares na largura total em planta do vertedouro (Design
of Small Dams, 1987).
Segundo Magalhães (1983), o descarregador Labirinto é
caracterizado por apresentar, em planta, uma soleira cuja crista
se desenvolve segundo uma linha quebrada, repetindo em geral
módulos ou ciclos de forma poligonal. Desta forma, este tipo de
descarregador apresenta um maior desenvolvimento da crista do
que um descarregador frontal, que ocupa a mesma largura.
Gentlini (1941) afirma que os primeiros estudos sobre este
tipo de vertedor de forma poligonal em planta surgiram em 1854
com Boileau e em 1907 com Aichel.
O coeficiente de descarga deste tipo de vertedor envolve diversos fatores na geometria do tipo de Labirinto, e exige ensaios em
modelos, pois os padrões de escoamento no vertedor Labirinto são
muito complexos. A utilização de redes neurais artificiais para a estimativa do coeficiente de descarga com a entrada de parâmetros
como comprimento, altura, ângulo entre os módulos do vertedor
Labirinto e o número de Froude, pode resultar em bons resultados
conforme trabalho apresentado por Emiroglu e outros (2011). No
trabalho apresentado pelos autores, verificou-se que o modelo de
redes neurais artificiais tem um desempenho melhor do que os
modelos de regressões lineares e não lineares.
No contexto do conjunto composto das estruturas de um
sistema extravasor é importante a análise da estrutura de
dissipação de energia. Em conjunto com a estrutura de controle
do extravasor do tipo Labirinto, deverá ser realizada a análise da
dissipação de energia a jusante desta estrutura de controle.
USP, e-mail: [email protected]
1
52
O vertedor do tipo Labirinto apresenta uma maior capacidade
de vazão de projeto se comparado ao descarregador de soleira
normal (linear) para uma mesma carga e largura desenvolvida. A
eficiência deste tipo de descarregador tende a reduzir conforme o
aumento de carga sobre a soleira. Os principais parâmetros que
envolvem seu dimensionamento são: o comprimento da crista
da largura por ciclo, a carga sobre o vertedouro, o ângulo das
paredes laterais do vertedouro com relação ao fluxo, e a relação
entre a largura total desenvolvida do vertedouro (ciclos) e a
altura do vertedouro (Design of Smal Dams, 1987).
2. MATERIAL E MÉTODOS
Será apresentado no presente trabalho o estudo de caso de
um aproveitamento a fio d’água utilizando alternativas de descarregador do tipo Labirinto e de soleira normal (vertedor Creager), com posteriores análises dos critérios de dimensionamento,
resultados, vantagens e discussões sobre a utilização destes descarregadores.
De acordo com Magalhães (1983), as formas dos vertedores
na forma de Labirinto podem apresentar várias formas, porém,
a mais indicada é o formato trapezoidal simétrico. A forma é
definida pela relação do desenvolvimento total de um módulo
da soleira (l) sobre a largura total de um módulo da soleira (w)
e das relações do ângulo (α) formado pelas paredes laterais e a
direção principal do escoamento e pelo número de módulos da
soleira (n). Para as condições limites, tem-se a forma retangular
(α = 0) e a forma triangular para o qual α é máximo, para um
dado valor de l/w. A distância do fundo do canal de aproximação
até a cota da crista da soleira corresponde à altura (P), e à altura
da onda trapezoidal em planta representada por (c). Estes dados
geométricos estão explícitos na Figura 1.
TECHNICAL ARTICLES
Este ábaco permite obter o valor de m =
w
Ql
em
W ⋅ h1,5
função dos parâmetros l/w e h/p.
De acordo com DARVAS (1971), os ensaios com esta expressão
deram origem ao ábaco anterior, segundo as condições de:
• Soleira Labirinto com fundo horizontal e formato trapezoidal e
perfil no formato de ¼ de circunferência;
• Escoamento na soleira não afogado;
• 1 ≤
•
•
ι
w
≤ 8;
0, 2 ≤ h
α
• w
p
αmáx
p
≤ ;0, 6
≥ 0, 8;
≥ 2.
O ábaco da Figura 2 apresenta o valor de µw adimensional e
as unidades (l) e (w), em metros. A expressão da capacidade de
vazão é dada por:
Q = mw ⋅ w ⋅ 2 ⋅ g ⋅ h1,5
desenvolvimento total de um módulo da soleira (l)
FIG. 1: Esquema descarregador Labirinto – adaptado (Magalhães, 1983)
FIG. 1: Diagram of the spillway Labyrinth – adapted (Magalhães, 1983)
A seguir, a Figura 2 apresenta o coeficiente de vazão de
soleiras com forma trapezoidal em planta.
(1)
Magalhães (1983) afirma que ensaios realizados no LNEC e em
outros laboratórios com modelos de diferentes descarregadores
do tipo Labirinto comprovam a proximidade do coeficiente de
vazão (µw) com os obtidos através deste ábaco, apresentado na
Figura 2.
O ensaio em modelo reduzido do escoamento neste tipo de
vertedor é realizado para determinação do coeficiente de vazão
e é importante para confrontar estes resultados com os cálculos
teóricos de diferentes métodos. Em outubro de 1995, foi realizado
pela FCTH/SP (Fundação Centro Tecnológico de Hidráulica) uma
aferição de um medidor Venturi através de um vertedor “Bico de
Pato” (vertedor Labirinto trapezoidal). Com o modelo reduzido
representado na Figura 3, construído na escala 1:2,667, obtevese os pares de valores (Qmodelo, hvertedor) e calculou-se o
coeficiente de vazão (µ) através da expressão:
m=
Qmod elo
,5
l ⋅ 2 ⋅ g ⋅ h1vert
(2)
Onde:
Q modelo = Vazão escoada do modelo reduzido;
L = Comprimento total da soleira do modelo reduzido;
hvert = Leitura da carga sobre a soleira vertente medida com a
ponta limnimétrica descontado o valor de Z (cota desta mesma
soleira).
FIG. 2: Coeficiente de vazão de soleiras com forma trapezoidal em planta
(Magalhães, 1983)
FIG. 2: Discharge coefficient of sills with trapezoidal form in plan (Magalhães,
1983)
FIG. 3: Vista do escoamento no
modelo reduzido (FCTH, 1995)
FIG. 3: Order flow in the reduced
model (FCTH, 1995)
53
ARTIGOS TÉCNICOS
Tomou-se o cuidado necessário, no exemplo anterior, para
que o modelo reduzido representasse fidedignamente as mesmas
condições hidráulicas do protótipo com relação à aeração da
soleira e na aproximação do escoamento.
Embora Magalhães (1983) afirme que os métodos de
projeto não são apropriados para a proporção w/p inferior
a 2; o desempenho hidráulico no estudo empírico de Matos &
Chanson (2006) obteve valores inferiores desta relação com
bons resultados. Outros testes para definir o comportamento
hidráulico do Labirinto para esses valores mais baixos w/p são
recomendados. A Figura 4 apresenta os parâmetros de dois ciclos
do vertedor Labirinto.
2.1 Estudo de caso
A seguir serão dimensionadas, de acordo com os critérios do
item anterior, as alternativas de vertedores do tipo Labirinto, e
para comparações posteriores o vertedor do tipo Creager, com os
seguintes dados de projeto:
Tabela 1: Dados de Projeto
Table 1: Project Data
Vazão de Projeto (m3/s)
500
Elev. Soleira do Vertedor (m)
100
Elev. Canal de Aproximação do Vertedor (m)
97
Largura máxima frontal ao escoamento (m)
100
O dimensionamento hidráulico para o vertedor Creager é
dado por:
3
Q = c0 ⋅ l ⋅ H0 2
FIG. 4: Dois ciclos do vertedor Labirinto, Matos & Chanson (2006)
FIG. 4: Two cycles of the labyrinth weir, Matos & Chanson (2006)
(3)
Onde:
Q =. Vazão de projeto (m3/s)
C0=. Coeficiente de vazão (m0,5/s)
L =. Largura do vertedor (m)
H0=. Carga sobre a soleira do vertedor (m)
O coeficiente de vazão do perfil Creager é dado por:
Onde:
b =.Comprimento da parede no sentido paralelo ao
escoamento;
P =.Distância do fundo do canal de aproximação até a cota
da crista da soleira correspondente à altura do vertedor
Labirinto trapezoidal;
w=.Largura maior de um módulo da soleira;
α =.Ângulo formado pelas paredes laterais e a direção
principal do escoamento;
a =.Metade da largura menor de um módulo da soleira
(chamado de vértice);
n =.Número de módulos (ciclos do vertedor Labirinto).
Matos & Chanson (2006) afirmam que quando o fluxo é
considerado totalmente arejado, segundo a Figura 5, os métodos
de Tullis e Lux apresentam resultados muito semelhantes para
as relações H (carga sobre a crista do vertedor) e P (altura do
vertedor).
FIG. 6: Coeficiente de vazão Creager Fonte: Schreiber (1977)
FIG. 6: Creager discharge coefficient Source: Schreiber (1977)
Substituindo os valores da Tabela 1 na expressão (3), temos:
3
500 = 2,166 ⋅ 100 ⋅ H0 2
O valor de C0 = 2,154 foi obtido através da relação entre os
valores de P = 3 m e H0 = 1,75 m, encontrado na expressão
anterior.
Alternativa 1 – vertedor Labirinto
O dimensionamento hidráulico para o vertedor Labirinto da
alternativa 1 será baseado nos dados geométricos da Tabela 2,
de acordo com as características da Figura 1:
Tabela 2: Dados Geométricos vertedor Labirinto – Alternativa 1
Table 2: Geometric Data Labyrinth spillway – Alternative 1
FIG. 5: Avaliação de vazões de cheia e carga sobre a soleira – Matos &
Chanson (2006)
FIG. 5: Assessment of flood flows and load on the sill – Matos & Chanson
(2006)
54
a (m)
2
p (m)
3,00
número ciclos
3
α
18º
c (m)
15,00
TECHNICAL ARTICLES
A partir dos parâmetros α e c, obtém-se b igual a 15,77 m. O
valor de w será definido nos cálculos apresentados a seguir.
Considerando a mesma carga de H0 = 1,75 m, obtido no
cálculo do vertedor do tipo Creager, obtém-se a largura frontal
W (distância entre os muros que limitam lateralmente a soleira),
segundo critérios hidráulicos do item 2.
A partir do valor definido de W = 45,0 m através da iteração
da mesma carga H0 = 1,75 m, que será apresentada a seguir,
encontraram-se os valores geométricos de l, L (largura total
desenvolvida nos 3 ciclos) e w.
• 1 ≤
•
Tabela 3: Dados Geométricos obtidos do vertedor Labirinto –
Alternativa 1
Table 3: D
ata obtained from Geometry Labyrinth spillway –
Alternative 1
w
α
•
w
αmáx
p
p
= 0, 6 ≤ 0, 6 ;
= 0, 8 ≥ 0, 8;
= 5, 00 ≥ 2.
Nota-se que foram estabelecidas as condições limites para
e α
p
αmáx
.
Alternativa 2 – vertedor Labirinto
O dimensionamento hidráulico para o vertedor Labirinto da
alternativa 2 é baseado nos dados geométricos da Tabela 5, de
acordo com as características da Figura 1:
l (m)
39,54
L (m)
118,63
w (m)
15,00
W (m)
45,00
a (m)
2
c (m)
15,00
p (m)
2,2
número ciclos
3
α
37,5º
c (m)
15,00
Tabela 5: Dados Geométricos vertedor Labirinto – Alternativa 2
Table 5: Geometric Data Labyrinth spillway – Alternative 2
A partir dos parâmetros l e w, obtém-se α máx igual a 22,29º.
De acordo com a relação encontrada para l/w igual a 2,64, obtém-se os valores de descarga do vertedor Labirinto e vazões (Figura
2) para as seguintes relações de h/p.
Tabela 4: Vazão da alternativa 1 – vertedor Labirinto
Table 4: Flow of Alternative 1 – Labyrinth weir
h
= 2, 64 ≤ 8 ;
0, 2 ≤ h
•
h
ι
h/p
μ
Qlab
0,50
0,2
1,31
92,63
1,00
0,3
1,19
236,67
1,50
0,4
1,14
417,74
2,00
0,5
1,06
596,10
2,50
0,6
0,98
769,55
A seguir, apresenta-se a curva de descarga encontrada para
os valores da Tabela 4.
Os valores destacados na Tabela 5 são os mesmos da Tabela
2. A partir dos parâmetros α e c, obtém-se b igual a 18,91 m. O
valor de w será definido nos cálculos apresentados a seguir.
Considerando a largura frontal W (vertedor Labirinto) igual a
largura de 100 m do (vertedor Creager), encontra-se a carga de
projeto H0, segundo critérios hidráulicos do item 2.
A partir do valor definido de W=100,0 m através da iteração
da carga H0, que será apresentada a seguir, encontraram-se os
valores geométricos de l, L (largura total desenvolvida nos 3
ciclos) e w.
Tabela 6: Dados Geométricos obtidos do vertedor Labirinto –
Alternativa 2
Table 6: Data obtained from Geometry Labyrinth spillway –
Alternative 2
l (m)
45,81
L (m)
137,44
w (m)
33,33
W (m)
100,00
c (m)
15,00
A partir dos parâmetros l e w, obtém-se α máx igual a 46,68º.
De acordo com a relação encontrada para l/w igual a 1,37, obtém-se os valores de descarga do vertedor Labirinto e vazões (Figura 2)
para as seguintes relações de h/p.
FIG. 7: Curva de descarga alternativa 1 – vertedor Labirinto
FIG. 7: Discharge curve alternative 1– Labyrinth weir
De acordo com a equação da Figura 7, temos, para a vazão de
projeto da Tabela 1, a carga sobre o vertedor de H0=1,75 m.
Todas as condições da metodologia de Darvas (1971)
apresentada no item 2 foram consideradas, conforme dados a
seguir:
Tabela 7: Vazão da alternativa 2 – vertedor Labirinto
Table 7: Flow of Alternative 2 – Labyrinth weir
h
h/p
μ
Qlab
0,50
0,2
0,75
116,72
1,00
0,3
0,69
305,11
1,50
0,4
0,74
605,52
2,00
0,5
0,74
926,43
2,50
0,6
0,71
1.243,67
55
ARTIGOS TÉCNICOS
A seguir, apresenta-se a curva de descarga encontrada para
os valores da Tabela 7.
Na segunda alternativa do vertedor do tipo Labirinto, optouse por manter a largura frontal de 100 m nas mesmas condições
do vertedor do tipo Creager. Encontrou-se a lâmina sobre a
soleira do vertedor do tipo Labirinto igual a 1,34 m. Os dados
geométricos finais para esta alternativa estão representados na
Figura 10.
FIG. 8: Curva de descarga alternativa 2 – vertedor Labirinto
FIG. 8: Discharge curve alternative 2 – Labyrinth weir
De acordo com a equação da Figura 7, temos, para a vazão de
projeto da Tabela 1, a carga sobre o vertedor de H0=1,34 m.
Todas as condições da metodologia de Darvas (1971) foram
consideradas, conforme dados a seguir:
• 1 ≤
•
ι
w
= 1, 37 ≤ 8 ;
0, 2 ≤ h
•
α
•
w
αmáx
p
p
= 0, 6 ≤ 0, 6 ;
= 0, 8 ≥ 0, 8;
= 14, 87 ≥ 2 .
Nota-se que foram estabelecidas as condições limites para
h
e α
p
αmáx
.
3. RESULTADOS E DISCUSSÃO
Dimensionou-se um vertedor do tipo Creager para comparações com 2 alternativas de vertedor do tipo Labirinto no formato
trapezoidal.
Na primeira alternativa do vertedor do tipo Labirinto, optouse por reduzir a largura frontal e manter a lâmina d’água
proporcionada por um vão de vertedor do tipo Creager de 100 m
de largura de 1,75 m sobre a soleira. Os dados geométricos finais
para esta alternativa estão representados na Figura 9.
FIG. 10: Resultados geométricos alternativa 2 – vertedor Labirinto
FIG. 10: Geometric alternative Results 2 – Labyrinth weir
Foram estabelecidas as condições limites para
h
p
e
α
αmáx
em ambas as alternativas com 3 ciclos trapezoidais. Na primeira
alternativa do vertedor Labirinto nota-se uma estrutura mais
compacta com 45 m de largura frontal contra 100 m da segunda
alternativa. Porém, observa-se que a altura p da segunda
alternativa possui altura menor, com economia de 80 cm com
relação à primeira alternativa, conforme limite de h
= 0, 6 . Vale
p
ressaltar que os dados geométricos destacados na Tabela 5 foram
mantidos para comparações entre as alternativas somente de
largura frontal, ângulo formado pelas paredes laterais e a direção
principal do escoamento, além da altura (p).
4. CONCLUSÃO
A análise de alternativas de vertedor do tipo Labirinto
trapezoidal são necessárias para verificar as condições geométricas, relacionadas ao custo benefício da obra, e condições
hidráulicas, para capacidade deste tipo de estrutura extravasora.
A alternativa 1 apresentou melhores condições de custo-benefício
(estrutura mais compacta), pois o benefício proporcionado pela
alternativa 2 com relação à altura (p) foi de apenas 80 cm em
relação à alternativa 1.
Uma observação importante a ser considerada no vertedor
do tipo Labirinto é que com o aumento das vazões sobre a crista
da soleira ocorre um aumento da vazão específica, principal
problema neste tipo de vertedor, ou seja, o aumento da relação
entre vazão e o comprimento vertente (m3/s/m) tende a tornar
crítica a capacidade de vazão desta estrutura hidráulica.
5. REFERÊNCIAS
FIG. 9: Resultados geométricos alternativa 1 – vertedor Labirinto
FIG. 9: Geometric alternative Results 1 – Labyrinth weir
56
• E
MIROGLU, M. E., BILHAN, O., KISI, O., Neural networks
for estimation of discharge capacity of triangular labyrinth
side-weir located on a straight channel, Published in: Journal
Expert Systems with Applications: An International Journal
archive Volume 38 Issue 1, January, 2011.
• FUNDAÇÃO CENTRO TECNOLÓGICO DE HIDRÁULICA.
Relatório de Aferição de um Medidor Venturi de 2750 mm na
TECHNICAL ARTICLES
estação de tratamento de esgoto de Barueri. Consórcio JNS –
STENGEL – MULTISERVICE, Outubro de 1995.
• GENTILINI, B., 1941, Stramazzi con Cresta a Pianta Obliqua
e a Zig-Zag. Memorie e Studi dell’ Instituto di Idraulica e
Construzioni Idrauliche, nº 48, Milano, 1941.
• MAGALHÃES, S. P. – Descarregadores em Labirinto, Memória
No 605, Lisboa, 1983.
• MATOS, J., CHANSON, H., Labyrinth Spillways: Comparison
of Two Popular U.S.A. Design Methods and Consideration
of Non-Standard Approach Conditions and Geometries.
“International Junior Researcher and Engineer Workshop on
Hydraulic Structures, 2006”.
• SCHREIBER, G., P., Usinas Hidrelétricas – ENGEVIX S.A.
Estudos e Projetos de Engenharia, 1977.
• US Department of Interior Design of Small Dams, 3rd edition,
Bureau of Reclamation, Denver, 1987.
ANOTAÇÕES
57
ARTIGOS TÉCNICOS
TECHNICAL ARTICLES
INSTRUÇÕES AOS AUTORES
INSTRUCTIONS FOR AUTHORS
Forma e preparação de manuscrito
Form and preparation of manuscripts
Primeira Etapa (exigida para submissão do artigo)
First Step (required for submition)
O texto deverá apresentar as seguintes características: espaçamento 1,5; papel A4 (210 x 297 mm), com margens superior,
inferior, esquerda e direita de 2,5 cm; fonte Times New Roman 12;
e conter no máximo 16 laudas, incluindo quadros e figuras.
Na primeira página deverá conter o título do trabalho, o
resumo e as Palavras-chave. Nos artigos em português, os títulos
de quadros e figuras deverão ser escritos também em inglês;
e artigos em espanhol e em inglês, os títulos de quadros e
figuras deverão ser escritos também em português. Os quadros
e as figuras deverão ser numerados com algarismos arábicos
consecutivos, indicados no texto e anexados no final do artigo.
Os títulos das figuras deverão aparecer na sua parte inferior
antecedidos da palavra Figura mais o seu número de ordem.
Os títulos dos quadros deverão aparecer na parte superior e
antecedidos da palavra Quadro seguida do seu número de ordem.
Na figura, a fonte (Fonte:) vem sobre a legenda, à direta e sem
ponto final; no quadro, na parte inferior e com ponto final.
O artigo em PORTUGUÊS deverá seguir a seguinte sequência: TÍTULO em português, RESUMO (seguido de Palavras-chave), TÍTULO DO ARTIGO em inglês, ABSTRACT (seguido de
keywords); 1. INTRODUÇÃO (incluindo revisão de literatura);
2. MATERIAL E MÉTODOS; 3. RESULTADOS E DISCUSSÃO; 4.
CONCLUSÃO (se a lista de conclusões for relativamente curta, a
ponto de dispensar um capítulo específico, ela poderá finalizar
o capítulo anterior); 5. AGRADECIMENTOS (se for o caso); e 6.
REFERÊNCIAS, alinhadas à esquerda.
O artigo em INGLÊS deverá seguir a seguinte sequência:
TÍTULO em inglês; ABSTRACT (seguido de Keywords); TÍTULO
DO ARTIGO em português; RESUMO (seguido de Palavras-chave); 1. INTRODUCTION (incluindo revisão de literatura); 2.
MATERIALAND METHODS; 3. RESULTS AND DISCUSSION; 4.
CONCLUSIONS (se a lista de conclusões for relativamente curta,
a ponto de dispensar um capítulo específico, ela poderá finalizar
o capítulo anterior); 5. ACKNOWLEDGEMENTS (se for o caso);
e 6. REFERENCES.
O artigo em ESPANHOL deverá seguir a seguinte sequência: TÍTULO em espanhol; RESUMEN (seguido de Palabra llave),
TÍTULO do artigo em português, RESUMO em português (seguido de palavras-chave); 1. INTRODUCCTIÓN (incluindo revisão
de literatura); 2. MATERIALES Y METODOS; 3. RESULTADOS Y
DISCUSIÓNES; 4. CONCLUSIONES (se a lista de conclusões for
relativamente curta, a ponto de dispensar um capítulo específico, ela poderá finalizar o capítulo anterior); 5. RECONOCIMIENTO (se for o caso); e 6. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS.
Os subtítulos, quando se fizerem necessários, serão escritos
com letras iniciais maiúsculas, antecedidos de dois números
arábicos colocados em posição de início de parágrafo.
No texto, a citação de referências bibliográficas deverá ser
feita da seguinte forma: colocar o sobrenome do autor citado
com apenas a primeira letra maiúscula, seguido do ano entre
parênteses, quando o autor fizer parte do texto. Quando o autor
não fizer parte do texto, colocar, entre parênteses, o sobrenome,
em maiúsculas, seguido do ano separado por vírgula.
O resumo deverá ser do tipo informativo, expondo os pontos
relevantes do texto relacionados com os objetivos, a metodologia,
os resultados e as conclusões, devendo ser compostos de uma
sequência corrente de frases e conter, no máximo, 250 palavras.
Para submeter um artigo para a Revista PCH Notícias & SHP
News o(os) autor(es) deverão entrar no site www.cerpch.unifei.
edu.br/submeterartigo.
Serão aceitos artigos em português, inglês e espanhol. No
caso das línguas estrangeiras, será necessária a declaração de
revisão linguística de um especialista.
Segunda Etapa (exigida para publicação)
The manuscript should be submitted with following format:
should be typed in Times New Roman; 12 font size; 1.5 spaced
lines; standard A4 paper (210 x 297 mm), side margins 2.5 cm
wide; and not exceed 16 pages, including tables and figures.
In the first page should contain the title of paper, Abstract
and Keywords. For papers in Portuguese, the table and figure
titles should also be written in English; and papers in Spanish
and English, the table and figure titles should also be written in
Portuguese. The tables and figures should be numbered consecutively in Arabic numerals, which should be indicated in the
text and annexed at the end of the paper. Figure legends should
be written immediately below each figure preceded by the word
Figure and numbered consecutively. The table titles should be
written above each table and preceded by the word Table followed by their consecutive number. Figures should present the
data source (Source) above the legend, on the right side and no
full stop; and tables, below with full stop.
The manuscript in PORTUGUESE should be assembled in the
following order: TÍTULO in Portuguese, RESUMO (followed by
Palavras-chave), TITLE in English; ABSTRACT in English (followed by keywords); 1. INTRODUÇÃO (including references);
2. MATERIAL E MÉTODOS; 3. RESULTADOS E DISCUSSÃO; 4.
CONCLUSÃO (if the list of conclusions is relatively short, to the
point of not requiring a specific chapter, it can end the previous
chapter); 5. AGRADECIMENTOS (if it is the case); and 6. REFERÊNCIAS, aligned to the left.
The article in ENGLISH should be assembled in the following order: TITLE in English; ABSTRACT in English (followed by
keywords); TITLE in Portuguese; ABSTRACT in Portuguese (followed by keywords); 1. INTRODUCTION (including references);
2. MATERIAL AND METHODS; 3. RESULTS AND DISCUSSION;
4. CONCLUSIONS (if the list of conclusions is relatively short,
to the point of not requiring a specific chapter, it can end the
previous chapter); 5. ACKNOWLEDGEMENTS (if it is the case);
and 6. REFERENCES.
The article in SPANISH should be assembled in the following order: TÍTULO in Spanish; RESUMEN (following by Palabrallave), TITLE of the article in Portuguese, ABSTRACT in Portuguese (followed by keywords); 1. INTRODUCCTIÓN (including
references); 2. MATERIALES Y MÉTODOS; 3. RESULTADOS Y
DISCUSIÓNES; 4. CONCLUSIONES (if the list of conclusions is
relatively short, to the point of not requiring a specific chapter, it
can end the previous chapter); 5.RECONOCIMIENTO (if it is the
case); and 6. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS.
The section headings, when necessary, should be written
with the first letter capitalized, preceded of two Arabic numerals
placed at the beginning of the paragraph.
References cited in the text should include the author’s
last name, only with the first letter capitalized, and the year
in parentheses, when the author is part of the text. When the
author is not part of the text, include the last name in capital
letters followed by the year separated by comma, all in parentheses.
Abstracts should be concise and informative, presenting the
key points of the text related with the objectives, methodology,
results and conclusions; it should be written in a sequence of
sentences and must not exceed 250 words.
For paper submission, the author(s) should access the online
submission Web site www.cerpch.unifei.edu.br/submeterartigo
(submit paper).
The Magazine PCH Notícias & SHP News accepts papers in Portuguese, En-glish and Spanish. Papers in foreign languages will be
requested a declaration of a specialist in language revision.
Second Step (required for publication)
O artigo depois de analisado pelos editores, poderá ser
devolvido ao(s) autor(es) para adequações às normas da Revista
ou simplesmente negado por falta de mérito ou perfil. Quando
aprovado pelos editores, o artigo será encaminhado para três
revisores, que emitirão seu parecer científico. Caberá ao(s)
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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.
58
NEWS
59
CURTAS
Setor elétrico enfrenta o desafio de se adaptar às metas da Política Nacional de Mudanças Climáticas,
enfrentar os eventos extremos e ampliar a presença de fontes alternativas na matriz
Da redação
Arquivo Pessoal
As mudanças climáticas são, hoje, um dos temas prioritários da
agenda do setor elétrico brasileiro. Governo, empresas e investidores terão pela frente, nos próximos anos, uma bateria de desafios, entre eles a adaptação às metas da Política Nacional de Mudanças Climáticas (PNMC), o enfrentamento dos eventos extremos que
impactam os negócios de geradoras, transmissoras e distribuidoras
de energia e o contínuo investimento para ampliar a presença de
fontes como eólica e biomassa na matriz energética do país.
Segundo dados de 2005, a produção e o uso de energia no
mundo responderam por 64,4% das emissões totais de gases de
efeito estufa (GEE). Deste percentual, a eletricidade e o aquecimento representaram 28%. No Brasil, a geração de energia elétrica
ficou com uma parcela de 2,1% das emissões de GEE, índice que
reflete o alto grau de fontes renováveis na nossa matriz elétrica.
"Com a regulamentação da PNMC, o Brasil se tornou o
primeiro país em desenvolvimento a estabelecer em lei limites
para os seus níveis de emissões", observa Arilde Sutil Gabriel,
coordenadora do GT de mudanças climáticas do Fórum de Meio
Ambiente do Setor elétrico (FMASE). A meta é, até 2020, reduzir
as emissões entre 36,1% e 38,9%. Caberá ao setor de energia
uma cota de 7%.
Nesta entrevista exclusiva à PCH Notícias, Arilde Gabriel traça
um panorama da questão: Mudanças Climáticas no setor elétrico,
destacando os impactos da PNMC e do Decreto 7390/2010, que
regulamentou a política, além das ações que o Fórum de Meio
Ambiente do Setor elétrico (FMASE) vem fazendo. Para ela,
o grande desafio será regulamentar a operacionalização e a
governança da PNMC.
entrevista com Arilde Sutil Gabriel
uma discussão mais aprofundada, tanto com a sociedade como no setor
elétrico. Participaram destas discussões representantes do MDIC, FBMC,
MME / EPE, MMA, MAPA, MFaz, MAPA e Casa Civil.
• PCH Notícias: Que avaliação faz da Política Nacional de Mudanças
Climáticas (PNMC)?
• PCH Notícias: A questão climática é hoje uma preocupação de todos
os setores. Qual é o peso que ela tem para o setor elétrico?
Arilde Sutil Gabriel: Globalmente, o setor de energia é de suma
importância para o tema das mudanças climáticas, uma vez que a
produção e o uso de energia foram responsáveis por 64,4% das emissões
totais de gases de efeito estufa (GEE) do planeta em 2005. Deste
percentual, a eletricidade e o aquecimento são responsáveis por 28%. Em
2005, o Brasil foi responsável por apenas 6,5% das emissões mundiais
de GEE, sendo o desmatamento responsável por cerca de 64,1% das
emissões nacionais. Por sua vez, a geração de energia elétrica nacional
é responsável por somente 2,1% das emissões de gases de efeito estufa
produzidos no país. Este índice reflete o alto grau de fontes renováveis
na nossa matriz elétrica.
• PCH Notícias: Em relação à esta questão, quais são os principais
pontos da agenda do Fórum de Meio Ambiente do Setor elétrico
(FMASE)?
Arilde Sutil Gabriel: O assunto Mudanças Climáticas já era discutido
no FMASE antes da COP-15. Em 2009, elaborou-se o “Position Paper”
contendo a proposta do FMASE sobre Mudanças Climáticas, o qual foi
apresentado para o Governo, CNI e em Copenhague. Este documento
foi atualizado em 2010 e apresentado na COP-16 em Cancún. O FMASE
participou ativamente da regulamentação da Política Nacional sobre
Mudança do Clima através do Grupo de Trabalho de Mudanças Climáticas
formado com técnicos especialistas de suas associadas.
O GT Mudanças Climáticas atuou com o Grupo de Mobilização
Empresarial da CNI junto ao Fórum Brasileiro de Mudanças Climáticas
(FBMC), no Grupo do Plano Setorial de Energia. Durante 2010, o FMASE
participou de várias reuniões de articulação procurando estabelecer um
diálogo com o governo e adiar a implementação do Plano Setorial de
Energia, pois entendíamos que havia necessidade de mais tempo para
60
Arilde Sutil Gabriel: O Brasil por não ser um país do Anexo I, não
tinha o compromisso de redução de emissões de GEE perante o protocolo
de Quioto. Em uma atitude proativa, o governo brasileiro assumiu em
Copenhague o compromisso voluntário de reduzir entre 36,1% e 38,9%
as nossas emissões projetadas para 2020.
Após a COP-15, o Brasil instituiu a Política Nacional sobre Mudança do
Clima (PNMC) através da Lei no 12.187, de dezembro de 2009 definindo
que:
• Para alcançar os objetivos da PNMC, o país adotará como compromisso nacional voluntário, ações de mitigação das emissões de
GEE, para reduzir entre 36,1% e 38,9% suas emissões projetadas
até 2020.
• A projeção das emissões para 2020 e o detalhamento das ações para
alcançarmos este objetivo serão dispostos por decreto, com base no
2º Inventário Brasileiro de Emissões, a ser concluído em 2010.
O decreto 7390/2010, que regulamentou a PNMC, foi assinado pelo
presidente Lula em dezembro de 2010, durante a COP-16. Com a regulamentação da PNMC, o Brasil se tornou o primeiro país em desenvolvimento a estabelecer em lei limites para os seus níveis de emissões.
• PCH Notícias: Para um país que tem uma matriz altamente limpa,
meta nacional de redução da emissão de gases de efeito estufa
(GEE), entre 36,1% e 38,9% das emissões projetadas até 2020 não
é muito exagerada?
Arilde Sutil Gabriel: Desses 36%, ao setor de energia cabe 7%,
ficando 25% para o uso da terra, ou seja, redução das emissões por
desmatamento da Amazônia e Cerrado e, 5% para a Agropecuária. Os
montantes definidos para os quatro setores contemplados no Decreto
7390/2010 já atingem a meta de redução prevista. Segundo o mesmo
decreto, um dos setores que deverá executar seu Plano de Mitigação
em 2011 é o de Transporte que emite três vezes mais que o Setor
elétrico, porém, a meta já está cumprida. Realmente, o Setor elétrico
não precisaria ter metas, pois a nossa matriz é uma das com maior
participação de fontes renováveis do mundo, 79%, enquanto a média
mundial está em 13%.
news
The electric sector faces the challenge of adjusting itself to the new goals of the National Policy for
Climatic Changes, facing extreme events and increasing the presence of renewables in the matrix
Today, climatic changes are one of the top priority topics of the
Brazilian electric sector agenda. Government, companies and investors will have a lot of challenges in the future to come: among them
the adjustment to the new goals of the National Policy for Climatic
Changes (PNMC), facing extreme events that might have impacts
on power generation, transmission and distribution businesses and
the continuous investment to increase the presence of alternative
sources, such as wind and biomass, in the country’s energy matrix.
According to data from 2005 the production and the use of
power in the world accounted for 64.4% of the total emissions of
greenhouse gases (GGs). Out of this percentage, electricity and
heating represented 28%. In Brazil, electric power generation is
responsible for 2.1% of GG emissions, an index that reflects the
high use of renewables in our electric matrix.
"With the PNMC regulation, Brazil has become the first
developing country to issue a law establishing limits for emission
levels," observes MS. Arilde Sutil Gabriel, coordinator of the
Climatic Changes Workgroup of FMASE (Environmental Forum
of the Electric Sector). The goal is to reduce the emissions by
36.1% to 38.9% by 2020. The energy sector will have a share
of 7%.
In this exclusive interview to PCH Notícias, MS. Arilde Gabriel
outlines a scenario of the climatic changes in relation to the
electric sector, highlighting the impacts of the PNMC and of Decree
7390/2010, which regulated the policy. She will also talk about
the actions FMASE have been taking. In her opinion, the great
challenge will be to regulate the operation and the governing of
the PNMC.
interviewing with Arilde Sutil Gabriel
• PCH Notícias: Today, the issue regarding the climate concerns all
the sectors of society. How concerned is the electric sector?
MS. Arilde Sutil Gabriel: Globally, the energy sector is of the
utmost importance regarding climatic changes, given that the production
and the use of energy accounted for 64.4% of the total emissions of GGs
in the planet in 2005. Out of this percentage, electricity and heating are
responsible for 28%. In 2005, Brazil’s share of the world’s GG emission
was just 6.5%, where deforestation accounted for about 64.1% of the
national emissions. In turn, the national generation of electric power is
responsible for only 2.1% of the GGs produced by the country. This index
reflects the high use of renewables in our electric matrix.
• PCH Notícias: In relation to this matter, what are the main points of
FMASE’s (Environmental Forum of the Electric Sector) agenda?
MS. Arilde Sutil Gabriel: This issue, climatic changes, has been
discussed by FMASE since before COP-15. In 2009 FMASE elaborated
the “Position Paper”, which contained the forum’s proposal about climatic
changes and was presented to the government, to the CNI (National
Confederation of Industry - Brazil) and in Copenhagen. This document
was updated in 2010 and presented in COP-16 in Cancún. FMASE
participated actively in the regulation of the National Policy for Climatic
Changes through the Climatic Changes Workgroup formed by technicians
and experts from their associates.
The Climatic Change Workgroup acted jointly with CNI’s Business
Mobilization Group in the Brazilian Forum on Climatic Changes (FBMC),
in the Group of Energy Sectorial Plan. In 2010, FMASE participated in
several meetings trying to establish a dialogue with the government and
postpone the implementation of the Energy Sectorial Plan, given that we
understood that we needed more time for a deeper discussion with both,
the society and the electric sector. Representatives of several institutions
participated in the debates.
• PCH Notícias: How do you assess the National Policy for Climatic
Changes (PNMC)?
MS. Arilde Sutil Gabriel: As Brazil does not belong to Attachment 1,
it did not have any commitment regarding the reduction in the emission
of GGs in the Kyoto Protocol. In a proactive attitude, the Brazilian
government assumed the commitment of reducing our projected
emission for 2020 by 36.2% to 38.9% in Copenhagen.
After COP-15, Brazil instituted the National Policy for Climatic
Changes (PNMC) through Law 12,187, December, 2009, defining that:
• I n order to reach the PNMC goals, the country will adopt, as a
national voluntary commitment, actions that will reduce the 2020
projected GG emissions by 36.1% to 38.9%.
• The projections of the 2020 emissions and the actions details to
reach this goal will be issue through a Decree, based on the 2nd
Brazilian Emission Inventory, which was concluded in 2010.
Decree 7390/2010, which regulated the PNMC, was signed by
President Lula in December 2010 during the COP-16. With the regulation
of the PNMC, Brazil has become the first developing country to establish
its levels of emission through a Law.
• PCH Notícias: For a country whose energy matrix is extremely
clean, a national goal to reduce the emission of GG gases by 36.1%
to 38.9% by 2020 isn’t exaggerated?
MS. Arilde Sutil Gabriel: Out of these 36%, 7% will be in charge
of the energy sector, the other 25% will be in charge of the use of
land, i.e., reduction in the emissions caused by the deforestation of the
Amazon Jungle and Cerrado vegetation and 5% agricultural and livestock
practices. The amounts that were defined for the four sectors according
to Decree 7390/2010 already reach the forecast reduction. Still according
to the same Decree one of the sectors that will have to carry out its own
Mitigation Plant is the transport sector, which releases three times as
much GGs than the Electric Sector. Indeed, the Electric Sector did not
need to have goals, given that our matrix has the highest participation
of renewable sources in the world, 79%, whereas the world’s average
is 13%.
• PCH Notícias: Decree 7390/2010 implemented the PNMC. How do
you assess this regulation?
MS. Arilde Sutil Gabriel: Decree 7390/2010, which regulates the
PNMC, defined sectorial goals aiming at: Changes in the Use of soil,
Energy, Industrial Processes, Residue Treatment and Agriculture and
Livestock. It forecasts that the projections regarding GG emissions for
the year of 2020 will be 3,236 million tons of CO2eq, where the energy
sector will be responsible for 868 million tons of CO2eq. The PDE Plano Decenal de Expansão de Energia (an energy expansion plan) is
considered to be the Sectorial Plan for the Mitigation and Adjustment to
Climatic Changes and the reduction due to the mitigation actions forecast
in the PDE comprise 234 million tons of CO2eq, reaching 634 million tons
of CO2eq in 2020. The Sectorial Plans have been adapted from existing
plans in a short period of time, less than one year, with little debate
61
CURTAS
• PCH Notícias: O decreto 7390/2010 implementou a PNMC. Como
a senhora avalia esta regulamentação?
Arilde Sutil Gabriel: O decreto 7390/2010 de regulamentação da
PNMC definiu metas setoriais para: Mudança do Uso do Solo, Energia,
Processos Industriais e Tratamento de Resíduos e Agropecuária. Prevê
que a projeção das emissões de GEE para o ano de 2020 será de 3.236
milhões de ton CO2eq, sendo o setor de energia responsável por 868
milhões de ton CO2eq. O PDE - Plano Decenal de Expansão de Energia
é considerado o Plano Setorial de Mitigação e Adaptação às mudanças
climáticas e a redução devido às ações de mitigação previstas no
PDE perfazem 234 milhões ton CO2eq, chegando em 2020 com 634
milhões de ton CO2eq. Os Planos Setoriais foram adaptados de planos
já existentes num curto período de tempo, menos de um ano, com
pouca discussão nos setores e na sociedade. O PDE, por exemplo, que
sempre foi um estudo indicativo para a expansão do Setor elétrico,
com a emissão do decreto, tornou-se a base para direcionar a redução
das emissões de GEE do Setor de energia.
• PCH Notícias: Qual será o impacto para o setor de energia
elétrica?
Arilde Sutil Gabriel: O decreto prevê que a redução das emissões
no Setor de energia seja alcançada através de ações de expansão
da oferta hidroelétrica, da oferta de fontes alternativas renováveis,
notadamente centrais eólicas, pequenas centrais hidroelétricas e
bioeletricidade, da oferta de biocombustíveis, e incremento da eficiência
energética. O PDE-2019 não prevê usinas termelétricas após 2013 e
dá prioridade a usinas hidrelétricas a fio d'água, fato que reduzirá o
equilíbrio e a segurança energética do sistema e o custo da energia.
• PCH Notícias: O decreto coloca o PDE como plano setorial para energia. O que isso representa e que preocupações existem com isso?
Arilde Sutil Gabriel: O PDE é elaborado anualmente, e
apresentado para consulta pública. As metas para 2020 previstas na
lei são do PDE 2020, ainda não publicado. A metodologia de cálculo
da projeção das emissões não foi apresentada. Qual plano (2019 ou
62
2020), e somente este, será considerado Plano Setorial de Energia?
O decreto permitiria suspensão de leilão que aceitasse participação de
fonte não prevista no PDE (que passou a ser determinístico), como o
caso de térmicas após 2013, que com certeza serão necessárias.
• PCH Notícias: No Brasil, o setor de energia elétrica emite pouco.
O que fazer para se adaptar ao estabelecido pelo governo?
Arilde Sutil Gabriel: O Brasil deve ter reconhecido o seu esforço
em ter desenvolvido e mantido uma matriz elétrica baseada em 79%
de fontes renováveis, enquanto a média mundial é 12%. Mantendo
esta política estará contribuindo para o Brasil atingir as metas.
• PCH Notícias: Quais são os desafios para a implantação da
política?
Arilde Sutil Gabriel: O grande desafio é a regulamentação da
operacionalização e governança.
• PCH Notícias: Que ações ou encaminhamentos, em nível
regulatório ou legislativo, o fórum está fazendo nesta área?
Arilde Sutil Gabriel: O FMASE está se reunindo com Ministério do
Meio Ambiente (MMA) e MME, iniciando diálogo sobre a nova PNMC e
os desdobramentos sobre o Setor elétrico. Um dos temas pleiteados é
a revogação da IN-12 do Ibama.
• PCH Notícias: Nos últimos anos, temos enfrentado uma série de
desastres naturais que colocam em risco as infraestruturas de
energia, como usinas, linhas, subestações e redes elétricas. O que
o GT de Mudanças Climáticas está fazendo para tratar disso?
Arilde Sutil Gabriel: Os eventos extremos têm ocorrido com mais
frequência causando impactos não previstos e riscos de diminuição da
qualidade do serviço prestado pelo setor de energia. Os parâmetros de
projeto precisam ser revistos e ações de adaptação devem ser implementadas. Para isso, Estudos de Adaptação às Mudanças do Clima devem ser desenvolvidos. Essa é uma das recomendações do documento
“Visão do Setor elétrico Brasileiro no Debate sobre as Mudanças Climáticas”, produzido pelo FMASE em 2010 e apresentado em Cancun.
news
among the sectors and with the society. With the issue of the Decree,
the PDE, for example, which has always been a studied that pointed
to the expansion of the Electric Sector, became the bases to guide the
reductions in the GG emissions of the electric sector.
MS. Arilde Sutil Gabriel: Brazil must have its effort recognized
for having developed and maintained an electric matrix based on
79% of renewable sources, whereas the world’s average is 12%. By
maintaining this policy Brazil will be able to fulfill the goals.
• PCH Notícias: What are the impacts on the electric power sector?
• PCH Notícias: What are the challenges to implement the policy?
MS. Arilde Sutil Gabriel: The Decree forecasts that the reductions
in the emission of the energy sector must be fulfilled through actions
aiming at expanding hydropower offer, the offer of renewable
alternative sources, mainly from windmills, SHPs and bioelectricity, the
offer of biofuels and the increase of energy efficiency. PDE-2019 does
not forecast thermal power plants after 2013 and gives priority to runin-river hydropower plants, a fact that will reduce the energy balance
and security of the system and the energy cost.
MS. Arilde Sutil Gabriel: The greatest challenge is the regulation
of the operation and governing.
• PCH Notícias: The Decree puts the PDE as an Energy Sectorial
Plan. What does it represent and what are the concerns about it?
MS. Arilde Sutil Gabriel: The PDE is elaborated annually and it is
presented to a public hearing. The goals for 2020 forecast in the Law
belong to PDE 2020, which has not been published yet. The calculation
methodology of the emission projections has not been presented.
Which plan (2019 or 2020), and only this one, will be considered as
the Energy Sectorial Plan? The Decree would allow the suspension of
auctions that accepted the participation of sources that are not listed in
the PDE (which is now determining) such as the case of thermal power
plants after 2013, which, surely, will be necessary.
• PCH Notícias: In Brazil, the electric sector has small emissions.
What is there to do to adjust itself to what was established by the
government?
• PCH Notícias: What actions, in terms of regulation and legislation,
is the Forum carrying out?
MS. Arilde Sutil Gabriel: FMASE has being having meetings with
the Ministry of Environment (MMA) and the Ministry of Mines and Energy
(MME) to start a dialogue on the new PNMC and the developments of
the electric sector. One of the topics that has been approached is the
revocation of IN-12 from Ibama.
• PCH Notícias: In the past few years, we have faced series of natural
catastrophes that have put energy infrastructures at risk, such as
power plants, power lines, substations and electric grids. What is
the Climatic Changes Workgroup has done to deal with that?
MS. Arilde Sutil Gabriel: These extreme events have been
taking place with more frequency, causing impacts that have not been
forecast so far and risks of lowering the quality of the service rendered
by the energy sector. The project parameters must be reviewed and
adjustment actions must be implemented. Aiming at those factors,
Climatic Changes Adjustment Studies are being developed. This is one
of the recommendations of the document “View of the Brazilian Electric
Sector in the Debate on Climatic Changes”, produced by FMASE in
2010 and presented in Cancun.
63
OPINIÃO
Segurança energética, competitividade
e sustentabilidade: diagnóstico setorial
Por Decio Michellis Jr.*
CERPCH
Um estudo, realizado pelo Instituto Internacional para o Desenvolvimento da Administração, da Suíça,
revelou que o Brasil caiu 6 posições em
2010, ocupando o 44º em competitividade em uma lista de 59 países.
Pelo estudo, baixa produtividade,
sobrecarga tributária, burocracia
excessiva, infraestrutura ruim, ineficiência do governo, altos custos e
juros justificaram a queda, mesmo
sendo a oitava economia mundial.
Com as PCHs, o cenário não foi
diferente: em 2010 apenas 4 foram
concluídas, incorporando menos de 10% do total previsto no plano
decenal de 300 MW/ano. Embora não seja novidade, nos últimos
anos estes fatores também estiveram presentes no setor de PCHs.
Destacamos: sobrecarga tributária e assimetria de incentivos
fiscais concedidos às eólicas, burocracia excessiva (podem levar
até 20 anos para o aceite de projeto básico de PCH ser aprovado
e emissão da outorga de autorização pela ANEEL); e altos custos
e juros. Igualmente, PCHs estão recebendo tratamentos similares
às grandes hidrelétricas no licenciamento ambiental. Déficits de
investimento público estão elevando a pressão para aumento
das compensações sociais, além da proposição/criação de novas
medidas mitigadoras, compensatórias e indenizatórias, inclusive
para PCHs em operação. É demandada a definição de fluxos
ambientais adequados – vazão ambiental – hidrograma ecológico
na operação de PCHs.
É um desafio diário buscar soluções de adequação à legislação
ambiental e de inovação, e ainda garantir a competitividade (em
preço, disponibilidade de volume e prazo nos contratos) e a
rentabilidade dos empreendimentos existentes e futuros.
As PCHs certamente desempenharão um papel importante na
nova economia verde e na segurança energética. Elas apresentam
muitas vantagens socioambientais quando comparadas com
outras fontes alternativas e com fontes convencionais. Apresentam
menores impactos sobre: recursos hídricos, áreas de relevante
interesse socioambiental, perda de biodiversidade, emissões de
GEE – Gases de Efeito Estufa, alteração de atividades econômicas,
menor área ocupada pelo empreendimento, consequências de
acidentes e incidentes ambientais, distorções estéticas, poluição
sonora, custo combustível, baixa dependência tecnológica de
fornecedores externos, risco cambial, etc.
Vários agentes do setor produtivo e de serviços (consumidores
livres e incentivados) estão inserindo um componente sustentável
aos produtos, necessário para uma maior competitividade nas
exportações e buscando sua inserção em mercados de padrões
de consumo ambientalmente responsáveis e sustentáveis
(econegócio). Para tanto, estão avaliando sua pegada ecológica
(emissão de gases de efeito estufa, consumo de energia, pegada
hídrica, impactos sociais, impactos sobre a economia dos
ecossistemas e da biodiversidade).
Estabelecer e fortalecer marcas vinculadas ao empreendedorismo sustentável significa reduzir a pressão sobre os biomas,
bem como reduzir emissões de GEE. Mediante a utilização de
fontes renováveis de energia, estão migrando para compras sustentáveis, incluindo a energia elétrica de PCHs e consumo consciente através da autoprodução de energia (construção, repotenciação e reativação) com PCHs. Além de garantir receitas não
operacionais com a venda de créditos de carbono no mercado
internacional.
Apesar das PCHs serem uma fonte alternativa renovável,
limpa, sustentável e incentivada, existem dificuldades para
legitimar a necessidade e conveniência das PCHs no fornecimento
de energia elétrica e construir um padrão elevado de articulação
e acordo entre as partes interessadas.
O PROINFA – Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de
Energia Elétrica, na sua segunda etapa (a partir de 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. Esse objetivo deve
ser alcançado em até 20 (vinte) anos, aí incorporados o prazo e
os resultados da primeira etapa (Lei 10.438/02, Art. 3º, inciso
II, alínea a).
Igualmente, obriga a aquisição anual de compra da energia
elétrica de cada produtor, de forma que 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 (Lei 10.438/02,
Art. 3º, inciso II, alínea c).
Este artigo da lei vigente pode implicar em potenciais
inadimplências de carbono, passíveis de enfrentar um regime
coercitivo de inspeções e responsabilidades legais.
A partir de 2011, o não cumprimento desta exigência poderia
caracterizar improbidade administrativa por parte dos agentes
públicos responsáveis pela expansão e realização de leilões
do setor elétrico. Poderia também municiar futuras ações de
indenização por responsabilidade civil por emissão de GEE/danos
climáticos contra os agentes do setor elétrico (empresas que
afetam o clima – distribuidoras de energia elétrica inclusive). Isto
representaria exposição financeira, riscos para os acionistas e
responsabilidades potenciais a serem contabilizados nos balanços
futuros por passivos intangíveis.
As leis foram feitas para serem cumpridas, independentemente
de satisfazer uns ou outros. O que de fato importa é o motivo e
a importância da lei para proteger direitos e assegurar a defesa
do interesse nacional na manutenção da expansão de uma matriz
elétrica limpa e renovável para os investidores, bem como aqueles
que devem se valer desta lei para se sentirem protegidos.
Não nos faltam princípios, legislação e normas. O grande
desafio é a efetividade. Será a lei observada pelos agentes que
devem respeitar e cumprir a legislação e o ordenamento jurídico
sem discriminação?
Conforme afirma Sevareid “a principal causa dos problemas
são as soluções”. Precisamos intensificar a articulação institucional
e parlamentar para recompor a atratividade econômica da
atividade do segmento, voltadas para uma economia mais limpa
com políticas energéticas e climáticas que criem vantagens
competitivas numa economia de baixo carbono.
(*) Diretor de energia do Departamento de Infraestrutura da FIESP – Federação das Indústrias do Estado de São Paulo e assessor especial de meio ambiente da Vice-presidência
Corporativa de Distribuição da Rede Energia.
64
OPiNiON
energy seCurity, COmpetiveness,
and sustainaBility: seCtOrial diagnOsis
A study carried out by the International Institute for
Management development of Switzerland revealed that Brazil
dropped 6 positions in 2010, occupying the 44th position in a list
of 59 countries regarding their competitiveness.
According to the study low productivity, tax overpayment,
excessive bureaucracy, bad infrastructure, govern inefficiency
high costs and high interests justified the fall, even though the
country has the 8th world´s best economy.
As far as SHPs are concerned, the scenario was not different:
in 2010 only four SHPs were concluded, adding less than 10% out
of the total 30MW/year forecast by the “Decenal Plano”. Although
this is not new, over the past few years these factors were also
present in the SHP sector. We can highlight: tax overpayment
and asymmetry of fiscal incentives granted to wind power plants,
excessive bureaucracy (it may take up to 20 years for the Proposal of a SHP to be accepted and have the authorization granted by
ANEEL (National Agency for Electric Energy), high costs and high
interests. Also, the SHPs are receiving similar treatment as the
large hydropower plants in relation to the environmental license.
Public investment deficits are elevating the pressure towards the
rise in social compensations, besides the proposition/creation of
new mitigating, compensatory and indemnity measures, including for operating SHPs. The definition of appropriate environmental flows – environmental flow – ecological hydrogram of SHP
operations is demanded.
It is a daily challenge to look for solutions regarding innovations
and the adjustment to the environmental legislation, and still ensure
competitiveness (prices, volume availability and contract deadlines)
and the profitability of the existing and future enterprises.
The SHPs will certainly perform an important role in this new
green economy and in energy security. They present several socioenvironmental advantages when they are compared with other
alternative sources or other conventional ones. They present lower
impacts on: water resources, areas with socio-environmental
interest, loss of biodiversity, GG emissions, changes in economic
activities, areas occupied by the enterprises, which are smaller,
consequences of environmental accidents and incidents, esthetic
distortions, noise pollution, fuel cost, low technological dependence
on foreign suppliers, exchange risk, etc.
Several agents of the productive and service sectors (free or
incentivized consumers) are inserting a sustainable component to
the products, which is now necessary to rise the competitiveness
towards exportations and to increase their participation in
markets whose consumption standards are environmentally
responsible and sustainable (eco-business). What is under the
spotlight today is the ecological footprint (GG emission, energy
consumption, water footprint, social impacts, impacts on the
economy of the ecosystems and of the biodiversity).
Establishing and strengthening brands liked to sustainable
entrepreneurship means to reduce the pressure on the biomes, as
well as reduce the emission of GGs. By using renewable sources of
energy they are migrating to sustainable purchasing, including the
energy from SHPs and the sensible consumption through energy
self-production (construction, repowering and reactivation) with
SHPs. This also assures non-operational revenues with the sales
of carbon credits in the international market.
Although SHPs are an alternative renewable clean sustainable
and incentivized source of energy, it is difficult to legitimate their
need and convenience in relation to the supply of electric power
and constitute an elevated standard of articulation and agreement among the interested parties.
In its second stage (started in January, 2011), PROINFA
– a program that encourages the use of alternative sources for
electric generation – forecasts that once its goal of 3,300 MW is
accomplished, the development of the program will be carried out
in such a way that wind plants, SHPs and biomass meet 10% of the
annual electric power consumption of the country. This goal might
be reached in 20 years, give or take, and then the results and the
deadlines of the stage will be incorporated (Law 10,438/02, Article
3rd, attachment II, item a).
It also obligates the annual purchase of electric power of each
producer, so that the aforementioned sources meet, at least, 15% of
the annual power rise that will be offered for the national consumer
market, compensating the discrepancies that were noticed between
what was forecast and what was, indeed, carried out in each exercise
(Law 10,438/02, Article 3rd, attachment II, item c).
This article of the law in force may imply potential carbon
defaults, which might face a coercive regime of inspections and
legal responsibilities.
From 2011 on, the non-fulfillment of this demand might
characterize management improbity by the public agents that
are responsible for the expansion and realization of the electric
sector auctions. It could also create ammunition for future
compensation actions for civil responsibility due to the emission
of GGs/climatic damages against the agents of the electric sector
(companies that affect the climate – electric power distributing
companies included). This would represent a financial exposition,
risks to the shareholders, and potential responsibility that will be
accounted in future balances for intangible liabilities.
Laws were made to be fulfilled. Regardless of whom they
satisfy, what really matters is the motive and the importance of
the law to protect right and assure the defense of the national
interest in keeping the expansion of a clean and renewable
electric power matrix for the investors as well as for those who
depend on them.
We do not lack principles, legislations and rules. The great
challenge is effectiveness. Will the law be applied by the agents
that must respect and fulfill the legislation and the legal ordinance
without discrimination?
As Sevareid says: “the main cause of problems is the
solutions”. We need to intensify the institutional and congress
articulation to regain the economic attractiveness of the segment
towards a cleaner economy with energy and climatic policies that
create competitive advantages in a low carbon economy.
(*) Energy director of the Department of Infrastructure of – Association of Industries of the state of São Paulo and technical assessor of the vice-presidency of engineering and
environment of Rede Energia.
65
OPiNiÃO
pequenas Centrais hidrelétriCas – BusCandO um nOvO paradigma
Por Charles Lenzi *
(*) Presidente da ABRAGEL
66
Se compararmos o interesse manifestado pelos empreendedores
em função do que foi cadastrado para participar do próximo
leilão A-3 e de Reserva de 2011, a apreensão se transforma em
angústia: são 41 projetos de PCHs (725 MW) contra 429 de Eólica
(10.935 MW).
Por mais que tentemos argumentar que as PCHs têm regras bem mais rígidas para poderem participar dos leilões – é
necessário que seu Projeto Básico seja aprovado pela ANEEL, e
isso, sem dúvida, inibe a participação de um número maior de
empreendimentos, fica escancarada a realidade da perda de competitividade.
Custos crescentes de construção – grande parcela dos custos
de uma PCH são atrelados à construção civil, setor que está
vivendo uma alta demanda no momento. Apesar das vantagens
ambientais óbvias em relação aos projetos de grande porte, existe
certa tendência em tratar pequenos e grandes empreendimentos
hidrelétricos da mesma forma, o que se traduz em mais um
componente de aumento de custos.
O momento é difícil. Os desafios são enormes, mas nem por
isso, perdemos a esperança. Este segmento precisa encontrar
as respostas desta complexa equação econômica. Talento,
conhecimento, tecnologia, determinação e resiliência não nos
faltam. Humildade também não. Afinal, também precisamos
olhar para nossos umbigos. Porém, além das soluções inovadoras
da engenharia, precisamos também contar com um conjunto de
vontades políticas que nos ajudem a reposicionar as PCHs.
As fontes alternativas, limpas e renováveis de energia precisam
ser cada vez mais fortalecidas. Estas fontes (PCH, Biomassa,
Eólica e em alguns anos a Solar) podem representar 20% de toda
a capacidade de geração de energia elétrica do país, nos próximos
20 anos. É importante levar em consideração as particularidades
de cada uma para aproveitar a sinergia e a complementariedade
existente entre elas em função das sazonalidades de safra,
períodos seco e úmido, etc. Por isso, é fundamental recuperarmos o
prestígio das PCHs. O país possui competência técnica, capacidade
profissional e empreendedores dispostos a investir. Precisamos
criar as condições para que isso se materialize em benefício do
setor e da sociedade, na medida em que consigamos manter uma
matriz energética das mais limpas do mundo. Precisamos de um
novo paradigma para as PCHs.
CERPCH
ABRANGEL
A Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa – ABRAGEL,
nova denominação da APMPE (Associação dos Pequenos e Médios
Produtores de Energia) possui 11
anos de atuação e reúne os principais investidores em fontes de energias renováveis. O foco primordial
de atuação da ABRAGEL são as fontes de geração de energia elétrica
limpas, com ênfase nas Pequenas
Centrais Hidrelétricas – PCHs – mas
também outras fontes renováveis
como eólica, solar e biomassa, devido ao crescente interesse dos associados pela diversificação de
seus investimentos no setor.
Hoje, as 728 PCHs e CGHs instaladas no país contribuem com
3,27% (3.722 MW) da matriz elétrica nacional, mas poderiam
chegar a um percentual mais expressivo se os 53 empreendimentos em construção – 687 MW – e mais 150 empreendimentos
outorgados que ainda não iniciaram a construção – 2.086 MW
– fossem implementados e concluídos. (Fonte: Banco de Informações da Geração da Agência Nacional de Energia Elétrica –
ANEEL, divulgado em 12/04/2011).
O Plano Decenal de Energia 2010-2019 elaborado pela
Empresa de Pesquisa Energética (EPE) projeta que o segmento de
PCHs responderá por cerca de 6.966 MW de capacidade instalada
em 2019, ou 4,2% da matriz elétrica brasileira.
A participação das PCHs na matriz elétrica nacional passou de
1,22% em 2003 para 3,10% no início de 2011. Neste período, a
capacidade instalada das usinas hidrelétricas de pequeno porte
cresceu quase três vezes.
Este crescimento fantástico foi fruto de uma enorme mobilização de pequenos e médios empreendedores que, amparados
por um marco legal e regulatório estáveis, investiram e descobriram aproveitamentos de pequeno porte que se desenvolveram num importante segmento do setor elétrico brasileiro. Em
paralelo, fortificou-se uma indústria nacional de equipamentos
com tecnologia e know-how brasileiros, além de formar-se um
sem número de empresas desenvolvedoras de projeto, engenharia e construção.
O potencial desta fonte de energia é imenso. Tramitam dentro
da Agência Reguladora mais de 500 projetos representando
algo em torno de 5.300 MW de potência. Além disso, estima-se
que existam ainda outros 15.000 MW de potencial teórico a ser
explorado.
É claro que é também importante ressaltar que quando
falamos das Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) falamos de
empreendimentos espalhados por praticamente todo o território
nacional e que por terem esta característica de geração distribuída,
mais próximas dos centros de carga, não sobrecarregam os
sistemas de transmissão.
Entretanto, o contexto atual é de apreensão. As PCHs perderam
muita competitividade frente às demais fontes. Basta analisar os
resultados dos últimos leilões. Em cinco anos de realização de
leilões foi confirmada a venda de energia de apenas 24 PCHs
contra, por exemplo, 141 empreendimentos de energia eólica.
OPiNiON
small hydrOpOwer plants – lOOKing fOr a new paradigm
ABRAGEL (Brazilian Association of Clean Energy Generation),
the new name of the former Association of Small and Medium
Energy Producers (APMPE) has been acting for eleven years
and gathers the main investors in renewable sources of energy.
Their most important focus lies in the generation of clean energy,
emphasizing Small Hydropower Plants (SHPs), as well as other
renewable sources such as wind, solar and biomass energy due
to the increasing interest of the members in diversifying their
investments in the sector.
Today, the 728 SHPs and HGPs installed in the country
contribute with 3.27% (3,722 MW) of the national power matrix,
but this number could be much more expressive if the 53
enterprises that are being built – 687 MW – and 150 others granted
enterprises whose construction haven’t started yet – 2,086 MW)
were implemented and concluded. (Source: Generation database
of the ANEEL - National Agency for Electric Power – released on
April 12th, 2011).
The Brazilian Energy Planning 2010-2019 (Plano Decenal de Energia) elaborated by the EPE (Energy Research Company) previews
that the SHP segment will be in charge of about 6,966 MW of installed capacity in 2019, i.e. 4.2% of the Brazilian power matrix.
The share of the SHPs in the national power matrix went from
1.22% in 2003 to 3.10% in the early 2011. Within this period the
installed capacity of the SHPs practically tripled.
This fantastic growth took place due to a significant movement
carried out by small and medium entrepreneurs, who supported by
a stable legal and regulatory mark, invested and discovered smallsized potentials that after being developed became an important
segment of the Brazilian electric sector. At the same time, the
national industry of equipment with Brazilian technology and knowhow became stronger and several companies specialized in project
development engineering and construction have been created.
The potential of this source of energy is huge. Over 500 projects,
representing about 5,300 MW of power are being analyzed by the
Regulating Agency. In addition, it is estimated the existence of
about 15,000 MW of theoretical potential to be explored.
Of course that it is also important to highlight that when
we talk about Small Hydropower Plants (SHPs), we talk about
enterprises scattered all over the national territory. This way,
their main characteristic is distributed generation, where the
power is generated near the load centers, not overloading the
transmission systems.
However, today’s scenario shows concern. The SHPs lost
competitiveness against other sources. The last auctions show
this trend. The auctions have been taking place over the past
five years and the sales from only 24 SHPs have been confirmed
against, for example, 141 wind energy enterprises. If we
compare the interest shown by the entrepreneurs based on
what was registered to participate in the next A-3 and Reserve
2011 Auctions, this concern becomes anguish: there are 41 SHP
projects (725 MW) against 429 wind projects (10,935 MW).
It does not matter how hard we try to argue that SHPs have
much more strict rules to be able to participate in the auctions their Proposal must be approved by ANEEL. This, undoubtedly, inhibits the participation of a larger number of enterprises. The reality
showing this loss of competitiveness is there for anybody to see.
Growing construction costs – a large part of the SHP costs come
from the civil construction, sector that has been experiencing a
high demand at the moment. In spite of the obvious environmental
advantages in relation to larger hydropower projects, there is a
certain tendency towards treating small and large hydropower
enterprises in the same way and this is translated into another
component that increases the costs.
These are difficult times. The challenges are tremendous, but in
spite of all this we still have hope. This segment needs to find the
answers of this complex economic equation. We do not lack talent,
knowledge, technology, determination and resilience. Neither we
lack humbleness. After all we also need to look inwards. However,
besides innovating engineering solutions we also need to rely on a
set of political wills that will help us to reposition the SHPs.
The alternative clean and renewable sources of energy need
to be more and more strengthened. This sources (SHPs, Biomass,
Wind and in some years Solar energy) might represent 20% of all
of the power generating capacity of the countries in the next 20
years. It is important to take the particularities of each one into account and use the synergy and complexity existing among them in
relation to their seasonality, wet and dry seasons, etc. That is the
reason why it is of the utmost importance to regain SHP prestige.
The country has technical competence, professional quality and
the entrepreneurs are willing to invest. We need to create conditions to increase SHP consistence, benefiting the sector and the
society, as long as we can keep one of the cleanest power matrix
in the world. We need a new paradigm for the SHPs.
(*) ABRAGEL’s president
67
OPINIÃO
previsões otimistas de crescimento da participação
da energia eólica em detrimento ao crescimento das PCHs
Por Prof. Geraldo Lúcio Tiago Filho*
Potência instalada Prevista [MW]
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
Essa previsão é feita em detrimento ao crescimento das PCHs,
que pelo plano PDEE de 2019 era de 72,3% passou, a ser de
69,4% no plano de 2020. Essa previsão pessimista se dá mesmo
sendo essa a que apresentou o maior crescimento no ano de 2010,
apenas 5,6% abaixo do previsto, enquanto a eólica cresceu 42,1%
abaixo do esperado e a biomassa 16,4%.
Já a biomassa, de acordo com os dois planos, teve seu crescimento anteriormente previsto de 58,4% para 103,8%!
Apenas para as PCHs houve uma revisão de crescimento para
menor! Há que se perguntar: Por quê?
Por que uma fonte de energia onde o país tem o completo
domínio da tecnologia, cujos fabricantes, empresas de estudos,
projetos e construções são, em sua maioria, empresas genuinamente brasileiras, encontra-se numa situação como essa?
Variação da Capacidade Instalada previstas [%]
CERPCH
Apesar da capacidade instalada
das eólicas ter ficado aquém do previsto para o ano de 2010, quando o
mercado instalou 42% parques a menos que o previsto, os parques eólicos continuam a contar com a confiança dos agentes de planejamento
do país. Visto que no plano 2019 já
se previa um crescimento de 320,7%
em 10 anos, o que já era um crescimento enorme, e agora, pelo plano
2020, passa ser um crescimento de
1287,7%, que resulta em 117% ao
ano.
1.000
0.800
0.600
0.400
0.200
0.000
-0.200
2010 2011 2012
2013 2014
2015
2016 2017
2018
2019
PCH 2019
4043 4226 4116
4516 5066
5566
5816 6066
6416
6966
PCH 2020
3806 4201 4230
4376 4633
4957
5187
5457 5737
6047
Eólica 2019
1436 1436 3241
3641 4041
4441
4841 5241
5641
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Eólica 2020
831 1283 3224
5272 6172
7022
7782 8682
9532 10532 11532
PCH
-0.05
-0.00
0.028
-0.03
-0.08
-0.10
-0.10
-0.10
-0.10
-0.13
Biomassa 2019
5380 6083 6321
6671 7071
7421
7621 7771
8121
8521
Eólica
-0.42
-0.10
-0.00
0.448
0.527
0.581
0.608
0.657
0.690 0.743
Biomassa 2020
4496 5444 6272
6681 7053
7353
7653 8003
8333
8703
Biomassa
-0.15
-0.10
-0.00
0.001
-0.00
-0.00
0.004
0.029
0.026 0.021
6447
6041
9163
Figura 1: Previsão de crescimento das fontes renováveis no período 2010
a 2019 e 2010 a 2020, na matriz energética nacional, de acordo com os
PDEE 2010-2019 e 2010-2010 (Gráfico feito com base no PDEE 2010-2019
e 2010-2020)
-0.400
-0.600
2020
Figura 2: Variação da previsão do crescimento médio anual das fontes
renováveis de energia na matriz energética nacional, de acordo com os
PDEE 2010-2020 relativo ao PDEE 2010-2019 (Gráfico feito com base no
PDEE 2010-2019 e 2010-2020)
1400.00%
1287.7%
140.0%
1200.0%
117.1%
120.0%
1000.0%
100.0%
800.0%
80.0%
600.0%
60.0%
40.0%
32.1%
320.7%
20.0%
Biomassa 2020
Biomassa 2019
Eólica 2020
Eólica 2019
0.0%
Figura 3: Previsão de crescimento das fontes renováveis no período 2010
a 2019 e 2010 a 2020, na matriz energética nacional, de acordo com os
PDEE 2010-2019 e 2010-2010 (Gráfico feito com base no PDEE 2010-2019
e 2010-2020)
0.0%
6.3%
5.8%
Biomassa 2019
PCH 2020
103.8%
Eólica 2020
PCH 2019
58.4%
Eólica 2019
69.4%
PCH 2020
72.3%
PCH 2019
7.2%
200.0%
9.4%
Biomassa 2020
400.0%
Figura 4: Crescimento médio anual das fontes renováveis de energia na
matriz energética nacional, de acordo com os PDEE 2010-2019 e 20102010 (Gráfico feito com base no PDEE 2010-2019 e 2010-2020)
(*) Professor Doutor Titular da Universidade Federal de Itajubá (UNIFEI) e Secretário Executivo do Centro Nacional de Referência em Pequenas Centrais Hidrelétricas (CERPCH).
68
OPINION
Optimistic predictions regarding
the growth of wind energy to the detriment of SHPs
Forecast installed power [MW]
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
2010 2011 2012
2013 2014
2015
2016 2017
2018
2019
SHP 2019
4043 4226 4116
4516 5066
5566
5816 6066
6416
6966
SHP 2020
3806 4201 4230
4376 4633
4957
5187
5457 5737
6047
Wind 2019
1436 1436 3241
3641 4041
4441
4841 5241
Wind 2020
5641
6447
According to both Plans, 2019 and 2020, biomass was
expected to grow 58.4% and 103.8%!
Why did SHPs alone receive a smaller growth forecast? We
must ask: why is that?
Why does an energy source which the country has complete
control over its technology, whose manufacturers, research,
project and construction companies are mostly Brazilian find
itself in such situation?
It is well-known that a plan such as EPE´s shows the market
the paths to follow and the sources of energy the government is
willing to purchase and incentivize.
By looking at today´s scenario, according to the figure and
charts, the entrepreneur whose area is SHPs must ask him/
herself whether the business will still be feasible in one decade.
Variation of the forecast installed capacities [%]
Although the installed capacity of wind plants had not grown
as much as expected in 2010 when the market installed 42% less
parks than it had been forecast, wind parks continue to have the
trust of the planning agents of the country. Given that Plan 2019
forecast a growth of 320.7% over a period of ten years, which
already was huge, now, according to Plan 2020, this number has
been inflated to 1287.7%, resulting in a growth of 117%/year.
This preview is carried out to the detriment of the growth
of SHPs, which according to PDEE Plan 2019 was 72.3% and,
now according to Plan 2020 is 69.4%. This pessimist forecast
has been made although SHPs had presented the best results in
the year of 2010: the growth was only 5.6% lower than it was
expected, whereas the growth of wind energy was 42.1% lower
than the expectations and biomass 16.4%.
1,000
0,800
0,600
0,400
0,200
0,000
-0,200
-0,400
-0,600
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
SHP
-0,05
-0,00
0,028
-0,03
-0,08
-0,10
-0,10
-0,10
-0,10
-0,13
Wind
-0,42
-0,10
-0,00
0,448
0,527
0,581
0,608
0,657
0,690 0,743
Biomass
-0,15
-0,10
-0,00
0,001
-0,00
-0,00
0,004
0,029
0,026 0,021
6041
831 1283 3224
5272 6172
7022
7782 8682
9532 10532 11532
Biomass 2019
5380 6083 6321
6671 7071
7421
7621 7771
8121
8521
Biomass 2020
4496 5444 6272
6681 7053
7353
7653 8003
8333
8703
9163
Figura 1: Forecast regarding the growth of renewable sources within the
period from 2010 to 2019 and from 2010 to 2020 in the national energy
matrix, according to PDEE 2010-2019 and 2010-2010 (Chart was based on
PDEE 2010-2019 and 2010-2020)
2020
Figura 2: Variation in the forecast of the average annual growth of the
renewable sources of energy in the national energy matrix, according to
PDEE 2010-2020 related to PDEE 2010-2019 (Chart was based on PDEE
2010-2019 and 2010-2020)
1400,00%
1287,7%
140,0%
1200,0%
117,%
120,0%
1000,0%
100,0%
800,0%
80,0%
600,0%
60,0%
40,0%
32,1%
320,7%
20,0%
Biomass 2020
Biomass 2019
Wind 2020
Wind 2019
0.0%
Figura 3: Forecast regarding the growth of renewable sources within the
periods from 2010 to 2019 and from 2010 to 2020 in the national energy
matrix, according to PDEE 2010-2019 and 2010-2010 (Chart was based on
PDEE 2010-2019 and 2010-2020)
0,0%
6,3%
5,8%
Biomass 2019
SHP 2020
103,8%
Wind 2020
SHP 2019
58,4%
Wind 2019
69,4%
SHP 2020
72,3%
SHP 2019
7,2%
200,0%
9,4%
Biomass 2020
400,0%
Figura 4: Annual average growth of renewable sources in the national
energy matrix, according to PDEE 2010-2019 and 2010-2010 (Chart was
based on PDEE 2010-2019 and 2010-2020)
(*) Professor of the Federal University of (UNIFEI) and executive secretary of the National Reference Center for Small Hydropower Plants (CERPCH).
69
OPINIÃO
É sabido que um plano como o da EPE sinaliza a todo o
mercado os rumos e as fontes de energia que o governo está
disposto a comprar e a incentivar.
Ao olhar o atual cenário, de acordo com as figuras e gráficos
apresentados, o empreendedor que atua em PCH há que se
perguntar se seu negócio será ou não viável daqui uma década.
E esse prazo é muito curto para quem atua em um mercado
de longo prazo como é o de geração de energia elétrica.
Sinalizando um crescimento tão grande por uma fonte específica,
o planejado sugere que tal fonte deverá obter grandes subsídios
e/ou incentivos. E, se esse for o caso, ocorrerá em detrimento de
outras fontes, que no caso em questão são as PCHs!
70
Há muito que o mercado clama por um tratamento igual aos das
outras fontes, principalmente dado à eólica, como menor tarifação
na compra de equipamentos, procedimentos para obtenção de autorização mais simplificada e sem ônus, processo de licenciamento
ambiental mais simples e menos preconceituoso, como ocorre com
as centrais hidrelétricas e, em particular, com as CGHs e PCHs.
Quanto à garantia da energia gerada, há que se levar em conta
que a definição da energia garantida das PCHs se dá com base aos
dados hidrológicos de 30 a 50 anos, enquanto que a eólica é baseada em série de dados com 1, 2, no máximo, 3 anos de medições!
Mesmo assim, as PCHs não têm tido tratamento adequado junto aos
agentes concedentes e de licenciamento ambiental. Infelizmente!
OPINION
This is a very short term for those who are part of such
a long-term market, which is the case of the electric power
generation market.
Showing such a significant growth of a specific source, one
suggests that such source will get considerable subsidies and/or
incentives. If this is the case, this will happen to the detriment
of other sources, SHPs in this case!
The market has been claiming for an equal treatment towards the renewables for a long time. As far as wind energy
goes, for example, its tariffs are lower, mainly in relation to
purchasing equipment, the procedures to attain the authorizations are more simplified and they have no onus, the environ-
mental licensing process is also more simple and less prejudiced. All of the aspects mentioned above are the opposite
when Hydropower plants, particularly, SHPs and GHCs come
into play.
As far as the guarantee of the generated energy is concerned,
one must take into account that the definition of the assured
energy for SHPs is based on hydrological data analyzed over
30 to 50 years, whereas wind energy is based on a series of
data with 1, 2 or 3 years of measurements at most! Even with
all these factors, SHPs have not been having an appropriate
treatment from the granting agents and the environmental
organs. Unfortunately!
71
AGENDA
72
AGENdA/SchEdUlE
eventOs agOstO 2011
03 e 04 de agosto de 2011 – vii Conferência Centrais
hidrelétricas
local: Centro de Convenções do Novotel Center Norte – Av. Zaki Narchi
n° 500 – São Paulo – SP
telefone: (35) 3629-1443
site: www.conferenciadepch.com.br
07 a 12 de agosto de 2011 – xiv icae – international Conference
on atmospheric electricity
telefone: (12) 3208-6829/ 8146-0692
e-mail: [email protected] / site: www.icae2011.net.br
08 e 09 de agosto de 2011 – i fórum nacional
resíduos sólidos e wte 2011
local: Hotel Blue Tree Premium Morumbi – São Paulo – SP
10 de agosto de 2011 - ii fórum renovação das Concessões
elétricas Brasileiras
local: Golden Tulip Paulista Plaza – Alameda Santos, 85
Jardins – São Paulo – SP
telefone: (11) 5051-6535
14 a 20 de agosto de 2011 – ix simpase – simpósio
de automação de sistemas elétricos
local: Curitiba – Paraná
telefone: (41) 3310-5443
site: www.simpase.com.br
16 a 19 de agosto de 2011 – 6° Congresso internacional
de Bioenergia
local: Centro de Eventos Sistema FIEP – Curitiba – PR
telefone: (54) 3226-4113
site: www.porthuseventos.com.br
17 a 20 de agosto de 2011 - 14ª feira sul-Brasileira da indústria
elétrica, eletrônica e automação industrial
local: Pavilhão de Exposições Expotrade/Pinhais – Curitiba – PR
telefone: (41) 3075-1100
e-mail: [email protected] Website
22 a 23 de agosto de 2011 - Brazil energy frontiers 2011
local: Av. das Nações Unidas, 12.559 – Brooklin Novo – São Paulo – SP
telefone: (11) 3704-7733
23 a 26 de agosto de 2011 – regulamento no setor elétrico com
referência específica às energias renováveis
local: Roorkee – Índia
telefone: +91 1332 274254, 285
e-mail: [email protected], [email protected] / site: www.iitr.ernet.in
24 e 25 de agosto de 2011 – 2º smart utilities Brazil forum
local: Hotel Mercure Paulista – Rua São Carlos do Pinhal, 87
Bela Vista – São Paulo – SP
telefone: (11) 3164-5600
28 de agosto a 02 de setembro de 2011 – Congresso mundial
solar – ises 2011
local: Kassel – Alemanha
eventOs setemBrO 2011
15 a 17 de setembro de 2011 – eco energy 2011 – feira
internacional de tecnologias limpas e renováveis para geração
de energia
local: Centro de Exposições Imigrantes – São Paulo
telefone: (11) 5585-4355
site: www.feiracoenergy.com.br
20 a 22 de setembro de 2011 – hidrovision Brazil
local: Av. Sernambetiba, 2630 – Barra da Tijuca – Rio de Janeiro – RJ
site: www.hydrovisionbrazil.com/index.html
20 a 23 de setembro de 2011 – expo abar 2011 – vii Congresso
Brasileiro de regulação
local: Centro de Convenções Ulysses Guimarães – Brasília
telefone: (61) 9682-0016
site: www.canalenergia.com.br/utilitarios/eventos
eventOs OutuBrO 2011
03 a 07 de outubro de 2011 – sipda 2011
local: Fortaleza – CE
e-mail: [email protected] / site: www.iee.usp.br/sipda
04 a 06 de outubro de 2011 – petrOteCh – feira Brasileira de
tecnologia para indústria do petróleo, gás e Biocombustíveis
local: Centro de Exposições Imigrantes – São Paulo
site: http://www.petrotech.com.br
06 de outubro de 2011 - seminário de responsabilidade social
Corporativa
local: Centro de Convenções Firjan – Rio de Janeiro – RJ
site: http://www.ibp.org.br/main.asp?ViewID={8171EF8C-2F
10 a 13 de outubro de 2011 – argentina Oil & gas expo 2011
local: La Rural, Buenos Aires, Argentina
site: www.aog.com.ar
19 a 21 de outubro de 2011 – powergrid Brazil – feira e Congresso
de Energia, Tecnologia, Infraestrutura e Eficiência Energética
local: Joinvile – Santa Catarina
site: www.messebrasil.com.br/pt/index.php?l=notic
23 a 26 de outubro de 2011 - apex 2011 - apex Brasil & mercado
de energia e indústria
local: Centro de Convenções do Costão do Santinho Resort Spa –
Florianópolis – SC
site: www.xxisnptee.com.br/site
23 a 26 de outubro de 2011 - xxi snptee - seminário nacional de
produção e transmissão de energia elétrica
local: Centro de Convenções do Costão do Santinho Resort Spa –
Florianópolis – SC
telefone: (48) 3231-7090
site: www.xxisnptee.com.br/site
25 a 28 de outubro de 2011 - xxviii sngB – seminário nacional
de grandes Barragens
local: Hotel Windsor Barra da Tijuca – Rio de Janeiro
site: www.eticaeventos.com.br/eventos/cbdb/index
26 a 28 de Outubro de 2011 – 4th international meeting on
Cavitation and dynamic problems in hydraulic machinery &
systems iahr-w
local: Belgrado – Sérvia
site: www.iahr2011.org
07 a 09 de setembro de 2011 – vi encontro nacional e iv
Encontro Latino-americano sobre Edificações e Comunidades
sustentáveis
local: UFES – Campus Goiabeiras – Avenida Fernando Ferrari, 514
Goiabeiras – Vitória – ES
telefone: (27) 4009-2781
eventOs nOvemBrO 2011
13 a 15 de setembro de 2011 - Conferência & exposição ipad
angola - parcerias em infraestruturas para o desenvolvimento
de angola
local: Luanda – Angola
telefone: (+34) 91 373 0264
site: www.angola.ipad-africa.com
09 a 11 de novembro de 2010 – Curso de aperfeiçoamento
em áreas classificadas: elétrica, instrumentação, projetos,
montagens e manutenção
local: São Paulo
telefone: (11) 5589-4332
site: www.project-explo.com.br
09 e 10 de novembro de 2011 – i simpósio sobre
sistemas sustentáveis
local: Toledo – Paraná – PR
telefone: (45) 3379-6852
73
Comitê Diretor do CERPCH
Director Committee
CEMIG / FAPEPE / IEE-USP / FURNAS /
IME / EletrobrAs / ANEEL / MME
Comitê Editorial
Editorial Committee
Presidente - President
Geraldo Lúcio Tiago Filho - CERPCH UNIFEI
Editores Associados - Associated Publishers
Adair Matins - UNCOMA - Argentina
Alexander Gajic - University of Serbia
Alexandre Kepler Soares - UFMT
Ângelo Rezek - ISEE UNIFEI
Antônio Brasil Jr. - UNB
Artur de Souza Moret - UNIR
Augusto Nelson Carvalho Viana - IRN UNIFEI
Bernhard Pelikan - Bodenkultur Wien - Áustria
Carlos Barreira Martines - UFMG
Célio Bermann - IEE USP
Edmar Luiz Fagundes de Almeira - UFRJ
Fernando Monteiro Figueiredo - UNB
Frederico Mauad - USP
Helder Queiroz Pinto Jr. - UFRJ
Jaime Espinoza - USM - Chile
José Carlos César Amorim - IME
Marcelo Marques - IPH UFRGS
Marcos Aurélio V. de Freitas - COPPE UFRJ
Maria Inês Nogueira Alvarenga - IRN UNIFEI
Orlando Aníbal Audisio - UNCOMA - Argentina
Osvaldo Livio Soliano Pereira - UNIFACS
Zulcy de Souza - LHPCH UNIFEI
Editorial 03
Editorial
Segurança
Security
04
Investimento
Investment
08
Riqueza de Minas
Minas Wealth
Pesquisa e Desenvolvimento 14
Researches and Development
Novas pesquisas geram desenvolvimento para o setor elétrico brasileiro
New researches nourish development in the Brazilian electric sector
TECHNICAL COMMITTEE
Prof. François AVELLAN, EPFL École Polytechnique Fédérale de Lausanne, Switzerland, [email protected], Chair;
Prof. Eduardo EGUSQUIZA, UPC Barcelona, Spain, [email protected], Vice-Chair;
Dr. Richard K. FISHER, VOITH Hydro Inc., USA, [email protected], Past-Chair;
Mr. Fidel ARZOLA, EDELCA, Venezuela, [email protected];
Dr. Michel COUSTON, ALSTOM Hydro, France, [email protected];
Dr. Niklas DAHLBÄCK, VATENFALL, Sweden, [email protected];
Mr. Normand DESY, ANDRITZ Hydro Ltd., Canada, [email protected];
Prof. Chisachi KATO, University of Tokyo, Japan, [email protected];
Prof. Jun Matsui, Yokohama National University, [email protected];
Dr. Andrei LIPEJ, TURBOINSTITUT, Slovenija, [email protected];
Prof. Torbjørn NIELSEN, Norwegian University of Science and Technology, Norway,
[email protected];
Mr. Quing-Hua SHI, Dong Feng Electrical Machinery, P.R. China, [email protected];
Prof. Romeo SUSAN-RESIGA, “Politehnica” University Timisoara, Romania,
[email protected];
Prof. Geraldo TIAGO F°, Universidade Federal de Itajubá, Brazil, [email protected].
Expediente
Editorial
Editor
Coord. Redação
Jornalista Resp.
Adriana Barbosa MTb-MG 05984
Redação
Adriana Barbosa
Fabiana Gama Viana
Colaborador
Angelo Stano
Projeto Gráfico
Net Design
Diagramação e ArteLidiane Silva
Cidy Sampaio
Tradução
Adriana Candal
Estagiária
Adélia Oliveira
Revisão
Isabela Rennó Goulart de Siqueira
PCH Notícias & SHP News
é uma publicação trimestral do CERPCH
The PCH Notícias & SHP News
is a three-month period publication made by CERPCH
Tiragem/Edition: 6.100 exemplares/issues
contato comercial: [email protected] / site: www.cerpch.org.br
Av. BPS, 1303 - Bairro Pinheirinho
Itajubá - MG - Brasil - cep: 37500-903
[email protected]
Fax/Tel: (+55 35) 3629 1443
2
Curtas
News
16
Seminário debate mudanças climáticas e novo Código Florestal Brasileiro Seminar debates climatic changes and the new Brazilian forest code
Artigos Técnicos 19
Technical Articles
Opinião 64
Opinion
Segurança energética, competitividade e sustentabilidade: diagnóstico setorial
Energy Security, competiveness, and sustainability: sectorial diagnosis
Pequenas Centrais Hidrelétricas – Buscando um novo paradigma
Small Hydropower Plants – Looking for a New Paradigm
Previsões otimistas de crescimento da participação da energia
eólica em detrimento ao crescimento das PCHs
Optimistic predictions regarding the growth of wind energy
to the detriment of SHPs
Agenda 73
Schedule
ISSN 1676-0220
Ano - 13 Revista no 49
ABR/MAIO/JUN - 2011
e mais
and more
Artigos Técnicos
Technical Articles
Agenda de Eventos
Events Schedule
Publicação apoiada pela Associação
Internacional de Máquinas Hidráulicas

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