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Transcrição

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Ano - 13 Revista no 48
JAN/FEV/MARÇO - 2011
Redes inteligentes prometem revolucionar o setor elétrico
Smart Grids promise revolution in electric sector
e mais
and more
Empreendedores traçam cenário para as PCHs
Entrepreneurs trace scenario for SHPs
Artigos Técnicos
Technical Articles
Agenda de Eventos
Events Schedule
Comitê Diretor do CERPCH
Director Committee
Geraldo Lúcio Tiago Filho
Secretário Executivo
Gilberto Moura Valle Filho
CEMIG
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FAPEPE
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Célio Bermann
IEE/USP
Cláudio G. Branco da Motta
FURNAS
[email protected]
[email protected]
José Carlos César Amorim
Antonio Marcos Rennó Azevedo
Eletrobrás
[email protected]
Jamil Abid
Hamiltom Moss
Innovative
Comitê Editorial
Editorial Committee
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Geraldo Lúcio Tiago Filho - CERPCH UNIFEI
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Bernhard Pelikan - Bodenkultur Wien - Áustria
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Célio Bermann - IEE USP
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Fernando Monteiro Figueiredo - UNB
Frederico Mauad - USP
Helder Queiroz Pinto Jr. - UFRJ
Jaime Espinoza - USM - Chile
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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
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Editorial
Camila Rocha Galhardo
Adriana Barbosa MTb-MG 05984
Adriana Barbosa
Camila Rocha Galhardo
Fabiana Gama Viana
Angelo Stano
Net Design
Lidiane Silva
Cidy Sampaio
Adriana Candal
Joana Sawaya Almeida
Adélia Oliveira
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]
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ISSN 1676-0220
04
MME
[email protected]
03
Inovação
ANEEL
[email protected]
2
Editorial
IME
[email protected]
Editor
Coord. Redação
Jornalista Resp.
Redação
Colaborador
Projeto Gráfico
Diagramação e Arte
Tradução
Estagiária
Revisão
Editorial
Legislação
Legislation
16
Novo Código Florestal Brasileiro: ruralistas X ambientalistas
New Brazilian Forest Code: Agrarians vs. Environmentalists
O custo das mudanças climáticas
The cost of climatic changes
Artigos Técnicos
Technical Articles
Curtas
News
23
60
Empreendedores traçam cenário para as PCHs Entrepreneurs trace scenario for SHPs Centro de pesquisa da UNIFEI recebe consultor da Guatemala
Research Center of UNIFEI receives consultant from Guatemala
Workshop discute regulamentação do cadastro socioeconômico Workshop deals with regulation of socio-economic registration
Opinião 66
Opinion
Tendências tecnológicas para PCHs “verdes”
SHP Technological Trends – “Greens”
Agenda
Schedule
69
EDITORIAL
Dear Reader,
Prezado Leitor,
Em Outubro de 2010, nossa equipe editorial foi à Romênia para
participar do 25º Simpósio de Máquinas Hidráulicas e Sistemas, quando
iniciou a negociação junto à maior associação de pesquisa de máquinas
hidráulicas no mundo para formalização de uma parceria no âmbito da
América Latina. Esta edição é premiada como primeiro exemplar a contar
com apoio da Associação Internacional de Pesquisa Hidráulica (IAHR).
Faz-se necessário um forte agradecimento ao nosso incentivador,
Prof. François Avellan, coordenador do IAHR e diretor do Laboratório de
máquinas hidráulicas da Universidade de Lausanne e toda a equipe do
comitê técnico da associação que nos recebeu de braços abertos.
Aproveitando os novos ares, nossa publicação passa por uma renovação
editorial, ampliando seus horizontes novas editorias foram criadas, e
muitas mudanças virão para melhor atender nossos leitores. Contaremos
com uma sessão internacional, mais informação qualificada e novos
profissionais. A maior novidade será o novo nome que será publicado na
edição 49. Em tempos de mudança, mais do que nunca sua participação é
importante para nós, aguardamos seu retorno com sugestões e/ou críticas
para continuarmos melhorando.
Esta edição conta com cobertura sobre inovações tecnológicas com
uma iniciação às Redes Inteligentes que promete revolucionar o setor
elétrico mundial, acompanhamento da mudança do código florestal,
decreto sobre a limitação de emissões de gases do efeito estufa para
novos empreendimentos, desafios do empreendedor de PCHs, e o cadastro
socioeconômico aplicado a todas as centrais hidrelétricas no Brasil.
Aproveite a leitura e colabore conosco dando a sua opinião.
In October 2010, our editorial team went to Romania to attend the 25th
Annual Symposium on Hydraulic Machinery and Systems, where the largest
research association of hydraulic machinery in the world began negotiations
to create a partnership with Latin America. This edition is prized as the
first issue to have the support of the International Association of Hydraulic
Research (IAHR).
Tremendous thanks must be given to a strong supporter, our Professor
Francois Avellan, IAHR coordinator and the director for the Hydraulic
Machinery Laboratory, University of Lausanne, and also to the entire technical
committee staff of the association who welcomed us with open arms.
With this fresh, new air our publications will go through an editorial
renovation. With broadened horizons new editorials have been created as
well as many other changes so as to better serve our readers. We will have
an international section, more information and new, qualified professionals.
The biggest news will be in launching the new name to be published in Issue
49. In times of change, more than ever, your participation is important to
us, and we await your responses with suggestions and concerns to continue
on with improvements.
This edition will include coverage on technological innovations with
initiation of the Intelligent Networks, which promises to revolutionize the
global energy sector, the monitoring of changes to the forest code, an act
to limit greenhouse gases in new ventures, entrepreneurial challenges with
SHPs, and the socio-economic registration applied to all hydroelectric plants
in Brazil.
Enjoy reading and help us by submitting your opinion.
IAHR DIVISION I: HYDRAULICS
TECHNICAL COMMITTEE: HYDRAULIC MACHINERY AND SYSTEMS
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].
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INOVAÇÃO
Por Adriana Barbosa
Consideradas por muitos a grande inovação no setor elétrico
nos últimos anos, as Smart Grids ou redes inteligentes estão entrando nesse setor para revolucionar o papel das concessionárias,
além de transformar o consumidor em agente ativo nesse novo
conceito de medição.
Atualmente, na maior parte dos países, a transmissão e
distribuição de energia elétrica utilizam um senso de controle,
operação de sistema na qual já está inserido um conceito de
inteligência. Conceito esse por meio do qual se torna possível
detectar falhas nas redes, além de contemplar o sistema de
proteção das linhas de transmissão, para evitar falhas na distribuição.
O que está faltando é a interação do consumidor com a rede,
esse que é o avanço do conceito Smart Grid. O sistema de transmissão não tem como praticar essa interação com o consumidor, porque está muito distante do mesmo. Já a distribuição está
acessível ao consumidor, uma vez que as concessionárias de distribuição de energia estão mais próximas do consumidor final. A
ideia dessa interação é trazer ao consumidor uma maior confiabilidade e um menor custo da energia elétrica.
Essa interação com a rede se dará por meio, principalmente,
da melhoria do medidor. Hoje o consumidor tem um medidor que
está instalado do lado de fora de sua casa ou em alguns casos,
até mesmo no poste, para evitar o furto de energia. Tal prática
faz com que o consumidor fique longe de seu gerenciador de
custo de energia. Isto, por exemplo, já não acontece nas linhas
de telecomunicações, onde o consumidor consegue monitorar o
serviço com mais facilidade por meio do aparelho telefônico.
O conceito de Smart Grid vem para conscientizar o consumidor de que a energia consumida por ele pode não estar acessível
em um curto espaço de tempo e se estiver, a qual preço? E para
informar isso ao consumidor, uma das formas é melhorar o contato do consumidor com a rede. E isso se dará através da melhoria do contato do consumidor com seu medidor de energia, por
meio da implantação de medidores eletromecânicos que estejam
disponíveis a qualquer momento. Para isso, o mesmo poderia,
por exemplo, ser implantado na cozinha onde o consumidor será
informado sobre o consumo real de energia em determinada hora
e o custo da energia nesse período. Dessa forma, o consumidor
começaria a entender seu consumo.
Smart Grids – Redes Inteligentes
O conceito de Smart Grid é bem amplo, essas redes inteligentes podem ser atreladas às áreas de telecomunicações, automação, regulação e economia.
O Smart Grid vem para quebrar paradigmas tecnológicos, sociais e econômicos. O elo entre o consumidor e as distribuidoras
de energia será o smart meters. Este último será a ferramenta
capaz de receber e transmitir dados por meio de um protocolo de
comunicação. Além de executar operações como corte e religamento de energia que poderão ser efetuadas remotamente.
O conceito de redes inteligentes depende das características
culturais de cada cidade, região e país. Uma vez que o perfil de
consumo varia de uma região para outra.
Mercado
Nos Estados Unidos, a mudança para os medidores eletromecânicos se deu para induzir os consumidores a entenderem o
funcionamento da energia elétrica, e assim, tomarem a decisão
de como efetuar seu consumo.
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Os dois pontos que motivam as concessionárias no Brasil a
investirem em Smart Grid são: coibir o furto de energia e a eliminação do leiturista, uma vez que a leitura dos medidores poderá
ser feita remotamente, gerando uma diminuição de custo para a
concessionária.
Muitas concessionárias que já estão investindo no conceito
de Smart Grid estão incorporando outros serviços, para melhorar
seu atendimento aos clientes e proporcionar uma interação maior
com seus consumidores.
Estudos realizados por empresas do setor apontam que entre
2010 e 2013, cerca de R$ 4 bilhões serão investidos em tecnologias de redes inteligentes por empresas que atuam no Brasil.
Concessionárias
A Cemig e a Light, em parceria, montaram uma empresa para
trabalharem na criação de um medidor com características diferenciadas para atender esse novo conceito de Smart Grid.
Já a concessionária EDP (Energias de Portugal), por meio da
Bandeirante Energia, está iniciando um projeto piloto em Tremembé, interior de São Paulo, de uma cidade inteligente. A concessionária encomendou de fabricantes chineses, a fabricação de 20
mil medidores para serem instalados na cidade e assim começarem as pesquisas e os testes. O conceito não contempla apenas a
medição, pois além de gerar os dados, é necessário compreender
a manipulação e análise dos mesmos. Para analisar esses dados
é necessário criar um sistema de informação, o que gera investimentos em hardwares e softwares. Normalmente, para que sejam aferidos ganhos e benefícios, criam-se projetos pilotos para
avaliação. As empresas estão escolhendo cidades para começar a
trabalhar e verificar se o investimento será viável.
Sustentabilidade X Smart Grids
Na Europa, o governo incentiva a geração de energia elétrica
em residência, onde é utilizada a tecnologia das pequenas centrais geradoras eólicas e solar concomitantemente com a questão
da sustentabilidade. A exemplo disso, menciona-se a minimização da emissão de CO2, em que consumidores são incentivados
a comprarem placas solares e energia eólica, para que o investimento realizado pelo consumidor seja descontado de sua conta
de energia elétrica. Desta forma, o governo está induzindo o consumidor a ter sua geração própria.
Com isso, o consumidor passa a ter uma geração dentro da
sua casa, fazendo com que ele interaja com o medidor instalado
em seu domicílio. Desta forma, além de medir o consumo, pode
aferir uma injeção de geração dentro da casa do consumidor,
geração esta que eventualmente pode ser passada para a rede.
Desta forma, o Smart Grid gerou um medidor bidirecional, ou
seja, com duplo sentido de medição.
O Smart Grid não veio para melhorar a sustentabilidade e
diminuição da emissão de CO2, como também, o Smart Grid é
um facilitador para a implementação de demais iniciativas para a
diminuição da emissão de CO2 na atmosfera.
Economia
Com medidores inteligentes que sinalizam valores de consumo no qual o equipamento é responsável pelo consumo do arcondicionado, chuveiro, etc... é possível alterar o perfil de consumo. Hoje a tarifa residencial no Brasil é uma tarifa flat, em que o
consumo a qualquer hora do dia é fixo pagando o quilowatt-hora
innovative
Translation: Adriana Candal
Considered by many as the greatest innovation in the
electric sector over the past few years, Smart Grids are
entering this sector to change the roles of the utilities and
transform consumers into an active agent in this new concept
of metering.
Today, the transmission and distribution of electric power in
most of the countries use a control sensus, which is a system
operation where the concept of intelligence is already part of
it. By using this concept it is possible to detect failures in the
grids, and also, verify the protection system of the power lines
in order to avoid problems in the distribution.
What is missing is the interaction between the consumers
and the grid. This is the advance of the Smart Grid concept. The
transmission system cannot practice this interaction with the
consumers, given that it is considerably distant. On the other
hand, the distribution is close to the consumers, given that
energy distribution utilities are closer to the end-consumers.
The idea of this interaction is to bring the consumers a higher
reliability and a lower power cost.
This interaction with the grid will be carried out, mainly, by
improving the meter. Today, consumers have meters installed
outside their houses and in some cases on the street poles in
order to avoid power theft. Such practice leaves consumers
away from their “power cost manager”. Such a thing does
not happen with telecommunication lines, for consumers can
monitor the service easily through the telephone set.
The concept of Smart Grids comes to make consumers
aware that the power they spend is not accessible in a short
period of time and if it is, what would the price be? In order
to inform consumers about this, one of the ways is to improve
their contact with the grid, which will be done by establishing
a better contact between consumers and their power meter
by installing smart meters that are available at any time. For
that, the meter could be installed in the kitchen, for example,
where consumers will be informed about the real power
consumption at a certain time and the power cost at that
period. This way, consumers would start to understand their
power consumption.
Smart Grids
The concept of Smart Grid is considerably wide. These can be
linked to other areas including telecommunication, automation,
regulation and economics.
The Smart Grid comes to break technological, social and
economic paradigms. The link between the consumer and power
distributers will be the Smart Meters, which will be the tool able
to receive and send data through a communication protocol. Also,
it can carry out power cut and re-establishment operations which
can be done remotely.
Given that consumers profiles will changes from one region
to the other, the concept of Smart Grids depend on the cultural
characteristics of the city, the region and the country.
Market
In the USA the change to the Smart Meters took place in
order to make consumers understand how electric power
works, so they would be able to make decisions about their
consumption.
Two points motivated the utilities in Brazil to invest in Smart
Grids: avoiding power thefts and the termination of the “reader”
– the person who goes door to door to measure the amount of
power that was used – given that this can be done remotely,
reducing costs to the utility.
Many utilities that have already been inventing in the Smart
Grid concept are also incorporating other services to improve the
assistance to their customers and propitiate a better interaction
with them.
Studies that have been carried out by companies of the
sector show that between 2010 and 2013 about R$ 4 billion
will be invested in Smart Grid technologies by companies here
in Brazil.
Utilities
Cemig (Power Company of the state of Minas Gerais) and
Light (Rio de Janeiro) decided to start a partnership and created
a company to work on the creation of a reader with different
characteristics to meet the demands of this new concept – the
Smart Grid.
On the other hand, EDP(Energy of Portugal) Power Company,
through Bandeirante Energia, is about to start a pilot project in
the city of Tremembé, São Paulo, dealing with a Smart City. The
utility ordered 20 thousand meters from a Chinese manufacturer
to be installed in the city so that the research and tests can start.
The concept does not reach only the metering part, for besides
generating data, it is necessary to create an information system,
which causes investments in software and hardware. Normally,
pilot projects are created for the assessment of the gains and
benefits, and the companies have been choosing cities where to
implement their projects and assess whether the investment is
feasible or not.
Sustainability x Smart Grids
In Europe governments encourage electric power generation in
residences, where the technology of small wind and solar generating
plants is used combined with the concept of sustainability. As
an example, the minimization of the emissions of CO2 can be
mentioned: consumers are encouraged to purchase solar panels
and windmills, and the investment carried out by the consumer
will be deducted from their electricity bill. This way, governments
are inducing consumers to generate their own power.
Thus, consumers will generate power in their own properties,
interacting with the meter installed in their house. So, besides
metering the consumption, they can assess a generation injection
in their own house, generation which, eventually, can be sent
to the grid. This way, the Smart Grid generated a bi-directional
reader, i.e., a reader that works both ways.
The Smart Grid did not come just to improve sustainability
or reduce emission of CO2. The Smart Grid also enables the
implementation of other initiatives aiming at the reduction of CO2
emission to the atmosphere.
Economy
By using Smart Readers, which can show consumption values,
as well as which appliance is responsible for the consumption, air
conditioner, shower, fridge… it is possible to change consumption
profile. Today, residential tariffs in Brazil are flat – the price of the
kilowatt is pre-established and does not change at any time of the
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INOVAÇÃO
pré-determinado. A ideia é que com o Smart Grid facilite a implementação de um tipo de tarifa chamada “real time price”, onde
o consumidor terá tarifas mais baratas à noite ou de madrugada
em comparação ao início da tarde e da noite, quando o consumo
aumenta muito, horários em que as tarifas serão mais caras.
Para o consumidor saber disso ele tem que ter uma sinalização,
esta informação será demonstrada no visor do medidor. Com
essa interação, o consumidor vai saber o quanto está gastando,
assim ele será um gerenciador de sua demanda, mas para que
isso ocorra, é necessária uma mudança no sistema de tarifa.
Saiba mais!
“Acredito que a parte tecnológica das redes inteligentes está
bastante adiantada, uma vez que os fabricantes têm interesse
em adaptar suas tecnologias para esse setor...”, afirma o professor titular da Universidade Federal de Itajubá, e também pesquisador no grupo de pesquisas para reestruturação do setor
elétrico, mercado de energia elétrica, tarifação da transmissão e
distribuição, operação de sistemas elétricos e confiabilidade composta, José Wanderley Marangon Lima.
Adriana Barbosa
entrevista com Prof. Marangon
PCH Notícias & SHP News: Como as redes inteligentes estão sendo implantadas no Brasil?
Prof. Marangon: Atualmente, essas redes estão sendo implantadas por meio de projetos pilotos, sendo a primeira etapa na área
de medição, uma vez que as empresas concessionárias na área de geração são diretamente afetadas por essa tecnologia. Tenho conhecimento de que a concessionária Bandeirantes instalou seu projeto piloto na cidade de Tremembé, no interior paulista e a Cemig, em
parceria com a Light, está desenvolvendo um projeto na cidade mineira de Sete Lagoas. Já a Eletropaulo, instalou alguns medidores
aleatoriamente em alguns bairros da grande São Paulo, para avaliar seus consumidores. A meu ver, estas são algumas ações que já
foram tomadas, mas a tendência no Brasil é de que as redes inteligentes cresçam cada vez mais.
PCH Notícias & SHP News: Como o senhor avalia essa implementação?
Prof. Marangon: Acredito que a parte tecnológica está bastante adiantada, uma vez que os fabricantes têm interesse em
adaptar suas tecnologias para esse setor, além de investirem em uma tecnologia barata para melhor atender a demanda. Seja ela
por meio de celulares ou pela própria linha de transmissão de energia. Acredito que hoje a questão é mais no aspecto econômico,
afinal, quanto vai custar esse serviço ao consumidor. Outro ponto que está sendo discutido é o que fazer com tantos dados, como
gerir essas informações, quais dados que serão relevantes. Além das novas possibilidades como geração distribuída, microgeração,
ação de tarifas junto ao consumidor, e o ajuste dessas tarifas conforme o perfil do consumidor.
PCH Notícias & SHP News: Quais são os entraves para a implantação das Smart Grids no Brasil?
Prof. Marangon: Acredito que um dos maiores entraves é o financiamento para o processo todo, uma vez que hoje as despesas
das distribuidoras são todas controladas pela agência reguladora. Qualquer investimento que a distribuidora faça tem que ter o aval
da agência reguladora, senão a agência não transfere esse investimento em tarifa. Assim, gera-se a necessidade de um acordo para
viabilizar esses investimentos. Atualmente, o investimento em medidores gera um retorno financeiro, por causa da diminuição dos
casos de furto de energia e a diminuição de investimento em leituristas. Solucionando esses problemas, os novos investimentos são
para proporcionar uma maior comodidade ao consumidor, melhorar a tarifa de uma forma global, o que requer uma análise detalhada
pela agência regulatória.
PCH Notícias & SHP News: O senhor acredita que os modelos implantados nos EUA e Europa podem ser aplicados em nosso país?
Prof. Marangon: Muita coisa acredito que sim, mas há uma necessidade de adaptação devido à diferente realidade cultural, social
e econômica de nosso país. Um exemplo bastante relevante é em relação ao furto de energia, essa prática não ocorre na Europa e
nem nos Estados Unidos. Outro ponto relevante seria como atender o consumidor com faixa salarial distinta e consequentemente, com
necessidades diferentes. Por isso, acredito que as ferramentas de redes inteligentes deverão ser personalizadas para cada caso.
PCH Notícias & SHP News: Há investimentos em P&D para Smart Grids?
Prof. Marangon: A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), fez uma audiência pública recente com intuito de definir a forma
de como serão implantadas as redes inteligentes no Brasil. Se será regional, local e quais os tipos redes, quais serão as funcionalidades. Com a divulgação desse trabalho, acredito que teremos um macrodirecionamento desses projetos nos quais receberam o apoio
da ANEEL. O Ministério de Minas e Energia (MME) também criou um grupo para estudar e direcionar o tipo de ação que deverá acelerar
a implantação dos Smart Grids. Nos moldes realizados pelos Estados Unidos, onde foi realizado um macroprojeto para aceleração da
implantação das redes inteligentes, com um enfoque na sustentabilidade, visando a incorporação da geração junto ao consumidor
final para energia renovável.
As universidades estão começando a realizar estudos em parceria com algumas empresas com o foco em estabelecer os tipos de
protocolos, sistemas operacionais, sistemas de comunicação, criação de softwares para gerenciar essa rede e a interação com o consumidor; além da questão econômica e regulatória da tarifa, já que as tarifas passarão a ser diferenciadas. A nossa universidade, em
particular, possui um grupo de pesquisas que está realizando estudos na área econômica, onde estamos buscando junto às concessionárias inserir as tarifas diferenciadas, para verificar a reação do consumidor a essa mudança.
6
innovative
Further Information
interviewing with Prof. Marangon
the consumption levels are very high. The consumers will have
access to all this information through a display in the reader, and
with this interaction, consumers will be able to know how much they
are spending. This way they will be the managers of their demand,
but for that to happen, a change is the tariff system is necessary.
Internet
day. The idea is that the Smart Grid facilitates the implementation
of a type of tariff called Real Time Price, where consumers will
pay different tariffs according to the time the energy is consumed
cheaper tariffs late at night or in the early morning and more
expansive ones in the beginning of the afternoon and night, when
“I believe that the technological part of the Smart Grids is fairly
advanced, given that the manufacturers are interested in adjusting their technologies to this sector…”, says professor Marangon
(Federal University of Itajubá). Professor Marangon Lima is also a
researcher in a group that works on the re-structuring of the electric sector, electric energy market, transmission and distribution
tariffs, Operation of electrical systems and composite reliability.
PCH Notícias & SHP News: How have the Smart Grids been implemented in Brazil?
Prof. Marangon: Today these grids have been implemented through pilot projects, whose first phase is the measurement area,
given that the utilities of the generation area are directly affected by this technology. I know that the Bandeirantes have installed its
pilot project in the city of Tremembé, São Paulo, and that Cemig is developing a project in the city of Sete Lagoas. Eletropaulo (Electric
Power Company of the state of São Paulo) installed some readers randomly in some neighborhoods of the city of São Paulo to assess
the consumers. In my opinion, these are actions that have already been taken, but the tendency in Brazil is that Smart Grids will keep
growing.
PCH Notícias & SHP News: How do you assess this implementation?
Prof. Marangon: I believe that the technological part of the Smart Grids is fairly advanced, given that the manufacturers are
interested in adjusting their technologies to this sector. In addition, they will invest in a cheap technology to better satisfy the demand,
either through mobile phones or through the power line itself. I believe that today the issue is the economic aspect, after all, what is the
cost of this service for the consumers. Another aspect that has been discussed is what to do with so much information, how to manage
this information, which information will be relevant. New possibilities such as distributed generation, micro-generation, the tariffs
signals to the consumers, and the adjustment of these tariffs according to the profile of each consumer have also been dealt with.
PCH Notícias & SHP News: What are the obstacles for the implementation of Smart Grids in Brazil?
Prof. Marangon: I believe that one of the greatest obstacles is funding for the whole process, given that today the expenses of the
distributors is fully controlled by the regulating agency. Any investment the distributor carries out must be approved by the regulating
agency. Otherwise the agency will not compensate this investment in the tariffs. This way, it is necessary to find an agreement to
make these investments feasible. Today, investments in meters generate financial return due to the reduction in power thefts and
the reduction in the investments in “readers”. Solving these problems, the new investments aim at providing more comfort to the
consumers and improving the tariffs as a whole, which needs a detailed analysis that must be carried out by the regulating agency.
PCH Notícias & SHP News: Do you believe that the models implemented in the USA and Europe can be implemented in Brazil?
Prof. Marangon: I believe that many things can be the same, but it will be necessary to make some adjustments because of the
cultural, social and economic differences of our country. A very significant example is the theft of power, which does not happen in
Europe or in the USA. Another point that must be taken into account is to meet the needs of families with different wage ranges and,
consequently, with different needs. That is the reason why I think that the Smart Grid tools must be customized for each case.
PCH Notícias & SHP News: Are there investments in R&D for Smart Grids?
Prof. Marangon: Recently, ANEEL (National Agency for Electric Energy) carried out a public hearing aiming at defining how the
Smart Grids will be implemented in Brazil, whether they will be regional or local, the types of grids and their functions. By disseminating
this work, I believe that there will be projects with a different range of directions that will receive ANEEL’s support. The MME (Ministry
of Mines and Energy) also created a group to study and orient the type of actions that must accelerate the implementation of the Smart
Grids. The USA created a macro-project to accelerate the implementation of the Smart Grids, focusing on sustainability, encouraging
final consumers to build their own micro-generation renewable-based plants.
Universities have started to carry out studies, sometimes in partnerships with some companies, aiming at establishing the types of
protocols, types of operational systems, communication systems, the creation of software to manage this grid and the interaction with
the consumers and, also, the economic and regulating aspects of the tariff, given that these tariffs will be differentiated. Our university,
particularly, has a research group that is carrying out studies on the economic area. We are trying to incorporate differentiated tariffs
to the utilities to check the reaction of the consumers to this change.
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INOVAÇÃO
entrevista com Paulo Henrique Silvestri
Agência Reguladora
“O conceito de redes inteligentes é amplo e envolve várias tecnologias. A ANEEL já regulamentou alguns temas e outros ainda estão em fase de análise e discussão,” destaca o Superintendente de
Regulação dos Serviços de Distribuição da ANEEL, Paulo Henrique
Silvestri Lopes.
PCH Notícias & SHP News: Qual é a posição da ANEEL em
relação à implementação do Smart Grid em nosso setor elétrico?
Paulo Henrique Silvestri Lopes: De uma forma geral, a implantação das redes inteligentes deve ser uma iniciativa das empresas distribuidoras de energia elétrica. Entretanto, cabe à ANEEL
algumas ações no sentido de coordenar a implantação de novas
tecnologias que busquem benefícios para toda a sociedade.
A ANEEL incentiva a melhoria da qualidade do fornecimento
de energia, a redução de custos operacionais das distribuidoras,
o combate às perdas e a eficiência energética. É nesse âmbito
que se inserem as redes inteligentes.
O conceito de redes inteligentes é amplo e envolve várias
tecnologias. A ANEEL já regulamentou alguns temas e outros
ainda estão em fase de análise e discussão. Conforme destacado no item seguinte, existem ações da ANEEL na área de
geração microdistribuída, PLC, informações georeferenciadas e
medição eletrônica.
A posição da ANEEL sobre a implantação de redes inteligentes
pode ser entendida pela postura tomada pela Agência com relação à medição inteligente. Assim, especificamente para medição,
ainda não há no Brasil uma regulamentação específica para o uso
de medidores eletromagnéticos nas redes de distribuição e isto
se configura em uma das razões porque a aplicação da tecnologia
ainda não é ampla no país. Sem a coordenação da ANEEL, nada
impede que as distribuidoras façam uso da medição eletrônica por
opção estratégica empresarial, processo este que já está acontecendo em certos casos. Nesta situação, as empresas assumem a
iniciativa da implantação, mas a utilização de todo o potencial disponibilizado pela tecnologia tende a ser limitada, pois a empresa
procura solucionar problemas pontuais de sua área de atuação.
Consequentemente, os consumidores podem usufruir apenas de
parte dos benefícios em longo prazo.
Como a medição desempenha um papel importante em quase
todos os aspectos do setor elétrico (planejamento, operação,
tarifas, etc.), é do interesse do órgão regulador criar um quadro
ideal para a infraestrutura de medição. Ou seja, a falta de regulamentação e determinações da ANEEL sobre a matéria pode
prejudicar o aperfeiçoamento de processos relativos à tarifação,
faturamento, apuração dos indicadores de qualidade e combate a
perdas, perdendo-se a oportunidade de evolução coordenada do
parque de medição brasileiro em baixa tensão.
Portanto, como há um grande potencial no uso das redes inteligentes, a ANEEL está debatendo o uso compulsório de medidores dotados de funcionalidades adicionais para parte das unidades consumidoras conectadas em baixa tensão.
PCH Notícias & SHP News: Há algum estudo em andamento para implementação das redes inteligentes?
Paulo Henrique Silvestri Lopes: Para a criação de regulamentos, a ANEEL adota a postura de transparência e de incentivo
à participação da sociedade. Nesse sentido, são realizadas reuniões técnicas, seminários e principalmente consultas e audiências públicas. Especificamente para o tema de medição, desde
2008 quando os estudos se iniciaram, a ANEEL vem realizando
8
reuniões com fabricantes de medidores e sua associação, distribuidoras, INMETRO, consumidores e associações representativas e provedores de tecnologias (telecomunicações, TI, etc.),
entre outros agentes envolvidos no tema.
Ações da ANEEL no âmbito
das redes inteligentes
Todas as resoluções citadas abaixo passaram
pelo processo de consulta e/ou audiência pública.
• Sistema de Informações Geográficas – SIG:
Em Dezembro de 2008, com aprovação da primeira versão dos
Procedimentos de Distribuição – PRODIST pela Resolução Normativa
nº 345/2008, foi regulamentada a implantação do Sistema de
Informações Geográficas – SIG (Geographic Information System GIS). Posteriormente, a regulamentação foi inserida na Resolução
Normativa nº 395/2009.
• Power Line Communications – PLC:
Em agosto de 2009, foi expedida a Resolução Normativa
no 375/2009, regulamentando a utilização das instalações de
distribuição de energia elétrica como meio de transporte para a
comunicação digital ou analógica de sinais (utilização da tecnologia
Power Line Communications – PLC).
• Microgeração:
Sobre microgeração distribuída, tema também inserido no âmbito
das redes inteligentes, a SRD atualmente desenvolve estudos e já
estuda formar para diminuir os obstáculos ao acesso de pequenas
centrais geradoras ao sistema de distribuição. Foi realizada a Consulta
no 015/2010, que ainda está em fase de análise de contribuições.
Para o primeiro semestre de 2011, existe a previsão para realização
de nova audiência pública.
• Medição Eletrônica:
Sobre a utilização de medição eletrônica em unidades consumidoras de baixa tensão, a ANEEL promoveu, em setembro de 2008,
o Seminário Internacional sobre Medição Eletrônica. Em sequência,
a Consulta Pública no 015/2009 foi instaurada. De outubro de 2010
a janeiro de 2011 foi realizada a Audiência Pública no 043/2010 com
objetivo de obter subsídios e informações adicionais para estabelecimento de Resolução Normativa acerca dos requisitos mínimos para
os medidores eletrônicos em unidades consumidoras em baixa tensão (definição do “padrão” do medidor). A AP 043/2010 ainda está
em fase de análise das contribuições recebidas. Para o segundo semestre de 2011, existe a previsão para realização de nova audiência
pública, que tratará do plano de substituição (prazos e metas para as
distribuidoras realizarem a implantação do medidor).
• Tarifas Diferenciadas:
Sobre a possibilidade de aplicação de tarifas diferenciadas em baixa
tensão, a ANEEL instaurou a Consulta Pública no 011/2010 e Audiência
Pública no 120/2010. O objetivo é obter subsídios e informações adicionais
sobre a proposta de alteração da metodologia de definição da estrutura
tarifária aplicada ao setor de distribuição de energia elétrica no Brasil,
incluindo a definição de sinais de preço e tarifação da baixa tensão.
• Pesquisa e Desenvolvimento - P&D:
A ANEEL tem competência para regulamentar e acompanhar a
implementação dos programas de pesquisa e desenvolvimento e de
eficiência energética. Nesse âmbito, existem diferentes projetos envolvendo tecnologias de redes inteligentes, incluindo alguns projetos
pilotos. Dentre os projetos em andamento, destaca-se o projeto no
âmbito da Chamada de Projeto de P&D Estratégico no 11/2010: Programa Brasileiro de Rede Elétrica Inteligente, atualmente desenvolvido
conjuntamente por diversas empresas do setor elétrico nacional.
• Outros temas:
Existe ainda a necessidade de estudos para verificar a necessidade
e a viabilidade de regulamentação de outros temas, tais como a
integração dos carros elétricos às redes de distribuição, prestação de
novos serviços pelas distribuidoras, novas possibilidades de atuação
das cessantes no mercado, entre outros temas.
Todas as Resoluções da ANEEL estão disponíveis no site da Agência:
http://www.ANEEL.gov.br/biblioteca/pesquisadigit.cfm
Toda a documentação relacionada às Consultas e Audiências Públicas
está disponível no site da Agência:
http://www.ANEEL.gov.br/area.cfm?idArea=12&idPerfil=3
innovative
interviewing with Paulo Henrique Silvestri
ANEEL
Regulating Agency
“The concept of Smart Grids
is wide and involves several technologies. ANEEL has already regulated some issues and others are
still being analyzed and discussed”,
highlights the Superintended of
Distribution Services Regulation of
ANEEL, Mr. Paulo Henrique Silvestri
Lopes.
PCH Notícias & SHP News: What is ANEEL’s position in relation
to the implementation of Smart Grids in our electric sector?
Paulo Henrique Silvestri Lopes: Generally speaking, the
implementation of Smart Grids must de an initiative of the electric
power distributing companies. However, ANEEL is responsible for
some actions in the sense of coordinating the implementation of
new technologies that aim at benefits for the society as a whole.
ANEEL encourages improvements in the quality of power
supply, the reduction in operational costs of the distributors, the
fight against losses and the for energy efficiency. Smart Grids are
within this scope.
The concept of Smart Grids is wide and involves several
technologies. ANEEL has already regulated some issues and
others are still being analyzed and discussed. The next item will
show that ANEEL has acted in areas such as micro-distributed
generation, PLC, geo-referenced information and electronic
measurement.
ANEEL’s position on the implementation of Smart Grids can
be understood according to the position taken by the agency
in relation to the Smart metering. This way, specifically for
metering, Brazil still does not have a specific regulation regarding
the use of electromagnetic meters in the distribution grids and
that is one of the reasons the technology is not used widely in
the country. Without ANEEL’s coordination, nothing stops the
distributors to use the electronic meters as a company strategy,
and this process is already taking place in some cases, by the
way. In this situation, the companies assume the initiative of
the implementation, but the use of the whole potential of the
technology tends to be limited, given that the company tries to
solve specific problems in their area. Consequently, consumers
can profit only from a small part of the long-term benefits.
As the metering plays an important role in nearly all the aspects of the electric sector (planning, operation, tariffs, etc…), it’s
the regulating organ interest to create an ideal measuring infrastructure scenario, i.e., the lack of ANEEL’s regulation determinations on the subject may harm the improvements of the processes
related to the tariffs, revenue, collection of quality indicators and
fight against the losses, losing the opportunity of a coordinated
evolution of the Brazilian low voltage measurement park.
So, as there is a great potential towards the use of Smart
Grids, ANEEL is discussing the mandatory use of meters that have
additional functions for part of the consuming units connected at
low voltage.
PCH Notícias & SHP News: Are there any ongoing studies
on the implementation of Smart Grids?
Paulo Henrique Silvestri Lopes: For the creation of the
regulations, ANEEL adopts a posture that is transparent and
encourages the participation of the society. In this sense, there are
technical meetings, seminaries and mainly public hearings. Aiming
specifically at measurement, ANEEL has been carrying out meetings
with meter manufacturers and their associations, distributors,
INMETRO, consumers, representative associations and technology
suppliers (telecommunications, IT, etc.) among other agents
involved in the theme since 2008, when the studies started.
ANEEL’s actions regarding
Smart Grids
All of the resolutions below have gone
under consult processes and/or public hearings.
• Geographic Information System – GIS:
In December 2008, with the approval of the first Distribution
Procedures – PRODIST by Normative Resolution No 345/2008, the
implementation of the Geographic Information System was approved.
Later on the regulation was inserted in the Normative Regulation No
395/2009.
• Power Line
In August,
regulating the
as a means of
signals (use of
Communications – PLC:
2009, Normative Resolution No 375/2009 was issued,
use of the distribution installations of electric power
transport for communication using digital or analogic
Power Line Communications – PLC technology).
• Micro-generation:
About distributed Micro-generation, issue that is also inserted in
the scope of Smart Grids, the SDR has been developing studies and
already studies a way to reduce the obstacles against the access
of small generating plants to the distribution system. Hearing No
015/2010 was carried out, but it still being analyzed. A new public
hearing is forecast to take place in the first half of 2011.
• Electronic Measurement:
On the use of electronic measurement in low voltage consuming
units, ANEEL carried out an International Seminar on Electronic
Measurement in September, 2008. Afterwards Public Hearing No
015/2009 was established. From October 2010 to January 2011
Public Hearing No 043/2010 was carried out aiming at attaining
subsidies and additional information to establish a Normative
Resolution about the minimum requirements for Electronic meters
at low voltage consuming units (definition of the meter “standard”).
The contributions that came from Public Hearing 043/2010 are still
being analyzed. There is another Public Hearing forecast to take place
in the second half of 2011 which will deal with a replacement plan
(deadlines and goals for the distributers to carry out the installation
of the meter).
• Differentiated Tariffs:
On the possibility of applying differentiated tariffs at low voltage,
ANEEL established Public Consult No 011/2010 and a Public Hearing
No 120/2010. The goal is to attain additional information on the
proposal to change the methodology that defines the tariff structure
applied to the power distribution sector in Brazil, including the
definition of price signals and low voltage tariffs.
• Research and Development – R&D:
ANEEL is able to regulate and follow the implementation of
research and development programs and energy efficiency programs.
Within this scope there are different programs involving Smart Grid
technologies, including some pilot projects. Among these ongoing
projects it is possible to highlight Strategic R&D Project Call No
11/2010: Brazilian Program for Smart Power Grids, which is developed
jointly by several companies of the national electric sector.
• Other themes:
It is still necessary to carry out studies to verify the need and
the regulation feasibility of other themes such as the integration of
electrical cars to the distribution grid, new services rendered by the
distributors, new possibilities to enter the market, etc.
All ANEEL’s Resolutions are available at the agency website:
http://www.ANEEL.gov.br/biblioteca/pesquisadigit.cfm
All the documents regarding the Public Consults and Hearings are
available at the agency website:
http://www.ANEEL.gov.br/area.cfm?idArea=12&idPerfil=3
9
entrevista com Mark Northrup
Smart Grids nos Estados Unidos
Arquivo Pessoal
INOVAÇÃO
O gerente de assessoria de implementação estratégica de Smart Grids da empresa Ernst & Young de Nova York, Mark Northrup,
concedeu uma entrevista à PCH Notícias onde explicou como as redes inteligentes vêm sendo implantadas nos Estados Unidos.
PCH Notícias & SHP News: Como o Mercado de serviços de energia está se desenvolvendo nos EUA?
Mark Northrup: O governo dos EUA assegurou uma subvenção chamada Subvenção para Investimentos em Redes Inteligentes
(SGIG) a qual financiou aproximadamente 100 projetos com fundos para uma das iniciativas seguintes: Infraestrutura de Medição
Avançada, Sistemas de Consumo, Sistemas Elétricos de Distribuição, Sistemas Elétricos de Transmissão, Manufatura de Equipamentos, Sistemas Integrados e/ou Sistema de Redução de Custo.
O fundo total que está sendo fornecido pelo governo dos EUA é de aproximadamente 4 bilhões de dólares. O financiamento
recebido do governo deve ser totalmente investido nos projetos, o que agora alavancou os investimentos de mercado de projetos
de Redes Inteligentes financiado pelo SGIG para aproximadamente 8 bilhões de dólares. Isso representa criar uma transformação na
indústria e tem sido chamada de evolução e em alguns casos, uma revolução no setor de Energia e Concessionárias. As áreas seguintes
estão mudando rapidamente com o desenvolvimento das Redes Inteligentes:
1. Geração/Produção
• Geração descentralizada
• Novas fontes de produção de energia que causem mudanças no mix de geração
• Fontes de abastecimento sustentáveis e seguras
2. Comércio
•C
om as mudanças na indústria, são necessárias
uma crescente complexidade e sofisticação
Todos os projetos selecionados
3. Transmissão
• Infraestrutura mais flexível
• Fluxo em ambas direções
4. Distribuição
•A
introdução de Redes e Medidores Inteligentes garante o fluxo de/para/e dos consumidores
5. Medição
•R
edes e Medidores Inteligentes oferecem novas fontes de renda aos produtores e ao mercado
6. Varejo (Consumidor)
•C
onsumidores poderão gerar sua própria
energia e energia renovável
•E
les terão mais controle sobre seu consumo
de energia
•O
"Inteligente" cria novos serviços para os
consumidores
FUNDOS DE INVESTIMENTOS
EM REDES INTELIGENTES
O círculo indica projetos onde
concessionária/áreas específicas
não são conhecidas
Tipos
Infraestrutura avançada de medição
Sistemas de consumo
Sistemas elétricos de distribuição
Sistemas elétricos de transmissão
Manufatura de equipamentos
Sistemas integrados e/ou sistema
de redução de custo
Out 21, 2009
10
100 Projetos
innovative
interviewing with Mark Northrup
Smart Grids in the United States of America
The Smart Grid Implementation Manager of the company Ernst & Young, New York, Mr. Mark Northrup, gave
us and interview, where he explained how Smart Grids have been implemented in the USA.
PCH Notícias & SHP News: How are energy services markets developing in USA?
Mark Northrup: The US Federal Government has enabled a grant called the Smart Grid Investment Grant
(SGIG) in which it funded approximately 100 projects with funds toward one of the following initiatives: Advanced
Metering Infrastructure, Customer Systems, Electrical Systems Distribution, Electric Transmission Systems,
Equipment Manufacturing, Integrated and/or Cost reducing systems.
The overall funding being provided by the US Federal Government is approximately $4 billion US dollars. The
funding received from the US government must be matched by the recipient which has now pushed the market
investment of Smart Grid projects funded by SGIG to approximately $8 billion plus. This is creating a transformation in the industry
and it is often being called an evolution and even in some cases a "revolution" in the Power & Utilities sector. The following areas
are changing rapidly with the development of Smart Grid:
1. Generation / Production
• Decentralized generation
• New sources of energy production which produce changes in the generation mix
• Sustainable, secure sources of supply
2. Trading
• Increasing complexity and sophistication is
All Selected Projects
required with the changes to the industry
3. Transmission
• More flexible infrastructure
• Bi-directional flow
4. Distribution
• The introduction of Smart Meters and Grids
enable power flows of energy to and from
customers
5. Metering
• S
mart Meters and Grids offer new sources of
revenue to producers and marketers
6. Retail (Customer)
• Customers are able to generate their own
energy and renewable energy
• They have more control over their energy
consumption
•"Smart" creates new services for the customers
Smart Grid INVESTMENT GRANTS
Circle indicates project
where specific utility/
area is not known.
Type
Advanced Metering Infrastructure
Customer Systems
Electric Systems Distribution
Electric Transmission Systems
Equipment Manufacturing
Integrated and/or cost reducing systems
100 Projects
Oct 21, 2009
11
INOVAÇÃO
PCH Notícias & SHP News: Qual será a natureza e o tamanho do impacto das Redes Inteligentes nesses mercados? Quem está
melhor posicionado para captar os valores desses mercados e por quê?
Mark Northrup: Como mencionado anteriormente, isso está criando um significativo crescimento que não se tem visto na indústria de Energia & Concessionárias há décadas aqui nos EUA, bem como em outros lugares. Com base nos gráficos abaixo você verá o
financiamento real das novas áreas de mercado que serão afetadas pela onda de investimentos nas Redes Inteligentes. Produtores de
todas as áreas do mercado que sofreram os impactos das Redes Inteligentes verão um aumento na demanda por mais dispositivos e
serviços "Inteligentes" e que a forma como as coisas eram feitas nessa indústria há pouco tempo atrás não é mais aceitável.
Número de
Aplicações
Classificados/Habilitados
Área
Financiamento
Federal ($)
Aporte
do investidor ($)
Parcela
do investidor (%)
Manufatura de equipamento
2/14
25.786.501
25.807.502
50,02
Sistemas de consumo
5/27
32.402.210
34.933.413
51,88
Infraestrutura avançada de medição
31/38
818.245.749
1.194.272.137
59,34
Distribuição elétrica
13/39
254.260.753
254.738.977
50,05
Transmissão elétrica
10/28
147.990.985
150.454.793
50,41
Integrado e sistema de redução de custo
Total
Redes inteligentes –
Sistemas e equipamentos
Redes de PMU
39/43
2.150.505.323
3.082.366.420
59,09
100/389
3.429.191.521
4.742.573.246
58,04
Número de unidades
(estimativas autoregistradas)
877
Transformadores inteligentes
205.983
Subestações automatizadas
671
Melhorias
•C
obertura nacional praticamente completa
• 6x os 166 PMUs existentes na rede
•5
% das 12.466 subestações de distribuição
e transmissão nos EUA
176.814
•P
ossibilita redução nas demandas de pico
Termostatos inteligentes
170.218
• Possibilita redução nas demandas de pico
18.179.912
Unidades de visores residenciais
1.183.265
Estações de carregamento para
veículos elétricos
12/100
TI/Tecnologia
Tecnologias novas
surgem e mudam a
racionalidade dos negócios
de energia e empresas de
serviço público
Exemplos:
Geração distribuída
e energia renováveis
como a eólica, a solar deve
ser integrada na rede e nos
sistemas de eletricidade
Telecomunicação e
TI possibilitando as
concessionárias a transferir,
armazenar e utilizar mais
dados (por exemplo: dados
técnicos sobre o status da
rede) e melhor
Integração de veículos
elétricos no sistema de
eletricidade
12
Regulamentação
Governos incentivam
concessionárias a investir
em redes inteligentes e
medidores inteligentes
com a finalidade de:
• Melhorar a segurança do
fornecimento
• Evitar novas capacidades
de geração
• Reduzir perdas na rede
• Assegurar a cobrança
correta e pontual
Exemplos:
Pacotes de estímulos
(ARRA, China)
União Européia – diretiva
exigindo a introdução de
tarifas por tempo de
uso e uma implementação
mandatória dos medidores
inteligentes até 2022 na
Europa
Aumenta a conscientização sobre
a situação e a confiabilidade e a
resistência dos sistemas elétricos
•P
ossibilita manutenção preventiva
Dispositivos de controle de carga
Medidores inteligentes
Impactos
•1
3% dos 142 milhões de consumidores
nos EUA
•C
oncede mais poder ao consumidor
1444 MW de redução de demanda
de pico por ano (estimativas
autoregistradas)
Mudanças transformacionais no
comportamento do consumidor e no
consumo de energia
• Acelera entrada no mercado
Padrões de Energia e
Concessionária
Evoluir padrões
da indústria para
tecnologias-chave e
componentes das redes
inteligentes reduz riscos
de investimento para
as companhias e custos
(possibilitando as empresas
a realizar economia de
escala)
Exemplos:
NIST (Instituto Nacional de
Padrões e Tecnologia) nos
Estados Unidos
• Redes Inteligentes
• Planejamento Padrões
de interoperatividade
• Demanda e estratégia
de Segurança cibernética
de Redes Inteligentes
União Européia abre
padrão para medidor
Começa a traçar o caminho para a
independência energética
Valor de criação
Novas oportunidades
de negócios: Redes
inteligentes como
meio importante para
as empresas reduzir
custos, aumentar os
rendimentos e encontrar
novos cursos de renda
Exemplos:
Redução de custos
(exemplo – utilização de
bens, trabalho simplificado,
redução nas interrupções
Proteção de bens
(prevenção de fraudes,
tarifas corretas)
Cria serviços de valores
adicionais para o
consumidor aumentar as
formas de renda e manter
os consumidores existentes
Consumidor
Redes inteligentes são
possibilitadores mais
ativos no envolvimento do
consumidor ao resolver
assuntos energéticos
Exemplos:
Consumidores estão
tendo mais poder e
estão ambientalmente
inteligentes
Uma crescente parte
dos consumidores está
produzindo energia
(Prosumers)
Consumidores querem
participar na especificação
de produtos e serviços
Expectativa de dados e
serviços serem imediatamente acessíveis e
atualizadas
innovative
PCH Notícias & SHP News: How will the Smart Grid impact the size and nature of these markets? Who is best placed to capture
the value from these markets and why?
Mark Northrup: As stated above this is creating incredible growth that hasn't been seen in the Power & Utilities industry for
decades here in the US as well as other geographies. From the charts below you will see the actual funding of new areas of markets
that will be affected by the surge of spending in the Smart Grid arena. Producers of every area that is impacted by Smart Grid will
see an increase in the demand for more "Intelligent" devices and services and that the way we did things before in this industry is
no longer acceptable.
number of
applications
Selected/Conforming
topic area
FEDERAL
FUNDING ($)
APPLICANT
FUNDING ($)
APPLICANT
COST SHARE (%)
Equipment Manufacturing
2/14
25,786,501
25,807,502
50.02
Customer Systems
5/27
32,402,210
34,933,413
51.88
31/138
818,245,749
1,194,272,137
59.34
Electric Distribution
Advanced Metering Infrastructure
13/39
254,260,753
254,738,977
50.05
Electric Transmission
10/28
147,990,985
150,454,793
50.41
Integrated and Cost reducing systems
Total
Smart Grid Systems and
Equipment
39/143
2,150,505,323
3,082,366,420
59.09
100/389
3,429,191,521
4,742,573,246
58.04
numbers of units
(self-reported estimates)
Networked Phasor Measurement
Units
877
Smart Transformers
IMPROVEMENTS
• Near-nationwide coverage
•6
X the 166 existing networked PMUs
205,983
•E
nables preventative maintenance
671
•5
% of 12,466 transmission and
distribution substations in the U.S.
Automated Substations
Load Control Devices
176,814
•E
nables peak demand reductions
Smart Thermostats
170,218
•E
nables peak demand reduction
Smart Meters
In-Home Display Units
18,179,912
1,183,265
PHEVs/Charging Stations
12/100
IT/Technology
Regulation
New, disruptive
technologies
emerge and change
business rationalities of the
power & utilities industry
Governments encourage
utilities to invest into
Smart Grids and smart
meters in order to
• Improving security of
supply
• Avoiding new generation
capacity
• Reducing network losses
• Guaranteeing correct and
timely billing
Examples:
Distributed generation
(micro CHP) and
renewable energies like
wind, solar have to be
integrated into the grid and
the electricity system
Telecommunication and
IT enabling utilities to
transfer, storage and utilize
more data (e.g. technical
data about the network
status) and better
Integration of electric
vehicles into the electricity
system
Examples:
Stimulus packagens
(ARRA, China)
EU-Directive requesting
the indroduction of timeof-use-tariffs and a
mandatory roll-out of
smart meters by 2022 in
Europe
IMPACTS
Enhanced situational awareness
and electric system reliability and
resiliency
1444 MWs of peak demand reduction
per year
(self-reported estimates)
•1
3% ofthe 142 million customers in
the U.S.
•E
nables customer empowerment
• Accelerates market entry
Power & Utility
standards
Evolving industry
standards for key
technologies and
elements of Smart Grids
reduces investment risks
for companies and costs
(enabling companies to
realize economies of scale)
Examples:
NIST (National Institute of
Standards and Technology)
in the US:
• Smart Grid
Interoperability
Standard Roadmap
• Smart Grid Cyber
Security Strategy and
Requeriments
European Union open
meter standard
Transformational changes in
consumer behavior and energy
consumption
Begins the path toward energy
independence
Value creation
New business
opportunities: Smart
Grids as an important mean
for companies to reduce
costs, increase revenues
and find new revenue
streams
Examples:
Cost reduction (e. g.
asset utilization, work
simplification, outage
reduction)
Asset protection (fraud
prevention, correct billing)
Creating new added value
services for customers in
order increase the revenue
stream and to retain
existing customers
Customer
Smart Grids are the
enable to involve
customers more actively in
solving energy issues
Examples:
Consumers are becoming
more empowered
and environmentally
concerned
Increasing share
of consumers also
producing energy
(Prosumers)
Consumers wish to be
engaged in specifying
products and services
Expectation for data and
services to be instantly
accessible and up to date
13
INOVAÇÃO
PCH Notícias & SHP News: Qual será o papel do consumidor?
Mark Northrup: O consumidor é a chave para o sucesso das Redes Inteligentes. Sem a adoção e a aceitação dos “Serviços das
Redes Inteligentes” que serão fornecidos por essa “revolução” na indústria, nada disso será bem sucedido no mundo. Os ganhos em
eficiência e operação serão preenchidos por atualizações na Rede por Dispositivos Inteligentes, mas há muito a se dizer sobre o fato
de que maiores benefícios serão vistos de modo geral se o consumidor comprar a ideia das Redes inteligentes.
Sistemas HEM possibilitam
uma resposta de demanda
e automação residencial
consumidor Residencial
Exemplo de ﬂuxo
de dados
• Uso
• Sinais DR
• Preços em tempo real
Companhia
energética/Rede
Geração
distribuída
Termostato inteligente e HVAC
inteligente
aparelhos
inteligentes
medidor
inteligente
AMI
Sistema de
gerenciamento
energético
interruptores
inteligentes
sensores
ambientais
Armazenamento
de energia
Carregamento
de Veículos
Elétricos
rede de área residencial (Zigbee, Z-Wave, WiFI, Power line comms, etc.)
Bloomberg
new eneRgy Finance
PCH Notícias & SHP News: O senhor poderia explicar o “Consórcio de Rede Inteligente do Estado de Nova Iorque” ou outro caso?
Mark Northrup: O Consórcio de Rede Inteligente no Estado de Nova Iorque é uma corporação sem fins lucrativos com o propósito
de controlar os específicos recursos do estado enquanto gere o desenvolvimento colaborativo das Redes Inteligentes.
Os princípios de operação são:
• Foco no Consumidor: Comprometimento com o desenvolvimento de Redes Inteligentes mais eficazes, eficientes e acessíveis para
beneficiar todos os consumidores e comunidades;
• Estrategicamente Alinhado: Comprometimento com a formação de uma infraestrutura elétrica robusta, dinâmica e segura, focando coletivamente na execução e progressão sustentáveis da estratégia de Redes Inteligentes do Estado de Nova Iorque;
• Colaborativo: Comprometimento com a integração e a arrecadação dos recursos da associação do consórcio – através de indústrias, concessionárias, mercado, instituições acadêmicas e governamentais – para garantir um desenvolvimento aberto e eficaz
do compartilhamento de conhecimento institucional;
• Inovador: Comprometimento com uma gama de P&D em tecnologias e sistemas de Redes Inteligentes bem definida e bem gerida
de modo a acelerar os avanços tecnológicos e a interoperabilidade institucional;
• Motivado: Comprometimento com o processo transparente de validação para assegurar a progressão e as realizações a longo
prazo das Redes Inteligentes do Estado de Nova Iorque para promover o desenvolvimento econômico.
Visão estratégica da rede inteligente do estado de Nova Iorque
FORÇAS MOTRIZES
Força Motrizes
e Recursos de Nova Iorque
Metas da Política
Energética
Controle de recursos
Componentes da Rede
Inteligente do Estado
de Nova Iorque
FONTES ÚNICAS DE NOVA IORQUE
Emissões Interrupções Ameaças a Tecnologia Evolução
segurança inovadora dos
de C02
de energia
Padrões
SUSTENTABILIDADE
CONFIABILIDADE
Pesquisas
relacionadas
Líder em Especialização
energia das indústrias de
limpa
redes inteligentes
Capital
financeiro
e de mídia
PAGAMENTO
consóRcio de Redes inteligentes do estado de nova ioRque
Possibilitação do consumidor
Melhoria na rede
Integração de
fornecimento diverso
BENEFÍCIOS
Benefícios da Rede
Inteligente
14
Desenvolvimento
econômico
Renováveis oportunos
Menores interrupções
Melhor confiabilidade
Maior segurança
Aumento na eficiência
Maior satisfação dos
consumidores
Energia e consumidor/
Economia nos custos
INNOVATIVE
PCH Notícias & SHP News: What role will the customer play?
Mark Northrup: The Customer is key to the success of the Smart Grid. Without the adoption and acceptance of the "Smart Grid
Services" that are provided by this "Revolution" in the industry then this will not be as successful for the world. Gains in efficiency
and operations will be fulfilled by upgrades in the Grid by Intelligent devices but there is much to be said about the fact that greater
benefits will be seen on a whole if the customer buys into Smart Grid.
HEM systems enable demand
response and home automation
Residential consumer
Energy company
/grid
Smart thermostat
& HVAC
Distributed
generation
Example data ﬂows:
• Usage
• DR signals
• Real-time prices
Smart
appliances
Energy Mgmt
System
Smart meter
AMI
Smart plugs
Environmental
sensors
Electric vehicle
charging
Power storage
Home area network (Zigbee, Z-Wave, WiFI, Power line comms, etc.)
Bloomberg
new eneRgy Finance
PCH Notícias & SHP News: Would you like to explain about the "New York State Smart Grid Consortium" or another case?
Mark Northrup: The NYS Smart Grid Consortium is a non-for-profit corporation incorporated to harness the unique resources of
the state as it manages the collaborative development of the Smart Grid.
The operating principles are:
• Customer Focused: Committed to developing the most effective, efficient and accessible Smart Grid to benefit all customers
and communities
• Strategically Aligned: Committed to building a robust, dynamic and secure electricity infrastructure by being collectively
focused on the sustainable execution and progression of the NYS Smart Grid strategy
• Collaborative: Committed to integrating and leveraging the resources of the consortium membership - across the industry,
utility, market, academic and government institutions- to assure the open and effective development of shared institutional
knowledge
• Innovative: Committed to a well-defined and managed nexus of R&D Smart Grid technologies and systems to accelerate the
advancement of technical and institutional interoperability
• Performance Driven: Committed to a transparent validation process to ensure the progression and long-term achievement of
the NYS Smart Grid to foster economic development.
new york state strategic smart grid vision
Driving Forces and
New York Resources
Energy Policy Goals
DRIVING FORCES
CO2
Emissions
SUSTAINA BILITY
RELIABILITY
Research
Nexus
Clean Energy
Leader
SG Industry Financial and
Expertise
Media Capital
AFFORDABILITY
new yoRk state smart grid consoRtium
Harnessing Resources
New York State
Smart Grid Components
UNIQUE NEW YORK RESOURCES
Power
Security Innovative Evolving
Outoges Threots Technology Standards
Customer Enablement
Grid Enhancement
Diverse Supply Integration
BENEFITS
Economic Development
Timely Renewables
Shorter Outages
Improved Reliability
Higher Security
Increased Efficiency
Higher Customer
Satisfaction
Consumer Energy/
Cost Savings
Smart Grid Benefits
15
LEGISLAÇÃO
Novo Código Florestal Brasileiro: ruralistas X ambientalistas
Por Fabiana Gama Viana
O tema é polêmico. De um lado, a defesa do meio ambiente e
do outro a utilização da terra para a agricultura e pecuária. As propostas para a reformulação do Código Florestal Brasileiro reacenderam antigas discussões sobre a preservação do meio ambiente,
a produção de alimentos e o crescimento do agronegócio nacional.
Tudo em meio a um processo eleitoral e a uma dualidade que se
instalou nos salões políticos brasileiros: os ruralistas e os ambientalistas. Nesse cenário, por 13 votos a 5, o projeto de mudança
do novo Código Florestal foi aprovado pela Comissão Especial da
Câmara dos Deputados no início de julho de 2010, devendo ser
levado para votação no primeiro semestre de 2011.
De autoria do Deputado Federal Aldo Rebelo (PCdoB-SP), a
proposta de reformulação do Código Florestal nacional vem enfrentando muitas críticas. E não só por parte de ambientalistas,
mas também de uma parcela do meio acadêmico, pequenos
produtores rurais e até mesmo de representantes do poder executivo federal.
Código Florestal Brasileiro
O primeiro Código Florestal Brasileiro é de 1934, período em
que a lenha e o carvão eram a base da matriz energética nacional. Com a medida, Getúlio Vargas, então presidente do Brasil,
aprovou os trabalhos de uma comissão parlamentar, criada em
1920, que se inspirou nas ideias do botânico suíço Albert Loefgren, o qual defendia a manutenção de uma pequena área de
floresta em cada propriedade privada.
Com a construção das primeiras hidrelétricas e a consequente
mudança da matriz energética brasileira, a legislação florestal vigente caiu no esquecimento. No início dos anos 60, uma nova comissão foi encarregada de reformular o Código Florestal. O trabalho foi
feito, mas acabou engavetado, sendo retomado em 1964.
O Código Florestal Brasileiro (Lei nº 4771/1965) define os
direitos e deveres dos cidadãos que se utilizam ou se beneficiam
de terras e florestas no território nacional e delimita a Amazônia
Legal. Estabelece limites de uso da propriedade, os quais devem
respeitar a vegetação existente, considerada bem de interesse
comum, com exceção para a retirada de vegetação para obras de
interesse público, desde que com licenciamento ambiental e com
o cumprimento da compensação ambiental estabelecida.
Além disso, as terras indígenas podem apenas ser exploradas pelos índios, desde que com manejo sustentável. O código
define também os percentuais de Reserva Legal (RL) e Áreas de
Proteção Permanente (APPs) a serem mantidos na propriedade
privada, as condições para a derrubada de vegetação em áreas
urbanas e de manutenção de área verde no entorno de represas
artificiais. Da mesma forma, estabelece a obrigatoriedade das
empresas que utilizam matéria-prima oriunda de florestas de que
possuam áreas de reflorestamento, dentre outras medidas.
Desde sua aprovação, em 1965, foram sugeridas diversas alterações no código, sendo boa parte aprovada através de leis
ou medidas provisórias. Em 2008, foi criado um Grupo de Trabalho com representantes dos ministérios da Agricultura, Meio
Ambiente e Desenvolvimento Agrário. Contudo, como o grupo
não chegou a um consenso, foi dissolvido no início de 2009.
Neste mesmo período, a Comissão Coordenadora de Zoneamento
Ecológico-Econômico do Território Nacional modificou um ponto
do código no que diz respeito ao entorno das BRs 163 (CuiabáSantarém) e 230 (Transamazônica) – a redução de 80% para
50% da reserva legal desobrigou a revegetação com espécies
16
nativas de 700 mil hectares na Amazônia. No início de 2010, foi
apresentado o texto para reformulação do Código Florestal, cujo
relator é Aldo Rebelo.
O Novo Código Florestal
Um dos pontos da reformulação do código proposta por Rebelo
é a dispensa da necessidade de Reserva Legal (RL) e de recomposição florestal para propriedades de até quatro módulos fiscais
(o que varia de município para município). Nesse sentido, esperava-se que as pequenas propriedades, classificadas como agricultura familiar, também necessitassem fazer a recomposição florestal,
mesmo que de uma forma mais flexível sob o aspecto do que deveria ser plantado. No entanto, prevê-se que não só a agricultura
familiar e sim toda e qualquer propriedade tenha esse benefício.
Além disso, as novas regras concedem anistia a quem não
registrou Reserva Legal, desmatou Áreas de Proteção Permanente
(APPs) ou outros crimes de desmatamento cometidos até 2008.
Da mesma forma, prevê-se a alteração do percentual destinado
à proteção de áreas de cerrado na Amazônia. A atual legislação
estabelece que a área de RL deva ser de 80% na Amazônia Legal,
35% na região de cerrado que esteja nos estados da Amazônia
Legal e 20% nas demais regiões do país, sendo que a recomposição deve ser feita com espécies nativas. Pela nova proposta,
as áreas de cerrado na Amazônia podem ter reduzida a proteção
para 20% da propriedade, e a recuperação da Reserva Legal ser
feita com espécies exóticas intercaladas a nativas.
Outro ponto de discussão é em relação às Áreas de Proteção
Permanente (APPs). Pela legislação em vigor, no mínimo 30 metros nas margens de rios, áreas de encosta, topos de morros e
várzeas devem ser protegidos. Dessa forma, quem desmatou,
precisa recompor a vegetação. Com as novas propostas, a proteção mínima pode ser reduzida para até 15 metros, e as várzeas
deixam de ser consideradas APPs.
Segundo a Constituição Federal, aquele que causar danos ao
meio ambiente e infringir as leis ambientais deve reparar a perda.
Contudo, o novo texto aponta que o governo é responsável por
elaborar planos de regularização ambiental em cinco anos e, se
isso não for feito, o produtor não é obrigado a recuperar a área.
Meio Ambiente X Agronegócio
Além das críticas em relação às alterações nos limites de APP
e RL e maior flexibilização das penalizações a crimes ambientais,
pesquisadores e ambientalistas apontam que o relatório não foi
produzido a partir de critérios técnicos e científicos, além de não
ter sido debatido pela opinião pública.
Da mesma forma, critica-se a relação estabelecida entre o
código em vigor e o não desenvolvimento do agronegócio brasileiro e o conflito entre a preservação da vegetação natural e a
produção de alimentos. Em recente artigo publicado pela Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado de São Paulo (FAPESP),
os maiores entraves para a agricultura e pecuária no Brasil não
estão na legislação ambiental e sim em fatores como a escassez
de crédito agrícola, falta de assistência técnica, distribuição
desigual de terras e carência de investimentos em infraestrutura de armazenamento e escoamento de produção, dentre outras razões (A falsa dicotomia entre a preservação da vegetação
natural e a produção agropecuária – Revista Biota Neotropica –
FAPESP/2010/Luiz Antonio Martinelli, Carlos Alfredo Joly, Carlos
Afonso Nobre e Gerd Sparovek).
legislation
New Brazilian Forest Code: Agrarians vs. Environmentalists
Translation: Joana S. de Almeida
The subject is controversial. On one hand, there is environmental protection and on the other, land use for agriculture
and livestock. Proposals for reshaping the Brazilian Forest Code
brought up old discussions on preserving the environment, food
production and agribusiness growth. All of this in the midst of
elections and a duality, which makes up the political salons of
Brazil: large farmers and environmentalists. In this scenario, by a
vote of 13 to 5, the proposed change in the new Forest Code was
approved by the House of Representatives in early July 2010 and
will be brought to vote in the first half of 2011.
Approved by Congressman Aldo Rebelo (PCdoB-SP), the
proposed reformation to the National Forest Code has faced a
great amount of criticism not only from environmentalists but
also from a portion of academic bodies, small farmers and even
representatives of the federal executive branch.
Brazilian Forest Code
The first Brazilian Forest Code was in 1934, during which
firewood and charcoal were the basis for the national energy
matrix. With this measure, Getulio Varga, Brazil’s president at
that time, approved work from the parliamentary commission,
established in 1920 and inspired by the ideas of the Swiss botanist
Albert Loefgren, which defended the maintenance of a small area
forest of privately owned property.
With the construction of the first hydroelectric plants and the
consequent change in the Brazilian energy matrix, the current
forest law was then forgotten. In the early ‘60’s, a new committee
was given the task to reform the Forest Code. Work on it was
done, but it was put on hold and resumed again in 1964.
The Brazilian Forest Code (Law No. 4771/1965) defines the
rights and duties of citizens who use or benefit from land and
forests in the country including the borders of the Amazon. Limits
were set on the use of property, where existing vegetation must
be respected and considered of common interest to all, except
for the removal of vegetation for public service interests provided
there are environmental licenses and compliance with established
environmental compensation.
Moreover, indigenous lands can only be exploited by native
Indians, provided there is sustainable management. The code
also defines the percentage of Legal Reserve (LR) and Permanent
Protection Areas (PPAs) to be held and maintained on private
property, the conditions for clearing vegetation in urban areas
and the maintenance of green areas surrounding artificial dams.
So, companies who use raw material from forests are obligated
to reforest areas, among other measures.
Since its approval in 1965, several changes were suggested
in the code, and most were passed through to law or interim
measures. In 2008, a working group with representatives from
the Agriculture, Environmental and Agrarian Development
Ministries was created. However, as the group did not reach a
consensus, it was soon dissolved in 2009. In the same period,
the Coordinating Committee of Ecological and Economic Zoning
of National Territory changed a part of the code with respect to
the surrounding areas of highways BR 163 (Cuiabá-Santarém)
and BR 230 (Trans-Amazonian) – a reduction of 80% to 50% of
legal reserve not legally required to re-vegetate native species
of 700,000 hectares in the Amazon. In early 2010, a text for
the reformation of the Forest Code was presented, which the
rapporteur was Aldo Rebelo.
The New Forest Code
One of the reformations of the Code proposed by Rebelo is to
scratch out the need for Legal Reserve and reforestation properties
of up to four taxed modules (which varies from municipality to
municipality). This way, it was expected that small farms be
classified as family farms and would also need to reforest, even
in a more flexible way under the aspect that it should be planted.
However, it is expected that not only family farms, but also each
and every property has this benefit.
Moreover, the new rules grant amnesty to those who do not
register in the Legal Reserve, deforested Permanent Protection
Areas or other crimes of deforestation by 2008. So, change in the
percentage destined for protection of savanna areas is expected.
The current legislation states that an LR area should be of
80% in the Amazon, 35% in savanna regions of states that are
located in the Amazon and 20% in other regions of the country.
Reforestation should be done with native species. Under the new
proposal, the savanna areas in the Amazon may have reduced
the protection to 20% of the property and the restoration of the
Legal Reserve should be done with exotic species interspersed
with native species.
Another discussion point is in regards to the Permanent
Protection Areas (PPAs). According to current legislation, at least
30 meters from banks and rivers, areas of slopes, hilltops and
wetlands should be protected. Thus, those who deforest need
to restore vegetation. Under the new proposals, the minimum
protection may be reduced to at least 15 meters, and meadows
cease to be considered PPAs.
Under the Federal Constitution, one whom causes damage to
the environment and violates environmental laws must repair the
loss. However, the report finds that the government is responsible
for developing regulation plans within five years and if this is not
done, the producer is no longer obligated to rehabilitate the area.
Environment vs. Agribusiness
Apart from criticism related to the changes in APP and LR
limits and further flexibility in penalties against environmental
crimes, researchers and environmentalists point out that the
report was not produced from technical and scientific criteria and
has not been debated by the public.
In the same way, it criticizes the relationship between the code
enforced and lack of Brazilian agribusiness development, and the
conflict between the preservation natural vegetation and food
production. In a recent article published by the Foundation for
Research Support of São Paulo (Fundação de Amparo à Pesquisa
do Estado de São Paulo) – FAPESP, the biggest obstacles for
agriculture and livestock production in Brazil are not environmental
legislation, but factors such as agricultural credit shortages,
lack of technical assistance, uneven land distribution and lack
of investment in infrastructure, production storage and disposal,
among other reasons (the false dichotomy between of natural
vegetation preservation and agricultural production – Neotropic
Biota Magazine – FAPESP / 2010 / Luiz Antonio Matinelli, Carlos
Alfredo Joly, Carlos Alfonso Nobre and Gerd Sparovek)
In this sense, there was mobilization of academic and scientific
non-governmental organizations and institutions. SOS Florestas
(SOS Forest), for example, launched a pamphlet on the Forest
Code, depicting the consequences of the changes proposed by
17
LEGISLAÇÃO
Nesse sentido, houve mobilização de organizações não governamentais e instituições representativas do meio acadêmico
e científico. A SOS Florestas, por exemplo, lançou uma cartilha
sobre o Código Florestal, apresentando as consequências das mudanças propostas por Rebelo, com o objetivo de demonstrar a
falta de embasamento científico das novas propostas. Da mesma
forma, a Sociedade Brasileira para o Progresso da Ciência (SBPC)
e a Academia Brasileira de Ciências (ABC) instituíram um grupo de
trabalho formado por cientistas e representantes dos setores ambiental e agrícola brasileiros com o propósito de analisar o Código
Florestal em vigor e as propostas para seu aperfeiçoamento.
O outro lado
Por outro lado, instituições ligadas ao agronegócio e produtores rurais afirmam que o atual Código Florestal inviabiliza o
processo de desenvolvimento agrícola no Brasil. A Confederação
Nacional da Agricultura (CNA) aponta que 90% dos produtores
rurais brasileiros estão em situação ilegal e transgridem de alguma forma o Código Florestal, sendo que em torno de 1 milhão
de pequenos agricultores seriam impedidos de exercer suas atividades caso seguissem à risca o atual código.
Ainda de acordo com dados da CNA, 42 milhões de hectares,
equivalentes a 16% do território ocupado pela agropecuária, teriam
de deixar de produzir para atender a atual legislação, sendo os estados de São Paulo e Paraná os mais prejudicados. Em São Paulo, por
exemplo, estima-se que o custo de transformar terras agrícolas em
áreas com vegetação com espécies nativas seja de R$37 bilhões.
Independente de toda a polêmica dentro dessa discussão,
é consenso que o Código Florestal precisa de mudanças. De
qualquer forma, independente do embate entre ruralistas e ambientalistas, enquanto as novas propostas não são votadas, continua valendo a legislação em vigor.
AS PRINCIPAIS ALTERAÇÕES DO CÓDIGO FLORESTAL
Como era
Primeira Proposta
Como Ficou
Regularização
Ambiental
•Q
uem não registrou reserva legal e
desmatou áreas de proteção permanente
está sujeito a multas e embargo da
produção
•C
oncede anistia a crimes e multas por
desmatamentos cometidos até 2008
•P
roposta mantida
Reserva Legal
(RL)
•A
legislação brasileira estabelece que a
área de Reserva Legal deva ser de 80% na
Amazônia Legal, 35% na região do cerrado
que esteja nos estados da Amazônia Legal,
e 20% nas demais regiões do país. A
recomposição deve ser feita com espécies
nativas
•P
ermite que os médios e grandes
proprietários, quando impossível cumprir
a regra, façam compensações em áreas
de preservação coletiva, a serem definidas
pelo Estado
• Aos proprietários de até 4 módulos rurais
será dispensada a obrigação da reserva
legal
•P
ropriedades de até quatro módulos
fiscais (varia de município para município)
não precisam ter reserva, que passa a ser
obrigatória apenas para as propriedades
que excederam os quatro módulos
• Áreas de cerrado na Amazônia podem
ter reduzida a proteção para 20% da
propriedade
• Recuperação da reserva legal pode ser
feita com espécies exóticas intercaladas
a nativas
Áreas de
Preservação
Permanente
(APPs)
•L
ei protege no mínimo 30 metros nas
margens dos rios, áreas de encosta e
topos de morros e as várzeas. Quem
desmatou, tem de recompor
•A
mata ciliar poderia ser reduzida para
até 15 metros. Mas um dispositivo
na proposta permitia que os estados
decidissem sobre a redução de até
50% das faixas mínimas de áreas de
preservação permanente. Dessa forma a
•A
proteção mínima pode ser reduzida para
até 15 metros. Aldo retirou de seu texto
a permissão de que os estados reduzam
pela metade essa reserva. O relatório, no
entanto, abre a possibilidade para que
algum órgão do Sistema Nacional de Meio
redução poderia chegar até 7,5 metros
nos rios mais estreitos
Ambiente faça alterações no tamanho das
áreas de preservação permanente
•V
árzeas deixam de ser consideradas
áreas de proteção permanente e podem
ser desmatadas em decorrência de
empreendimento, quando não houver
alternativa técnica
•Á
reas de proteção permanente podem ser
descontadas do cálculo da reserva legal
Inversão da
responsabilidade
na reparação do
dano ambiental
•D
e acordo com a Constituição Federal
aquele que infringir as leis ambientais,
causar danos ao meio ambiente, é
obrigado a reparar a perda
•E
stados têm cinco anos para definir
programas de regularização ambiental
e poderão desobrigar desmatadores a
recompor área abatida até julho de 2008
•P
roposta mantida
Fonte: Portal Mudanças Climáticas (2010)
As Áreas de Preservação Permanente (APPs), de acordo com o Código Florestal, são áreas protegidas, cobertas ou não de vegetação nativa, com a função 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.
As Reservas Legais (RLs) são áreas localizadas no interior de uma propriedade rural, excetuada a de preservação permanente, necessária ao uso sustentável dos
recursos naturais, à conservação e reabilitação dos processos ecológicos, à conservação da biodiversidade e ao abrigo e proteção de fauna e flora nativas.
18
legislation
Rebelo, with an aim in demonstrating the lack of scientific basis
in the new proposals. Likewise, the Brazilian Society for Scientific
Advancements (Sociedade Brasileira para o Progresso da Ciência)
– SBPC and the Brazilian Academy of Sciences (Academia
Brasileira de Ciências) – ABC established a working group
composed of scientists and representatives of environmental and
agricultural sectors in Brazil to deeply consider the Forest Code
and its proposals for improvement.
The Other Side
Moreover, institutions related to agribusiness and farmers say
the Forest Code prevents the process of agricultural development
in Brazil. The National Agriculture Confederation (Confederação
Nacional da Agricultura) – CNA suggests that 90% of Brazilian
farmers are breaking the law and in some way violating the
Forest Code. Of those 90%, around 1 million small farmers would
be restricted in exercising their activities if the new code was
enforced by the book.
Yet, according to data from the CNA, 42 million hectares, the
equivalent to 16% of the territory that is occupied agriculturally,
would have to cease production to meet current legislation.
The states of São Paulo and Paraná are the most affected. In
São Paulo, for example, it is estimated that the cost of turning
agricultural land into areas replanted with native vegetation
would be R$37 billion.
Putting any controversy from this discussion aside, the
consensus is that the Forest Code needs to be changed. In any
way, the clash between large farmers and environmentalists,
while the new proposals are being voted on, is still worth the
legislation.
MAIN CHANGES TO THE FOREST CODE
How it was
Initial Proposal
How it is
Environmental
Regulation
•W
hoever did not register Legal Reserve
and reforested protected areas is subject
to fines and seizure of production
•G
rants amnesty for fines and crimes
committed for deforestation until 2008
•P
roposal maintained
Legal Reserve
(LR)
•B
razilian law provides that the Legal
Preserve should be 80% in the Amazon,
35% in savanna regions with in Amazonian
states, and 20% in other regions in the
country. The reforestation should be done
with species native to the area
•P
ermits average and large landowners,
while impossible to follow this rule,
compensate in the form of collective
preservation areas, to be define by the
state
• The owners of up to four rural modules
will be waived of the obligation of a legal
reserve
•P
roperties of up to 4 taxed modules
(varies among different municipalities)
do not need to have a reservation, which
will be mandatory only for properties that
exceed four modules
• Savanna areas in the Amazon may have
a reduced protected area of 20% of the
property
• Recovery of legal reserves can be
interspersed with exotic and native species
Permanent
Preservation
Areas (PPAs)
•L
aw protects that at least 30 meters of
riverbanks, hillside areas, hilltops and
slopes. Whoever deforests, must reforest
•T
he riparian Forest can be reduced by up
to 15 meters. However, a device in the
proposal allows states to decide on a reduction of up to 50% of the minimum strips of
permanent preservation areas. Therefore,
the reduction could reach 7.5 meters for
narrower rivers
•T
he minimum protection could reach up
to 15 meters. Aldo departed from his text
to permit states to reduce the reservation
by half. The report, however, opens up
the possibility of an organ of the National
Environment system to make changes to
the size of permanent reservation areas
•W
etlands are no longer considered
permanent protection areas and can be
cleared as a result of development, when
there is no technical alternative
•P
ermanent protection areas can be
deducted from the legal reserve
calculation
Shift of
responsibility
for repairing
environmental
damages
•A
ccording to the Federal Constitution,
whoever violates environmental laws by
causing damage to the environment is
required to repair the loss
•S
tates have 5 years to enforce
environmental regulations programs and
those who deforest may be relieved of
reforesting the area by July 2008
•P
roposal maintained
Source: Portal for Climatic Change (2010)
Permanent Preservation Areas (PPAs), according to the Forest Code, are protected areas, covered on not by native vegetation, for the purpose of preserving
water resources, landscape, geological stability, biodiversity, the gene flow of wild fauna and flora, protecting the soil and ensuring the well being of the human
populous.
The Legal Reserves (LRs) are areas localized within a farm, with exception to permanent preservation areas, necessary for sustainable uses of natural resources,
conservation and rehabilitation of ecological processes, conservation of biodiversity, and the shelter and protection for native fauna and flora.
19
LEGISLAÇÃO
Entrevista Decio Michellis Jr. – Diretor de Energia do Departamento de Infraestrutura da Federação das
Indústrias do Estado de São Paulo (Fiesp) e Assessor Especial de Meio Ambiente da Vice-Presidência
Corporativa de Distribuição da Rede Energia
E no que diz respeito à viabilidade ambiental dos empreendimentos hidroenergéticos?
De forma objetiva e direta pouco contribui para aumentar a viabilidade
ambiental dos empreendimentos hidrelétricos. De forma indireta reduz o
potencial passivo ambiental da incidência da Reserva Legal sobre as áreas
onde estão localizados os empreendimentos e desenvolvidas as atividades
vinculadas à geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. Poderá
eliminar o risco estimado para os ativos existentes das hidrelétricas em
aproximadamente R$ 9,1 bilhões + custo anual de R$ 272 milhões para
financiar as ações de conservação e fiscalização destas áreas.
Os objetivos maiores e os requisitos essenciais do desenvolvimento
sustentável são a erradicação da pobreza (a hidroeletricidade como fonte
confiável e flexível de energia para reduzir a pobreza e melhorar os padrões
de vida), a mudança de padrões insustentáveis de produção e consumo
e a proteção e gestão da base de recursos naturais que fundamenta o
desenvolvimento econômico e social.
As hidrelétricas asseguram sua viabilidade ambiental à medida que
criam mais valor com menos impacto ambiental por meio do conceito de
ecoeficiência, reduzindo o consumo de recursos naturais (renováveis ou
não) e o impacto sobre a natureza. Pressupõe a avaliação de impactos
sinérgicos e cumulativos da hidroeletricidade na matriz elétrica, na definição
de uso da terra e nas prioridades ambientais, assim como objetivos para
redução da pobreza e crescimento econômico.
A hidroeletricidade (com reservação) tem um importante papel no
desenvolvimento de fontes renováveis de energia (não despacháveis):
fornecer um produto flexível e confiável que suporta outros sistemas
menos flexíveis na matriz elétrica.
Precisamos de reservatórios com regularização (abandono das UHEs
e PCHs a fio d'água) como imprescindíveis para o futuro da segurança
energética nacional, como “seguro” às mudanças climáticas (aumento do
intemperismo e ocorrências de eventos críticos) para amortecer frentes de
cheia e estocagem para as secas (menor despacho de termelétricas).
Quais são os impactos para as PCHs?
Igualmente de forma indireta, reduz o potencial passivo ambiental
da incidência da Reserva Legal sobre as áreas onde estão localizados os
empreendimentos e desenvolvidas as atividades vinculadas à geração,
transmissão e distribuição de energia elétrica. Poderá eliminar o risco
estimado para os ativos existentes em aproximadamente R$ 547 milhões
+ custo anual de R$ 16,3 milhões para financiar as ações de conservação
e fiscalização destas áreas.
20
Na sua opinião, há a necessidade de reformular o Código Florestal vigente?
Sim, compartilho da posição do
Dep. Aldo Rebelo sobre a atual legislação ambiental que gera uma situação
de insegurança jurídica e inibe o desenvolvimento do setor rural brasileiro
e também impacta de forma negativa
o setor elétrico em relação à exigência
das reservas legais.
A aprovação do novo Código Florestal é imprescindível para o futuro
da segurança alimentar nacional, da
segurança jurídica aos produtores
rurais, assentados e pequenos produtores e para a modicidade tarifária
ao evitar aumento de custos ambientais não gerenciáveis. Ele contribui
para reduzir as relações de assimetria materializadas nas políticas ambientais que apresentam características segregacionistas, protecionistas,
discriminatórias, socialmente excludentes, e que não raro são acompanhadas de ciclos de eclosão, colapso econômico e ambiental, pois sem riqueza
econômica é impossível investir na conservação e recuperação ambiental
e numa economia de baixo carbono.
Arquivo Pessoal
Com o novo código, o que muda para o setor elétrico?
O principal benefício esperado é sobre a exigência de Reserva Legal – RL
sobre os ativos do setor elétrico (um instituto aplicável ao solo com vocação
agrícola/pecuária somente “localizada no interior de uma propriedade
rural” não incidindo para imóveis urbanos e outros tipos de bens como os
públicos de uso especial). Antes a RL era uma obrigação sem previsão legal
e imposta no âmbito do licenciamento – hoje o empreendedor (público ou
privado) poderá ser qualificado como infrator.
A atividade do setor elétrico e as áreas utilizadas são declaradas
de utilidade pública – não são atividades rurais, portanto não se aplica
a exigência legal inerente à Reserva Legal. Mesmo com as questões
controvérsias e imprevisibilidade legal, àqueles empreendimentos em que
for imposta a obrigatoriedade de reserva legal estarão sujeitos a sanção
administrativa.
O Decreto 6.514/08 tipificou como infração administrativa “deixar de
averbar reserva legal”, que hoje sujeita o infrator à multa de R$ 50,00 a
R$ 500,00 por hectare ou fração da área de reserva legal que não estiver
devidamente averbada na matrícula do imóvel rural. O Decreto 7029/09
“Programa Mais Ambiente” – Termo de Adesão e Compromisso – prorrogou
o prazo para cumprimento desta obrigação para julho de 2011. A partir
desta data, os agentes estariam em situação de ilicitude permanente e
estariam sujeitos a multas estimadas entre R$ 67 e 673 milhões, além
da obrigação de fazer: averbar a reserva legal, um passivo ambiental
estimado em aproximadamente R$ 11,2 bilhões + custo anual de R$ 337
milhões para financiar as ações de conservação e fiscalização destas áreas.
Isto implicaria num aumento médio do custo final da energia elétrica para
o consumidor entre 3,5% a 5%.
O PL 1876/99 (o novo Código Florestal) prevê no § 3º, do Art. 5º,
que “Os empreendimentos hidrelétricos ou de abastecimento público ou
de interesse público previstos neste artigo e vinculados à concessão não
estão sujeitos a constituição de nova Reserva Legal.”
Com as novas regras propostas para o Código Florestal Brasileiro,
a discussão se polarizou em torno dos ambientalistas e dos produtores rurais. Como fica a questão energética nessa discussão?
Na visão dos ecocentristas radicais, o Produto Interno Bruto está sendo
feito à custa do Produto Terrestre Bruto, através de uma visão de mundo
mecanicista, utilitarista, antropocêntrica, sem respeito aos limites dos
ecossistemas liquidando com as condições ecológicas que nos permitem
manter nossa civilização e a vida humana na terra. Seria uma nova era
geológica: o antropoceno (a idade das grandes dizimações perpetradas
pela irracionalidade do ser humano – em grego ántropos). Nesta visão,
estariam incluídos (quase) todos os agentes do setor produtivo, setor
elétrico idem. Quanto menos árvores, menos proteção do solo e mais
eventos climáticos extremos.
Para os ecocentristas, radicais hidrelétricas sempre degradam o meio
ambiente, não importa os inúmeros programas e medidas de controle
adotadas. Os impactos ambientais que não puderem ser totalmente
eliminados serão impactos residuais sem significação relevante e/ou que
estão dentro dos limites permitidos pela legislação ambiental, que concilia o
desenvolvimento econômico com a preservação do meio ambiente, ambos
de vital importância para a sadia qualidade de vida da população.
Igualmente, o setor elétrico teria grande poder econômico e deveria
subsidiar, além de suas obrigações, outras ações ambientais e sociais que
caberiam ao Poder Público. Entendem que isto não acarretará maior ônus,
já que o valor pago será repassado ao preço da energia elétrica.
Esta percepção tem efeitos sinérgicos e cumulativos com o conceito
do “outrismo”. O outrismo se caracteriza por um modo de pensar bastante
popular na difícil arte de lidar com prejuízos difusos na questão ambiental:
a culpa dos problemas ambientais é sempre dos outros, nunca de si
mesmo. Porém, as necessidades comuns e particulares, combinadas
com outros princípios tais como: a participação daqueles especialmente
vulneráveis, levarão o setor elétrico assumir novas responsabilidades não
imputáveis aos empreendimentos, com pesados encargos financeiros pelos
impactos de terceiros, resultantes da soma de milhões de pequenas ações
individuais de supressão de vegetação e perda da biodiversidade.
O setor elétrico realiza e paga várias compensações previstas em leis,
tais como: as medidas compensatórias no licenciamento ambiental (art. 12,
parágrafo único, da lei 6.981/81); compensação ambiental da lei do SNUC
(art. 36, 47, 48 da Lei 9.985/00); compensação florestal para supressão de
vegetação da lei 4771/65; compensação para supressão de vegetação em
mata atlântica (art. 17 e 32 da Lei 11.428/06); compensação por supressão
de APP (art. 4, parágrafo 4º, do Código Florestal) e compensações financeiras,
sem contar as demais compensações impostas por processos judiciais e nas
condicionantes das licenças. Porém, considerando as “eventuais perdas”
sobre a ótica conservacionista, pela aprovação do novo código florestal,
serão geradas novas pressões inflacionárias sobre as ações de compensação
florestal e indenização por impactos dos empreendimentos, o que poderá
levar ao aumento de custos e até mesmo redução da atratividade dos
empreendimentos.
legislation
Decio Michellis Jr. Interview –Energy Director of the Department of Infrastructure of the Industry
Federation of the State of São Paulo (Departamento de Infraestrutura da Federação das Indústrias
do Estado de São Paulo) – FIESP, and Environmental Special Advisor for the Corporate Vice-President of
the Energy Distribution Network
With the new code, what changes for the energy sector?
The main expected benefit is about the Legal Reserve (RL)
requirement on the assets in the energy sector (applicable to an institute
with soil suitable for agriculture/livestock only “located within rural
property” is not born for urban property and other assets like the special
use of public ones). Before the RL was a requirement and enforced no
legal provision under the license – now the developer (public or private)
can be considered a violator.
The activity of the Energy Sector and the areas used are declared as
public utility – they are not rural activities, so they do not apply to the
legal requirement inherent in the Legal Reserve. Even with issues and
controversies legal unpredictability, those developments that have had
legal obligation to the Legal Reserve will be subject to administrative
sanction.
Decree 6.514/08 was typified as an administrative violation “failure
to endorse the legal reserve,” which now subjects the violator to a fine of
between R$50.00 and R$500.00 per hectare of the rural property. Decree
7029/09 – the “More Environment Program (Programa Mais Ambiente)
– Adhesion and Commitment Term – extended the deadline for fulfilling
this obligation to July 2011. From this date on, the officers would be
in a situation of permanent illegality and be subject to fines estimated
between R$67 million and R$673 million, and the obligation to: either
endorse the Legal Reserve, environmental liabilities estimated at about
R$11.2 billion plus the annual cost of R$337 million to fund conservation
actions and monitoring of these areas. This would imply an average
increase of the final cost of electric energy consumers from 3.5%-5%.
And with regard to the environmental feasibility of hydropower
ventures?
Objectively and directly, it contributes little to increase the
environmental feasibility of hydropower projects. Indirectly, it reduces
the potential environmental liabilities of the impact of the Legal Reserve
on the areas where the developments are located and where activities
related to generation, transmission and distribution of electric energy is
developed. You can eliminate the estimated risk for the existing assets of
hydroelectric dams of about R$9.1 billion plus the annual cost of R$272
million to fund conservation actions and the monitoring of these areas.
The main goals and basic requirements of sustainable development
are poverty eradication (hydroelectricity as a source of reliable and flexible
energy to reduce poverty and improve living standards), the change of
unsustainable patterns of production and consumption and protecting,
and managing the natural resource base that supports economic and
social development.
The hydroelectric dams ensure its environmental sustainability to the
extent that they generate high numbers with less impact through the
concept of eco-efficiency, reducing consum-ption of natural resources
(renewable or not) and the impact to nature. It assumes the evaluation
of synergistic and cumulative impacts of hydropower in the energy matrix
under the definition of land use and environmental priorities, and goals
for poverty reduction and economic growth.
Hydroelectricity (with reservation) has an important role in the
development of renewable energy (non-dispatchable): Providing flexible
and reliable systems that support other less flexible systems in the
energy matrix.
We need reservoirs with regularization (abandonment of HPPs and
river SHPs) as fundamental for the future of national energy security,
as to “secure” climate changes (increased weathering and instances of
critical events) to absorb rain fronts and store for droughts (lowest order
of plants).
What impacts are there to SHPs?
It also indirectly reduces the incidence of potential environmental
liabilities of the Legal Reserve in the areas where developments
are located and activities related to generation, transmission and
distribution of electricity are developed, could eliminate the risk to
existing assets estimated at approximately R$547 million plus annual
costs of R$16.3 million to fund conservation actions and the monitoring
of these areas.
In your opinion, is there a need to reform the existing Forest
Code?
Yes, share the same stand as Rep. Aldo Rebelo on the current
environmental legislation that creates a situation of legal uncertainty
and inhibits the development or the rural sector of Brazil and also
negatively affects the energy sector in relation to the Legal Reserve
requirement.
The approval of the new Forest Code is essential for the future of
national food security, legal certainty for farmers, settlers and small
farmers, and to moderate tariffs to prevent increased unmanageable
environmental costs. It helps to reduce the relations of materialized
asymmetry in environmental policies that have segregationist,
protectionist, discriminatory and socially exclusionary characteristics,
and often are accompanied by cycles of outbreak, environmental and
economic collapse, because without economic wealth, it is impossible
to invest in environmental conservation and recovery, and a low-carbon
economy.
With the proposed new rules for the Brazilian Forest Code, the
discussion became polarized around the environmentalists and agrarians.
How is it the issue of energy in this dispute?
In the view of eco-centrist radicals, the Gross Domestic Product is
being done at the expense of the Gross Terrestrial Product, by the point
of view of a mechanistic, utilitarian and anthropocentric world, without
respect to ecosystem limits liquidating the ecological conditions that
allows us to sustain our civilization and human life on earth. It would be
a new geological era: the Anthropocene (the age of large decimations
perpetrated by the irrationality of human beings – in Greek, Anthropos).
This vision would include (almost) all agents of the productive sector, as
well as the energy sector. The fewer trees, the less soil protection and
more extreme weather events.
For the radical eco-centrists, hydropower always degrades the
environment, no matter the countless programs and control measures
taken. The environmental impacts that could not be completely eliminated
are residual impacts without relevant significance and/or are within the
limits allowed by environmental legislation, which reconciles economic
development with environmental preservation, both vital to the healthy
populous, quality of life.
Equally so, the energy sector would have great economic power and
should support, in addition to its obligations, other environmental and
social actions that would be fit for the Government. Understand that this
does not cause higher costs, since the amount paid will be passed on to
the price of electric energy.
This perception is synergistic and cumulative effects with the
concept of “other-ism”. Other-ism is characterized by the very popular
way of thinking in the difficult art of dealing with vague damages in
environmental issues: the blame for environmental problems is always
someone else’s, never he himself. However, the common and particular
needs, combined with other principles such as participation in those
particularly those who are vulnerable (energy sector) lead one to assume
new responsibilities that are not attributable to the ventures with heavy
financial burden for the impacts of third parties resulting from the sum of
millions of small individual actions of suppression of vegetation and the
loss of biodiversity.
The energy sector performs and pays compensation provided in
several laws, such as compensatory measures in the environmental permit
(Art. 12, sole paragraph, of Law 6.981/81); environmental compensation
law of the SNUG (Art. 36, 47, 48 of Law 9.985/00); reforestation of
removed vegetation from Law 4771/65, compensation for the removal
of vegetation in the rain forest (Art. 17 and 32 of Law 11.428/06),
compensation from PPA deforestation (Art. 4, paragraph 4, of the Forest
Code) and financial compensation, not counting other compensations
imposed by lawsuits and restrictions on licenses. However, considering
the “potential losses” of the conservationist perspective, adopting the
new Forest Code will generate new inflationary pressures on the forest
compensation actions and damages for impacts to the projects, which
may lead to increased costs and even reduce the appeal of companies.
21
LEGISLAÇÃO
O novo Código Florestal e suas implicações para o setor elétrico nacional
Arquivo Pessoal
Fora do embate entre ruralistas e ambientalistas em torno das mudanças do Código Florestal Brasileiro está o que tais propostas ocasionam para
o setor elétrico nacional. Nesse sentido, a discussão não fica em torno de áreas agricultáveis ou de produção de alimentos, mas sim nos impactos que
tais mudanças implicam para a geração de energia elétrica no país. “A polarização está se dando entre ambientalistas e ruralistas justamente porque as
mudanças mais profundas estão relacionadas com a atividade agrícola. Quanto ao setor elétrico, não causaram controvérsias, justamente por não ter
sido nem penalizado, nem muito beneficiado”, afirma o Coordenador do Grupo de Trabalho de Sustentabilidade da Associação Brasileira de Geração de
Energia Limpa (Abragel), Tarcísio Borin Junior.
De acordo com Borin Junior, as propostas para o Código Florestal trazem importantes mudanças para o setor elétrico, principalmente no que diz
respeito à Reserva Legal (RL). Com base no código vigente, os órgãos ambientais vêm cobrando de maneira sistemática que o empreendedor faça a
averbação da RL de toda a área adquirida para a implantação do projeto. “Em que pese a polêmica sobre o assunto, nosso entendimento é que esta
cobrança é totalmente incabível”, lamenta o Coordenador do Grupo de Trabalho de Sustentabilidade da Abragel.
Os serviços de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, explica a Coordenadora Socioambiental da Associação Brasileira dos Investidores
em Autoprodução de Energia (Abiape), Adriana Coli Pedreira, não se caracterizam como exploração agrícola, pecuária ou agroindustrial, ou seja, são
atividades de caráter eminentemente industrial. “Os bens vinculados ao serviço público de energia elétrica se enquadram na definição de bem público de
uso especial, reservados a determinada espécie de serviço público e não na definição de imóvel rural”, explica Pedreira.
Nesse sentido, o principal benefício esperado para o setor elétrico com as mudanças no Código Florestal é em relação à exigência de Reserva Legal.
Dessa forma, a proposta contida no novo código coloca que os reservatórios de águas artificiais resultantes de concessão não estão sujeitos à RL.
A partir daí, as propostas de aperfeiçoamento do Código Florestal Brasileiro foram muito bem vistas por instituições
representativas do setor elétrico. “As propostas apresentam avanços no atual processo de reformulação do Código Florestal
vigente, trazendo luz e pragmatismo à discussão”, afirma a Diretora de Meio Ambiente da Associação Brasileira de Companhias de Energia Elétrica (ABCE), Alacir Borges. Segundo Borges, a expectativa da ABCE é que, com as propostas, haverá
modernização da legislação, visando ao desenvolvimento do Brasil, com menos judicialização nos processos, instituição na
lei de ações que hoje ocorrem na prática.
Diretora de Meio Ambiente da Associação Brasileira de Companhias de
Energia Elétrica (ABCE), Alacir Borges.
Environmental Director of Brazilian Association of Electricity Companies
(ABCE), Alacir Borges.
A Coordenadora Socioambiental da Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia (Abiape), Adriana Coli Pedreira, também
concorda com a necessidade de reformulação do código em vigor. “O Código Florestal é de 1965. De lá pra cá, sofreu várias emendas tentando se adequar
à realidade. Entendemos que não cabem mais ‘remendos’. É hora dos setores envolvidos conversarem e convergirem a um resultado satisfatório ao meio
ambiente, sociedade, governo e investidores”, afirma. Pedreira ainda explica que, com as mudanças, o setor terá maior segurança jurídica nos processos
de licenciamento e a consequente redução dos custos socioambientais. Nesse sentido, a expectativa da Abiape é que, com a aprovação do novo código,
os custos do processo de licenciamento sejam reduzidos, já que hoje representam de 15% a 20% do custo total de implantação de empreendimentos
hidrelétricos.
The new Forest Code and its implications to the national energy sector
Arquivo Pessoal
Aside from the clash between agrarians and environmentalists about the change in the Brazilian Forest Code lies the cause of such proposals for the
energy sector. In this sense, the discussion is not about agricultural areas or food production, but the impacts that such changes would imply for the
generation of power in the country. “The polarization is taking place between environmentalists and large farmers precisely because the greatest changes
are related to agricultural activities. As for the energy sector, no controversy was caused, just as it was not even penalized, not so much as benefited,” said
the Coordinator of the Working Group on the Sustainability of the Brazilian Association for Clean Energy Generation (Abragel), Tarcisio Borin Junior.
According to Borin Junior, proposals for the Forest Code bring important changes to the energy sector, especially with
regard to the Legal Reserve (RL). Based on the existing code, environmental agencies have, in a systematic way, demanded
that the entrepreneur make an annotation of the RL of the entire area acquired for the project to be implemented. “ Despite
the controversy on the matter, our understanding is that this demand is completely unfitted,” complains the Coordinator for
the Sustainability Working Group of Abragel.
The services of generation, transmission and distribution of electric energy, says the Socio-Environmental Coordinator of
the Brazilian Association of Investors in Auto-Generation of Energy (Socioambiental da Associação Brasileira dos Investidores
em Autoprodução de Energia)- Abiape, Adriana Pedreira Coli, would not qualify as farming, ranching or agribusiness, or
activities which are eminently industrial. “The assets related to public service of electric power falls within the definition of
special use of a public asset, reserved for a particular kind of public service not defined as rural property,” said Pedreira.
So, the main, expected benefit to the energy sector with the changes to the Forest Code is in relation to the Legal
Reserve requirement. Thus, the proposal within the new code makes it that the resulting artificial water reservoirs are not
subject to the concession of RL.
Thereafter, the proposals for the improvements to the Brazilian Forest Code were well viewed by institutions representing
Coordenadora
the energy sector. “The proposals present advances in the current reform process of the existing Forest Code, shedding
Socioambiental da
light and pragmatism to the discussion,” said the Environmental Director of Brazilian Association of Electricity Companies
Associação Brasileira
(Associação Brasileira de Companhias de Energia Elétrica) –ABCE, Alacir Borges. According to Borges, the expectation is that
dos Investidores em
the ABCE, as proposed, there will be modernizations to legislation, aimed at developing Brazil, under the legislative process,
Autoprodução de
the institution of law of actions that currently take place in practice.
Energia (Abiape),
The Socio-Environmental Coordinator of the Brazilian Association in Auto-Generation of Energy (Abiape), Adriana Pedreira
Adriana Coli Pedreira.
Coli, also agrees with the need to reform the existing code. “The Forest Code is from 1965. Since then it has undergone several
Socio-Environmental
amendments trying to adjust to reality. We understand that “patches” are no longer fitted. It is time for the sectors involved to
Coordinator of the
talk and converge to a satisfactory outcome for the environment, society, government and investors,” she says. Pedreira also
Brazilian Association
explains that with the changes, the sector will have greater legal certainty in the licensing process and the consequent reduction
of Investors in Autoin environmental costs. In this way, the expectation of Abiape is that the, along with approval of the new Code, the costs of the
Generation of Energy
(Abiape), Adriana Coli
licensing process are reduced, since they currently represent 15%-20% of the total cost for the implementation of hydropower
Pedreira.
projects.
22
CENTER OF EXCELLENCE AT KATHMANDU UNIVERSITY FOR R&D AND TEST CERTIFICATION OF HYDRAULIC TURBINES
Biraj Singh Thapa, Bhola Thapa, Ole G. Dahlhaug
24
PORTARIA 463/2009: Novos Desafios e Oportunidades na Otimização da Viabilidade de Projetos de PCHs
Cristiano Tessaro
30
ESTUDO DO POTENCIAL DE RECEITAS DECORRENTES DE CRÉDITOS DE CARBONO
PROVENIENTES DE PROJETOS DE MDL PARA PCHs COM BASE NA EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA (2010 – 2019)
Marcela Fernandes Pieroni, Regina Mambeli Barros, Geraldo Lúcio Tiago Filho
35
41
THE COMBINED OF SMALL HYDROELETRIC POWER AND WIND POWER PLANTS
Ocácia, G. C., Santos, L. H, Essi, J. Ocácia, N. C.
46
CONTRIBUIÇÕES PARA O ESTUDO DE DESCOMISSIONAMENTO DE BARRAGENS
Amarílio Costa, Carvalho Pinto, Rodolfo Scarati Martins
48
ARTIGOS TÉCNICOS
CFD APPROACH FOR PREDICTION OF EFFICIENCY OF FRANCIS TURBINE
Sanjay Jain, R. P. Saini, Arun Kumar
IAHR DIVISION I: HYDRAULICS
TECHNICAL COMMITTEE: HYDRAULIC MACHINERY AND SYSTEMS
Classificação Qualis/Capes
B5
ENGENHARIA III
INTERDISCIPLINAR
ENGENHARIAS I
TECHNICAL ARTICLES
Technical Articles Seccion
Áreas de:Recursos Hídricos
Meio Ambiente
Energias Renováveis e não Renováveis
23
ARTIGOS TÉCNICOS
CENTER OF EXCELLENCE AT KATHMANDU UNIVERSITY FOR R&D
AND TEST CERTIFICATION OF HYDRAULIC TURBINES
Biraj Singh Thapa,
2
Bhola Thapa,
3
Ole G. Dahlhaug
1
ABSTRACT
Growth in global demand of clean energy has also increased hydropower development activities. This has also increased the
necessity of overall efficiency improvements in hydropower plants for producing larger power with same site conditions. Efficiency
improvement by design optimization of turbines is primary task in elevating performance of any hydropower projects. Institutional
laboratory test facilities, which are expensive and demand high level of proficiency, are needed to certify performance of turbines.
Due to the lack of well equipped and standard test facilities at South Asia region, efficiency measurement of turbines is mostly done
at project sites.
Kathmandu University (KU) is an autonomous, not-for-profit, non-government institution dedicated to maintain high standards of
academic excellence. With technical support from Norwegian Institute of Science and Technology (NTNU), KU has been upgrading its
competency to support the ambitious plan of Government of Nepal (2010) to develop 38,000 MW of Hydropower in 25 years. KU is
collaborating with national and international experts and institutions for this venture.
Turbine Testing Laboratory (TTL), under construction at KU with financial assistance from NORAD, Norway, aims to deliver its
facilities to local and international developers and consultants by the mid of 2011. With 30 meter open head and 150 meter closed
head, TTL is capable of testing different range prototypes up to 300kW and conduct model tests for larger sizes. Internationally
recognized certification endorsed by International Electrotechnical Commission (IEC-60193) will be maintained at TTL for model tests.
The technical support for the laboratory will be provided by Waterpower Laboratory, NTNU which has experience of turbine testing
for almost 100 years. In coming years, TTL intends to include state of the art technologies such as Computational Fluid Dynamics
(CFD), Finite Element Method (FEM) analysis for new design or upgrading existing turbines, innovative design of hydro-mechanical
components for power plants, and specialized trainings to engineers and technicians.
This paper elaborates the utility of TTL in South Asia region with its objectives and specifications. Scope and partnerships for
developing a center of excellence at TTL for R&D of hydraulic turbines are also presented. Need and possibilities of creating a new
turbine manufacturer in Nepal, by the combined effort of academic institutions and manufacturing industries has been analyzed.
Beside these, the progress of design optimization of Francis turbine at Jhimruk power plant for reduction of adverse impact of sediment
erosion has been discussed.
Keywords: “Kathmandu University”, “performance test”, “hydraulic turbines”, “design optimization”, “sediment erosion”
1. INTRODUCTION
Even after more than a century of progressive experiences,
hydraulic machinery design is a challenging domain for engineers. The design process ranges from geometry manipulation to
predicting performance analysis [1]. Hydro turbines are generally
tailor made machines designed to suit a particular site condition.
The designs need verification as they are based on empirical assumptions. The verification processes also can be carried out in
a controlled environment such as by conducting experiments in a
well-equipped and standardized laboratory.
Over the last few decades, the use of computer aided tools
such as CAD, CFD, FEM, etc. for design of turbine has greatly improved turbine performance due to iterative and optimized design
process [1,2]. However, use of computing software in design process includes many assumptions. To overcome some of these theoretical designed flaws model tests may be performed. The model
test methodology for hydraulic turbines has been prescribed by
International Electrotechnical Commission (IEC-60193) standards.
Following the same standard of model tests for turbines designed
by differing assumptions will still bring uniformity for comparisons
and performance guarantee of each design.
The center of excellence for R&D of hydraulic turbines at TTL,
as conceived by KU, provide state of the art engineering solutions
to design problems of hydraulic turbines along with model test
certification of IEC standard.
2. Turbine design and model tests
Practice of design optimization and verification
Equations of classical theories were used as primary means to
shape the blade of turbine runner up to early sixties. Optimizations of such design were based on hit and trial modification with
model experiments. The current trend for turbine design is to
shape blade geometry based on classical approach and optimize
the design by using the CFD techniques [2,3].
The new approach is to see the design process of a turbine
as an optimization problem. Final design of turbine is optimum
solution enhanced from existing designs to suit a special set of
1
Thapa is a MS by Research student in Mechanical Engineering Department at KU with the topic “New Design Philosophy of Francis Turbine for Sediment Erosion”.
He is also an active researcher for Renewable Nepal Project with KU, NTNU, NHE and DynaVec as partners to develop new turbine manufacturing facility in Nepal. Corresponding
address: [email protected]
2
Obtained his PhD in Mechanical Engineering at The Norwegian University of Science and Technology. Currently he is a Professor at Department of Mechanical Engineering and
Dean of School of Engineering at the University. His research area is Sand Erosion of Hydraulic Machinery. Corresponding address: [email protected]
3
Obtained his PhD in Mechanical Engineering at The Norwegian University of Science and Technology. From 1992 to 1998 he worked at SINTEF as Research Scientist, with
Research and testing pumps and turbines. Currently he is a Professor at Waterpower Laboratory at NTNU. He has been actively working in Nepalese hydropower plants in
research of sand erosion of turbine components and efficiency measurements of hydropower plants. Corresponding address: [email protected]
1,2
Department of Mechanical Engineering, Kathmandu University, Nepal
3
The Waterpower Laboratory, Norwegian Institute of Science and Technology, NTNU Norway
24
TECHNICAL ARTICLES
FIG. 1: Optimization for runner design [1]
conditions. CFD techniques are used for optimization and validity
of the optimum design is assured by the model test at standard
test laboratory.
Fig. 1 & Fig. 2 show the optimization methodology and model
test verification process that would be applied for R&D at TTL.
The design problem is formulated mathematically to interpret solution as combination of geometric parameters. Due to variation
in design criteria for each hydro power plant, design problem of
turbine is unique in itself. Hence many factors ranging from the
geometric shape definition, evaluation and optimizing computing
algorithms need to be carefully considered for every individual
case. The following points provide some insight to be considered
when formulating the design optimization (Fig. 1).
• Parameterization: It is to establish a fixed number of parameters, which are able to represent the geometric entity that is
expected to be improved. The most important factor is their
number. A high parameter number may increase the shape
manipulation complexity, where a low number may provide a
poor and a limited range of feasible solutions.
• Performance Evaluation: The performance of new design is estimated by running (CFD, FEM, etc.) simulations. Depending on
the model the time consumed at this stage can be significant.
Thus simplified models are used to accelerate the process. However, it leads to accurate results to support decisions.
• Objective Function: It is the relation between design solutions
with input variables. Moreover, the best solution changes from
case to case.
• Optimization Technique: It is improvement in design resulting
from fine tuning each variable in relation to desired solution.
The main hydraulic performance parameters, which can be
verified by model tests, are: power, discharge and/or specific hydraulic energy, efficiency, pressure oscillations, cavitation performance, and runaway speed. A basic requirement for determining
prototype performance from model tests is to have geometric
similarity between model and prototype. Model tests are seldom carried out at the same Reynolds number as the prototype.
Hence, the hydraulic efficiency calculated for each point with different Reynolds (ReM) number is scaled to prototype Reynolds
number (Rep). Results of model tests are presented in form of
“Hill Diagrams” of prototype as a function of prototype perfor-
FIG. 2: Procedures for calculating comparative test results [4]
mance parameters, which are derived from the model Hill Diagram with appropriate scaling methods (Fig. 2).
Turbine Test verification practices and facilities
Large turbines neither can be tested at site nor in real condition for which it is designed. The tests are done on scaled models
on scaled hydraulic conditions [5]. Such model tests process is a
time consuming job and it demands well calibrated equipment,
which are costly and often tailor made. Larger turbine companies
such as Andritz, Voith and Rainpower (Formerly Kvaerner) have
their own test facilities. However, smaller developers and consultants concerned with hydro power cannot afford such a big
investment. Consequently several projects have faced surprises
during their operation.
There are some renowned independent or university owned
laboratories in Europe and Asia for R&D, education and training
in hydraulic turbines. They include:
• Waterpower Laboratory, NTNU, Norway
• Laboratory for Hydraulic Machinery (LHM), EPFL, Switzerland
• Global Scale Model Test Laboratory, ALSTOM Hydro, France
• Toshiba Hydraulic Research Laboratory, Japan
• The Hydraulic Machinery Laboratory of IWHR, China
The facilities available in such laboratories are used not only
for research but also as means to generate revenue for universities. Turbo institute in Croatia is has tested more than 100
turbines. LHM-EPFL has carried out model test of more than 42
projects ranging from 18 MW to 770 MW for North American hydropower industries [5]. With its model test facility of 1000 kW,
Toshiba is able to conduct model tests for hydro power plant with
net head of 2000 m [6]. With the rise in necessity of design verification and performance guarantee, model tests of turbines have
become an international business.
Nepal does not have much experience of turbine model testing.
Until now, model tests of turbines purchased by Nepal Electric Authority and other Independent Power Producers in Nepal are carried out by laboratories abroad. Model tests of major hydropower
projects in Nepal, Kaligandaki (144 MW, Toshiba), Marsyangdi
(69 MW, Voith) and Middle Marsyangdi (70 MW, Voith) were conducted by the respective manufacturers at their own test facilities.
Nepal Hydro Electric Pvt. Ltd. (NHE) had tested smaller turbines
for certification of their product manufactured for Indian market.
25
ARTIGOS TÉCNICOS
BalajuYantraShala, a private limited company in Nepal developed
its design competence for cross flow turbine due to testing of its
turbines. However, both these company turbines were for microhydro projects, both tests were done on prototypes and both tests
were done at smaller laboratories [5,7]. There is an institution in
Nepal, Hydro Lab Pvt. Ltd. for physical and civil engineering modeling of hydraulic systems, but there is no institution to carry out
research and development of hydro-mechanical components.
A survey is being conducted by Roorkee University to assimilate the need of a modern test facility for hydraulic turbines in
India [8]. An advertisement was published by Bharat Heavy Electricals Limited (BHEL) in India, for consultation to modernize its
existing hydro turbine testing lab to meet the international standards [9]. These scenario show that a well equipped test facility
to conduct model test of turbines for larger projects is necessary
but lacking in South Asia.
Prospects of modern turbine test facility in South Asia
region
There is an additional challenge in operation of hydropower
plants in Nepal and South Asia region due to special problems
like excessive sedimentation and sand erosion of turbine components. The test facility in the region can assist for design modification and performance analysis for sediment resistant hydro
turbines. In the absence of test facilities in the region, there is
no significant contribution in R&D of hydro turbines to tackle the
local problems. In summary, justification for the need of a turbine
testing laboratory in the region is presented in Table 1.
issues related to sand erosion of turbine components. Five different Pelton bucket profiles designed at KU are being tested for
impact and flow visualization (Fig. 3b) [11]. Francis turbine for
130 kW micro hydro projects (Fig. 3c) is under development by
Center of excellence for production and transportation of electrical energy at KU. The turbine will be tested at TTL facilities.
Sand erosion tests have been carried out with “Rotating Disc
Apparatus” developed by a post graduate student research studies. Erosion tests have been done for the stainless steel and
HVOF-coated WC-Co-Cr coating used in Kaligandaki hydropower
project in Nepal [12]. Test objective was to compare performance
of HVOF coatings with stainless steel (Fig. 3d). This provided an
opportunity for accelerated sand erosion testing for a comparison
of different materials. The same setup is used for studying combined effect of sand erosion and cavitation [13].
A
B
C
D
Table 1: Objectives and activities of new turbine test facility in
the region
S.N.
Objectives
Activities
• Teaching/learning facility
1
Build competence and
knowledge in Nepal and
for South Asia region
• Industrial courses
• Staff training for the industry
• R&D back-up for industrial development
2
3
Build a laboratory for
hydro turbines
Center for research
• Certification of mini and micro-turbines
sold on the Nepali and the regional
market
4
• Sand erosion research in turbines
laboratory [11],
• Turbine and pump development
TTL,
• Student projects for the industry
• Share information and experience at
regional level
With the establishment of turbine laboratory in the country,
the investment in hydropower projects will be saved by reducing
uncertainties of turbine performance and competence in turbine
design and manufacturing will be established.
3. Hydraulic turbine R&D experiences at KU
From different miniature laboratory setups up to TTL
Since its establishment, KU has been putting its effort into
development of hydro turbines for Nepalese context. At present
KU have two miniature turbine laboratories Pico Turbine Laboratory and Waterpower Laboratory. The Pico Turbine Laboratory is
dedicated for research and development of axial flow Pico propeller turbines. It has produced one low-cost 800 W Pico set having
90% overall efficiency (Fig. 3a). Now it is developing a similar 1.5
kW set, amenable to mass-production at low cost [10].
The Waterpower Laboratory is dedicated for design and performance analysis of Pelton and Francis turbines and also provides
professional trainings. This laboratory is also used for research on
26
A
versity:
• Maintenance of turbines
Meeting place for the
industry and university
Fig. 3: Research at the miniature turbine laboratory at Kathmandu Uni-
• Model testing of turbines for larger
power plants
800 W Propeller Turbine designed and tested at Pico turbine
test laboratory [10],
D
C
B
Flow visualization in Pelton bucket at water power
130 kW Francis turbine waiting for model test at new
Sand erosion test of stainless steel and HVOF coating [5].
The TTL is in final stage of civil construction. It will have a system connected with lower and upper reservoirs to circulate water
necessary to run turbines (Fig. 4). The topography of the laboratory location (at the main campus) provides 30 meter natural
static head. This is a unique feature of such a test laboratory, as it
provides natural flow conditions to the tests. The water from the
lower reservoir will be re-circulated to the upper reservoir by two
pumps of 160 kW, head 75 m, flow rate 0.25 m3/sec.
The laboratory will be equipped with a state of the art control
system with electromagnetic flow meters, pressure transducers and
sensors. The two pumps can be operated in series as well as parallel
circuits in a close loop to obtain different operational regimes with
maximum head of 150m. With this system, the largest turbine that
can be tested will be 300 kW. The system will be able to test both
reaction and impulse turbines (Fig. 5). There is a provision to calibrate appropriate instruments against weight of water.
The estimated cost of development of the laboratory is NRs.
97 million (about US$1.31 million). NORAD has contributed 60%
of the cost. KU and Nepalese industries have shared equally to
the remaining expenses. The lab will be operated on business
principles under the direction of a board representing KU and
other stakeholders by the mid of year 2011.
TECHNICAL ARTICLES
FIG. 4: Piping and Pump Arrangement of Turbine Testing Laboratory
4. Current utilization of TTL
Strategic planning for long term use of TTL is underway. However, TTL is already active in several areas of Hydropower development some of them are as follows:
a) Combined R&D activities with RenewableNepal support:
RenewableNepal is research program leading to business development funded by NORAD and managed by KU in cooperation
with SINTEF Energy Research, Norway. This support is making Nepal more independent and self-reliant in utilizing its own huge hydropower resources as well as other renewable energy resources.
Under the RenewableNepal Program, TTL has been granted sum
of 5.7 million NRs. to initiate combined R&D works for design of
hydro turbines to resist sediment erosion. KU and NTNU as Nepalese and Norwegian research institutes, and NHE and DynaVec as
Nepalese and Norwegian manufacturing industries, have formed
a project consortium with the following objectives:
FIG. 5: Schematic layout for turbine testing and calibration arrangement
1.Develop a new design philosophy for Francis turbine to minimize losses due to sediment erosion by technology transfer
and innovation.
2.Create a Center of Excellence at TTL for research and development of hydraulic turbines as a foundation for a new turbine manufacturer in Nepal.
3.Prepare technical background and understanding between local and international institutions and industries for establishing a new turbine manufacturer in Nepal.
The project has duration of three years, with start date of
August 2010.
This project is aimed to transfer the Norwegian turbines R&D
competency of to Nepalese research institute and Norwegian expertise in manufacturing of turbines to Nepalese manufacturer.
The ultimate goal is the holistic and long-term sustainable development of hydropower business in Nepal.
NTNU will support KU to develop the Center of Excellence at
TTL, which will provide professional consultancy to the manufacturing industries and other developers in the region for
design and tests of turbines. By combined R&D activities
a new design philosophy of erosion resistant Francis turbines will be developed and verified at TTL. DynaVec and
NHE will cooperate together for creating a turbine manufacturer in Nepal for commercialization of the new design
in local and international market (Fig. 6 & Table 2).
Table 2: Renewable Nepal Project Stage and Goals
S.N.
Project Stage
Goal
1
Development
of Theoretical
Foudation
New Design
Philosophy of Francis
Runner
2
Develop Research
Competency at
TTL, KU
Hardware, software and
expertise for CFD tools in R&D
of Turbines
3
Design Verification
New Design ready to be
implemented Commercially
4
Background for
Commercialization
Motivate investors for a new
turbine manufacturer in Nepal
FIG. 6: Renewable Nepal Project objective at TTL
27
ARTIGOS TÉCNICOS
b)Design improvements of turbines for micro/mini
hydropower projects:
KU waterpower laboratory will be incorporated under TTL with
following activities:
Further improvements of Pelton buckets: Improvements of
Pelton buckets are on the R&D stage. It is expected to reach to
manufacturer after second stage of optimization as a result from
past research. Target has been set for runners up to 500 kW with
efficiency of 85%.
Test verification and improvements of Francis runner: The
modified 130 kW Francis runner is under development process.
The test would be done at new TTL facility. The results will be
evaluated and optimization will be done for its commercial use.
The design of the runner for the projects up to 1 MW by local
manufacturing has been expected to match subsidy policy of government of Nepal up to 1 MW.
Pump-as-turbine for micro hydro projects: Nepalese MicroHydropower plants are suffering from low plant efficiency particularly due to poorly designed and manufactured turbines. Possibilities of use of pumps as turbines have been attempted at several
sites in other developing countries. New thread of research has
been initiated at TTL to optimize impeller of centrifugal pump to
be used as generating unit in micro-hydro projects.
JHC has not operated satisfactorily for the owners since the start
of operation in 1994. The excessive amount of suspended sediments
in Jhimruk River causes severe erosive wear on all the components
that are in contact with the water. In the 11 weeks of turbine efficiency measurements in 2003, the suspended sediment load 6,900
tons passed through turbine unit number three. At this condition the
drop in turbine efficiency was measured by 4% [14].
Fig. 7: Turbine efficiency measurements at JHC [14]
c) Data bank and Technical support:
Apart from the R&D works, TTL has also been commencing other relevant activities, which will directly or indirectly support hydropower development in the country and in region. This includes:
i.Data bank of design and performance of Hydro-Mechanical
and Electro-Mechanical equipments of major Hydropower
projects in Nepal.
ii.Data bank of feasibility study and design requirements for
upcoming projects.
iii.Provide professional consultancy services for design and
test certification of turbine and associated parts.
iv.Provide relevant short term courses and training programs
to industrial staffs and professionals.
5. R&D for Jhimruk Hydroelectric Center
The power plant: JHC is a run of the river hydro power plant,
located at the western part of Nepal and own by Butwal Power
Company (BPC). It consists of three similar Francis turbines each
operating under a net head of 201.5m and discharge of 2.35m3/s
through each unit. The plant is in service since 1994 with a design output of 12.6 MW, and the turbine efficiency is measured
as 89.75% for a new refurbished turbine. A river flow distribution
shows that JHC can be operated at design output for approximately 60% of the time in a year [14].
Jhimruk Hydroelectric Center (JHC) is special case for turbine
R&D activities in the region. JHC uses high head Francis turbine
operating at high speed of 1000 rpm and concentration of sediment through runner reaches 2500 PPM with more than 75% of
hard particles in it [15]. New design of Francis turbine for such
adverse condition is under R&D stage with RenewableNepal support. JHC will be used as the test case to compare empirical design with the model tests results at TTL.
Sediment and effect on efficiency: The sediment yield is 5,500
tones/km2, the sediment concentration varies between 0 and
57,000 PPM, the annual sediment load through the turbines is calculated as 35,314 kg/m3 for a 40% plant load factor [14]. 90% of
the particles entering the turbines is below 0.1 mm in diameter
and consists of 62% quartz, and the sediment particles are relatively rounded in comparison to those in other rivers in Nepal.
28
Fig. 8: Erosion of runner at the out let during the operation period of
1 year at JHC (Courtesy, BPC)
Fig. 7 shows that the turbine efficiency loss the period of 11
weeks was 4% at best efficiency load and 8% at 25% load. Maximum efficiency for a new refurbished turbine is 89.75%. It is
assumed that 25% of the losses come from the guide vanes,
25% originates from the turbine runner and 50% comes from
the labyrinth sealing rings [14]. Fig. 8 shows erosion of runner at
the out let during the operation period of 1 year. The heavy loss
of turbine material and propagation of crack between the runner
vane and crown can be seen.
Proposed Modifications in Turbine
Francis turbines suffer from sediment erosion in three different parts. These are the stay vanes, guide vanes and runner
vanes. There have been several studies conducted to minimize
the sediment erosion in these turbine parts at JHC. These studies
mainly point out the following finding.
A solution to the erosion problem in the stay vanes is to design
them at the outside of the spiral casing instead of at the inside.
By doing so both the erosion and friction of the stay vanes drop to
zero. Two different possibilities exist to reduce the erosion in the
guide vane cascade. One is to increase the reaction degree with an
TECHNICAL ARTICLES
increase in pole pair number. The other idea is to modify turbine
design to without guide vanes. By doing so entire problem of erosion at guide vanes will be eliminated. However, these possibilities
are inapplicable due to various hydraulic reasons [14].
In order to reduce the erosion in the runner cascade, different
changes in the design have been identified [16]. To reduce erosion at the inlet, the reaction degree should be equal to the half
of hydraulic efficiency. To decrease erosion in the runner blade,
the runner should be designed with a low relative velocity giving
minimum. The erosion at the outlet of runner can be reduced by
increasing the number of pole pairs in the generator. Erosion at
outlet can also be controlled by cutting off the runner-end, as
outlet erosion is proportional to cube of the outlet radius.
Numerical analysis followed by CFD evaluation of above modifications in turbine for Jhimruk power plant has been carried out.
The simulation of erosion indicated that at outlet erosion has reduced by around 70% and the overall erosion rate by around
50% [16]. However, the study also found that these improvements at JHC are uneconomical due to higher replacement cost
of a bigger turbines and generators.
New design Philosophy for Francis Turbine
Past research to reduce sediment erosion in turbines with
conventional design have not yielded positive results. This has
laid out a need to design and manufacture of turbine with newer
concepts. DynaVec has developed a Francis runner that is coated
and then bolted together instead of conventional welding. The
idea is patented and tested on several turbines [17]. The recent
runner has been installed and evaluated at Cahaua Power plant in
Peru. The plant has rated power output of 42 MW, gross head of
220 meter with 2 Francis turbines. Sediment the passing turbine
has above 65% of quartz and feldspar content and a maximum
sediment load of 36 kg/s [17].
Study [17] conducted at the Cahua Power plant with new runner has measured the following findings. The power plant has
generated 13.1 GWh extra energy in the period from 13th March
until 9th June 2009. The sediment load in this period was 131.000
tons and the maximum sediment concentration during operation
was 20000 ppm. The efficiency has dropped less than 1% at full
load and the large surfaces of the runner, guide vanes and covers
has no visible erosion. The coated areas have lost maximum 30%
of its initial thickness.
With the success at Cahua, DynaVec along with, NTNU, KU
and NHE has been working for further modifications in runner
profile with new design concepts to develop better sediment resistant turbines for South Asia market. JHC would be the test site
of the new design as the operating conditions at JHC is a typical
bench mark of sediment erosion problems in South Asia region.
6. Conclusion
Turbomachinery design remains a complex task, combining
multi-disciplinary engineering fields. Recently, the use of modern
techniques like CFD for predicting the flow in these machines
has brought substantial improvements in their design. However,
physical test of turbine is always necessary to validate such design improvements. A standardized test facility for model tests of
hydraulic turbines is still lacking in Nepal and the region.
KU has been playing a leading role for developments of better
turbines for the Nepalese context. With its R&D experiences at
miniature laboratories for micro hydro projects, KU is building a
modern hi-tech turbine testing laboratory at its campus premises
in Dhulikhel. The lab is equipped with the state of the art facilities
and the lab services would be open from mid of 2011.
A consortium has been formed at the TTL with the Nepalese
and Norwegian research and industrial professionals to develop
new design philosophy of Francis turbine to resist erosion problems. Jhimruk power plant in Nepal has been chosen as the test
case for this R&D works due to its unique operating features.
The resources and facilities at TTL are open and will be shared
at the regional level for the holistic development of hydropower
business.
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EPFL, France
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order to reduce Sediment Erosion”, Master’s Thesis, Norwegian
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Plant”, International Journal of Hydropower and Dams
29
ARTIGOS TÉCNICOS
PORTARIA 463/2009: Novos Desafios e Oportunidades
na Otimização da Viabilidade de Projetos de PCHs
Cristiano Tessaro
RESUMO
O presente estudo visa discutir e analisar a Portaria no 463/2009 do Ministério de Minas e Energia (MME) que estabelece a
metodologia para o cálculo dos montantes de garantia física de energia de usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente
pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), para fins de participação no Mecanismo de Realocação de Energia, inclusive para
fins de participação nos Leilões de Venda de Energia Elétrica. Além disso, o trabalho apresenta um estudo de caso, por meio da
simulação de cálculo da energia assegurada de uma PCH com características pré-estabelecidas, em diferentes regiões do país. Para
isso, utilizou-se série de vazões médias mensais e série hidrológica de vazões médias diárias para o mesmo local. Observou-se também
possíveis ganhos com a evolução das vazões afluentes dos rios e ainda ganhos para o sistema com a nova metodologia proposta. Os
resultados mostraram a importância da Portaria do MME, além de possíveis ganhos e prejuízos ao empreendedor.
PALAVRAS-CHAVE: Pequenas Centrais Hidrelétricas, Portaria no 463/2009, garantias físicas de energia.
ORDINANCE 463/2009: New Challenges and Opportunities
in the Viability Optimization of SHP Projects
ABSTRACT
This study aims to discuss and review the Ordinance No 463/2009 of the Ministry of Mines and Energy (MME) which sets out the
methodology for calculating amounts to physical energy of hydroelectric not centrally dispatched by the National System Operator
(ONS), for participating in the Clean Energy Reallocation, including for the participation in the Auction Sale of Electricity. In addition,
this paper presents a case study through the simulation to calculate energy provided from PCH with a pre-established in different country. For this, we used series of monthly average streamflow and hydrologic series of daily average flows to the same location. There
was also potential gains from the changes in inflows from rivers and further gains for the system with the proposed new methodology.
The results showed the importance of the Ordinance of the MME, and possible gains and losses to the entrepreneur.
KEYWORDS: Small Hydropower, Ordinance No 463/2009, guarantees physical energy.
1. INTRODUÇÃO
Uma grande preocupação assolou o Mercado de Geração de
PCHs em dezembro de 2009 com a publicação pelo Ministério de
Minas e Energia da Portaria no 463. A portaria visa estabelecer
a metodologia para o cálculo dos montantes de garantia física
de energia de usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS,
para fins de participação no Mecanismo de Realocação de Energia – MRE. As principais alterações com relação à metodologia
vigente até aquele momento, conforme resolução 169 da ANEEL
– Agência Nacional de Energia Elétrica é a inclusão das perdas
da rede e consumo interno da usina no cálculo da garantia física
(Energia Assegurada) e ainda o monitoramento da geração da
usina para fins de revisão dos montantes de garantia física. Como
a maior parte das usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente pelo ONS trata-se de PCHs e CGHs, vamos nos ater
somente a análise das mesmas.
Primeiramente, conforme a Portaria 463, os casos em que
o empreendimento é passível de sofrer revisão de sua garantia
física por geração de energia se dará nas seguintes hipóteses:
I - o empreendimento apresentar uma geração média de energia elétrica nos seus primeiros quarenta e oito meses de operação comercial inferior a oitenta por cento ou superior a cento e
vinte por cento da garantia física de energia vigente;
II - o empreendimento apresentar uma geração média de
energia elétrica a partir dos seus sessenta meses de operação
comercial inferior a noventa por cento ou superior a cento e dez
por cento da garantia física de energia.
Podemos perceber que o empreendimento pode ter um decréscimo de sua garantia física, como um acréscimo, dependendo
diretamente de sua geração de energia real.
Já a ANEEL, de forma a regulamentar a portaria do MME,
após processo de Audiência Pública (no 049/2009), definiu os
parâmetros para exclusão das usinas não despachadas centralizadamente pelo ONS do MRE, conforme tabela abaixo:
Número de meses
em operação comercial (m)
Percentual da Geração
média da Energia Assegurada
36 ≤ m < 48
≥ 10%
48 ≤ m < 60
≥ 55%
60 ≤ m < 72
≥ 60%
72 ≤ m < 84
≥ 65%
84 ≤ m < 96
≥ 75%
m ≥ 96
≥ 85%
Podemos perceber que a nova resolução da ANEEL, de certa
forma, tornou mais branda e justa os percentuais de geração das
usinas em relação ao divulgado na portaria do MME.
O embasamento da ANEEL para criação dessa resolução deveu-se, principalmente, aos levantamentos de geração medida
em 60 meses de algumas PCHs com relação à energia assegurada das mesmas, conforme tabela da página seguinte, publicada
na Nota Técnica No 062/2009-SRG/ANEEL.
Com a nova metodologia de acompanhamento da Energia Assegurada de PCHs abre uma nova visão, onde o empreen-dedor
pode perder muito, inclusive inviabilizando seu projeto, mas
Eng. Eletricista pela UFSC – Universidade Federal de Santa Catarina, Sócio-gerente da Camerge Consultoria, sócio-gerente da Lindner Engenharia, Rua São Tomaz de Aquino,
59B, Florianópolis-SC, CEP 88036-560, tel.:(48) 3234-6931/8404-6144, [email protected].
30
TECHNICAL ARTICLES
também podem maximizar seus ganhos. Vamos avaliar a nova
metodologia da ANEEL pela óptica hidrológica, da operação e
manutenção das usinas, dos projetos e dos equipamentos instalados, com vistas a obter subsídios para afirmar quais serão
os ganhos e prejuízos para o empreendedor com a aplicação da
nova metodologia.
Percentual da Geração média
da Energia Assegurada (x)
Número de usinas
0% ≤ x ≤ 10%
1
10% < x ≤ 20%
2
20% < x ≤ 30%
1
30% < x ≤ 40%
5
40% < x ≤ 50%
5
50% < x ≤ 60%
10
60% < x ≤ 70%
8
70% < x ≤ 80%
11
80% < x ≤ 90%
18
90% < x ≤ 100%
10
100% < x ≤ 110%
15
110% < x ≤ 120%
3
120% < x ≤ 130%
1
130% < x ≤ 150%
1
150% < x ≤ 200%
3
Total
94
PCH, utilizando a série de vazões médias mensais disponível e
posteriormente a série hidrológica de vazões médias diárias disponíveis para o mesmo local. Essa simulação foi realizada em
diversos locais do Brasil com as hidrologias mais variáveis possíveis, considerando a instalação de uma PCH com 30 metros de
queda líquida, 2 turbinas Francis com engolimento mínimo de
35% da vazão nominal.
Na grande maioria dos pontos analisados, quase em sua totalidade, chegou-se no mesmo resultado, que utilizando como base
os dados de vazões médias mensais os valores da energia assegurada ficam superiores ao cálculo com as vazões médias diárias.
Nesse aspecto, a nova metodologia proposta pela portaria 463
traria perda no cálculo da energia assegurada, porém, por outro
lado. Não consideramos aqui que em períodos de baixas afluências
a PCH pode entrar e sair do sistema diversas vezes ao dia, o que
traria um aumento da energia média gerada pela mesma.
Outra análise importante é o comportamento das vazões ao
longo do tempo, pois para o cálculo da energia assegurada utilizase a maior série hidrológica disponível, porém, nem sempre isso
reflete a atual hidrologia do local do empreendimento. Abaixo segue o comportamento das vazões em diversos pontos do país:
2. ANÁLISES E RESULTADOS
Perdas na Linha e Consumo Interno
Com relação ao desconto das Perdas nas Linhas de Transmissão de uso particular das PCHs e Consumo Interno referente aos
serviços auxiliares da usina no cálculo da energia assegurada
da PCH é indiscutível que é justo e traz benefícios ao sistema,
pois muitas usinas possuem grandes perdas e consumo interno
elevado que acabavam sendo considerados, na contabilização de
energia, como perda do sistema, na qual todos os agentes de
mercado, sejam consumidores ou geradores, acabavam pagando
por essas perdas. Esse mecanismo é muito importante também
no sentido de se fazer uma análise mais correta da conexão de
uma PCH ao Sistema Interligado Nacional – SIN, pois muitas usinas que deveriam estar conectadas em tensões mais elevadas
acabam conectando-se em tensões inferiores devido à proximidade de redes nessa tensão e/ou pelos custos de conexão nos
patamares mais baixos de tensão serem menores. Nesse sentido, temos hoje um grande número de PCHs, principalmente
com potência inferior a 6 MW, conectadas na tensão de 23,1 kV
ou 13,8 kV. Em muitos casos, essas linhas possuem mais de 3
km de comprimento, gerando perdas consideráveis. Com a nova
meto-dologia proposta pela portaria, a questão da conexão será
mais amplamente estudada no projeto básico da PCH e será um
fator importante na análise de viabilidade da mesma, já que essas perdas afetam diretamente a TIR do investimento.
Análises Hidrológicas
Primeiramente, vamos analisar possíveis ganhos e perdas
com a nova metodologia pela óptica da hidrologia. Iniciam-se as
simulações com a análise da série hidrológica utilizada nos estudos. A portaria nos diz que a série hidrológica deve ser na base
mensal, porém, a geração de energia é de acordo com a água
disponível no momento. Com referência aos dados disponíveis,
o que mais se assemelha com o perfil de produção de uma PCH
é a série hidrológica diária no local do empreendimento. Dessa
forma, vamos analisar o cálculo da energia assegurada de uma
31
ARTIGOS TÉCNICOS
Analisando os gráficos acima, podemos perceber que existe
uma tendência de quanto mais ao sul do Brasil, maiores são os
crescimentos das vazões afluentes nos rios. Resumidamente, podemos fazer a seguinte avaliação:
REGIÃO
32
TENDÊNCIA DAS VAZÕES AO LONGO DO TEMPO
NORTE
Estabilidade / Diminuição
NORDESTE
Estabilidade / Leve Crescimento
SUDESTE
Leve / Moderado Crescimento
SUL
Moderado / Alto Crescimento
TECHNICAL ARTICLES
Ainda analisando a parte hidrológica do cálculo de energia
assegurada e suas influências com a nova metodologia de monitoramento, podemos destacar a questão da “Vazão de Usos Consuntivos”, que em regra geral é descontada da vazão outorgada
pelo Órgão Ambiental dos estados de modo a preservar os múltiplos usos dos rios e que, em muitos casos, acabam não sendo
consumidos na prática. Ou seja, apesar de esse valor ser descontado da vazão para fins de cálculo da energia assegurada, essa
vazão será utilizada para fins de geração pelas PCHs.
Manutenção, Operação, Projetos e Equipamentos das Usinas
Com as alterações com a nova portaria, os índices de indisponibilidade declarados acabam sendo somente orientativos,
pois as PCHs devem reduzir ao máximo os tempos de máquina
parada. Outro aspecto é a importância de uma boa curva de operação, de modo a se utilizar o maior período possível as máquinas
dentro de seus rendimentos ótimos, claro, evitando ao máximo
os vertimentos não turbináveis e as paradas de máquina. Dentro
desta lógica, existe a possibilidade de uma usina entrar e sair de
operação inúmeras vezes ao longo do dia.
Referente aos equipamentos, hoje os rendimentos dos mesmos acabam não tendo que ser comprovados pelo empreendedor
e, indiretamente, pelo fornecedor. Com a nova portaria se dará
um valor maior ao rendimento comprovado dos equipamentos
assim como a qualidade dos mesmos, de modo a evitar manutenções e paradas prolongadas.
Da mesma forma que nos equipamentos, os valores de perdas
hidráulicas acabam não sendo verificados e fiscalizados após a
construção da usina. Maior investimento em engenharia e maior
rigor na análise de projetos.
3. CONCLUSÕES
Verifica-se, no tocante ao cálculo de energia assegurado, que
valores superiores são obtidos para essa variável. A energia assegurada que resultou do cálculo da série hidrológica foi maior quando
do uso de séries hidrológicas diárias em comparação às mensais.
Dessa forma podemos dizer que a PCH tende a gerar um valor
acima da garantia física pela metodologia apresentada na portaria
do MME. Claro que para podermos afirmar isso com segurança devemos nos ater aos índices de indisponibilidades da PCH. Um fator muito importante nessa análise é a indisponibilidade causada
por problemas na rede da distribuidora ou transmissora conectada.
Através de dados de algumas PCHs do estado de Santa Catarina,
observamos os índices de indisponibilidade da rede de terceiros por
nível de tensão. Pudemos observar que para tensões acima de
23,1 kV as indisponibilidades nos alimentadores são muito baixas,
abaixo de 0,5% do tempo. Já as PCHs conectadas em até 23,1 kV,
as indisponibilidades em alimentadores pertencentes às distribuidoras foram de aproximadamente 2,2% do tempo. Dessa forma concluímos que deve haver uma forma de “expurgar” esses valores
do cálculo, tendo em vista que nesse período não há geração e o
empreendedor não é responsável por esse período com as máquinas indisponíveis. Nessa mesma linha devemos também encontrar
uma forma de “abonar” todas as indisponibilidades causadas por
motivos alheios ao controle do empreendedor, como questão de
conexão, problemas ambientais, meteorológicos, catástrofes, entre
outros, e ainda aquelas indis-ponibilidades causadas por melhorias,
repotenciações e outras ações que tragam ganhos ao sistema, tanto
no aspecto de confiabilidade ou no aumento de eficiência e geração
na usina, como já preceitua a Resolução 266 da ANEEL e o artigo
7° da Portaria 463 do MME. Para esses casos já deveria ter uma
metodologia aprovada, nos moldes como é feito hoje o envio de
informações para fins de cumprimento da Resolução 266 da ANEEL,
pois ficar unicamente ao critério do MME essa verificação pode ser
problemático e prejudicial aos empreendedores de PCH.
Uma análise interessante é referente às indisponibilidades informadas, pois primeiramente, não fica claro o que acontecerá se
o empreendedor cumprir sua meta de geração mais não cumprir
sua meta de indisponibilidade, ou vice-versa. Ao que parece, o
índice de indisponibilidade declarado servirá apenas como balizamento, já que o que prevalecerá será a geração. Essa questão
deveria estar mais bem especificada na portaria.
Um fator não abordado na portaria refere-se à ocorrência de
períodos de estiagem prolongada, como já houve no passado, o
chamado “Período Crítico”. Deveria haver um mecanismo de expurgo desses meses ou anos da série quando declarado pelo MME
(ou ONS) a existência de um período desses.
Abaixo, de acordo com o exposto anteriormente, podemos
avaliar quem ganha e quem perde com a portaria do MME:
QUEM GANHA?
QUEM PERDE?
Otimizar a geração
Hidrologia super dimensionada
Otimizar a manutenção
Rendimento super dimensionado
Engolimento mínimo
Máquinas mal dimensionadas
Tipo de máquina ideal
Perdas elétricas
Perdas hidráulicas
Finalmente, como resultado final das análises realizadas, segue abaixo um comparativo das alterações com a nova metodologia e suas prováveis consequências de modo ao empreendedor
otimizar o retorno do seu investimento:
Como era
Rendimento
do gerador
e turbina
–D
eclarado
pelo empreendedor
–D
ifícil comprovação
dos valores
–R
isco
absorvido
pelo
“sistema”
Como será
Consequência
e/ou forma
de otimizar os
resultados
–D
eclarado pelo
empreendedor
e comprovado
no período de
geração
–C
obrança
por parte do
empreendedor
junto ao
fornecedor
–R
isco do
empreendedor
Hidrologia
–M
aior
investimento
em engenharia
e maior rigor
na análise de
projetos
Vazão de usos
consuntivos
Operação
–P
reocupação
somente
com evitar
vertimento
–P
reocupação
em produzir
de forma
otimizada
– I nvestimento
em curva de
geração ótima
do potencial
Manutenção
–V
ale os
índices
declarados
–V
ale o índice
realizado
–M
aior
preocupação
afim de
diminuir tempo
de máquina
parada
Projeto (cálculo de
perdas hidráulicas,
dimensionamento das
estruturas, etc)
Construção (durabilidade, segurança,
manutenção das
estruturas, etc)
–P
erdas
hidráulicas
33
ARTIGOS TÉCNICOS
4. CONSIDERAÇÕES FINAIS
Podemos afirmar que a nova metodologia proposta pelo MME,
através da portaria 463, é um avanço, porém, ainda é carente
de algumas melhorias para torná-la mais justa com aqueles que
cumprem suas metas e procuram tornar cada vez mais eficiente
suas unidades geradoras. Entre as vantagens, tanto para o empreendedor como para o sistema, é que a usina é incentivada a
gerar mais e parar menos por indisponibilidades, já que independentemente do cumprimento ou não do índice de indisponibilidade
declarado, quanto mais a usina gerar, maiores as chances de haver
um acréscimo na energia assegurada da PCH em uma revisão.
Com a inclusão dos índices de perdas na linha no cálculo da
garantia física, é muito importante a desburocratização do acesso à
conexão as linhas e subestações de terceiros, além da garantia do
livre acesso, de modo a encurtar distâncias aos pontos de conexão
além de se poder fazer a conexão em um nível de tensão mais
adequado à potência da PCH. Deve ser estimulado o processo de
doação de linhas dos empreendedores às distribuidoras, pois dessa
forma, essa passa a operar e manter a linha, além de que as perdas
sobre essa linha passam a ser assumidas pela mesma. Com isso
o consumidor também ganha, pois a distribuidora deixa de investir na construção da referida linha, contribuindo para modicidade
tarifária e para o aumento de geração de energia através de PCH,
que traz inúmeras vantagens, tanto no aspecto ambiental como no
operacional e também pelos aspectos de perdas no sistema, já que
as PCHs ficam muito próximas aos centros de consumo.
Os empreendedores que investirem em equipamentos sobressalentes, engenharia e estudos de otimização de geração serão
beneficiados com a nova portaria. Os projetos de PCHs a partir
desse momento deverão ser analisados com muito mais cautela
e em todos os aspectos, pois atualmente, um dos grandes problemas encontrados, são os projetos mal-elaborados e com dados completamente “maquiados”, de forma a otimizar o retorno
do investimento. Agora, a viabilidade demonstrada na fase de
projeto terá que ser comprovada na prática.
Atualmente as PCHs estão no limiar de viabilidade, dessa
forma toda medida tomada para esse segmento deve ser profundamente analisada, pois grande parte dos projetos de PCH
tramitando podem facilmente tornar-se inviável. Nesse sentido,
deve-se procurar fazer um sistema mais justo, favorecendo
aquele empreendedor bem intencionado e que cumpre suas metas, porém, procurando não onerar mais um segmento que está
completamente desamparado e burocratizado.
5. REFERÊNCIAS BIBLIOGRáFICAS
• AGÊNCIA NACIONAL DE ÁGUAS. Hidroweb. Disponível em:
<http://hidroweb.ana.gov.br/>. Acesso em: 01, 02 e 03 ago.
2010.
• AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA. Audiência Pública 049/2009. Disponível em: < http://www.aneel.gov.br/>.
Acesso em: 05 ago. 2010.
• OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA. Disponível em: < http://
www.ons.org.br/>. Acesso em: 06 ago. 2010.
• BRASIL. AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA. Resolução no 169 de 3 de maio de 2001. Brasília: 2001.
• ELETROBRÁS. Diretrizes para estudos e projetos de Pequenas
Centrais Hidrelétricas. 2000.
• BRASIL. Ministério de Minas e Energia. Portaria no 463, de
03 de dezembro de 2009. Estabelece a metodologia para o
cálculo dos montantes de garantia física de energia de usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente pelo
Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, para fins de
participação no Mecanismo de Realocação de Energia – MRE,
inclusive para fins de participação nos Leilões de Compra de
Energia Elétrica. Diário Oficial da República Federativa do Brasil, Brasília, 03 de dez. 2009.
CERPHC, líder na divulgação de novas tecnologias para geração de Pequenas Centrais Hidrelétricas, atua no setor elétrico há mais de 10 anos.
Realiza serviços como análise de potenciais hidrológicos, estudos de inventário, repotenciação de PCHs, operação e manutenção, além de intermediação de negócios, projetos de carbono, cursos, treinamentos e eventos.
www.cerpch.org.br
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34
TECHNICAL ARTICLES
ESTUDO DO POTENCIAL DE RECEITAS DECORRENTES DE CRÉDITOS
DE CARBONO PROVENIENTES DE PROJETOS DE MDL PARA PCHs COM BASE
NA EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA (2010 – 2019)
Marcela Fernandes Pieroni
2
Regina Mambeli Barros
3
1
RESUMO
O presente estudo visa a avaliar a geração de créditos de carbono provenientes de projetos no âmbito do Mecanismo de
Desenvolvimento Limpo (MDL), de Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs), tomando por base estudos da evolução da capacidade
instalada para esses empreendimentos nos próximos nove anos. Para isso, consideraram-se duas hipóteses e dois cenários de estudo,
de forma a melhor representar a realidade da geração de receita ao longo dos anos. A hipótese 1 considera a evolução da potência
instalada de PCHs segundo dados do Plano Decenal de Expansão de Energia 2019 (PDE). Já a hipótese 2 considera o estudo de Tiago
Filho, Barros, e Silva (2009) de crescimento da potência instalada com base no Produto Interno Bruto (PIB). A simulação das emissões
de CO2 evitadas foi realizada por meio da planilha em Microsoft® Excell® de Michellis Jr (2010). Os resultados mostraram que a
previsão de crescimento das PCHs realizada com base no PIB (hipótese 1) é mais conservadora, consequentemente, levando a um
menor potencial de créditos de carbono, cerca de 4.113.957 tCO2 evitadas. Já os resultados da hipótese 2 demonstraram um total de
3.247.717 tCO2 evitadas.
PALAVRAS-CHAVE: Pequenas Centrais Hidrelétricas, Evolução da Capacidade Instalada, Créditos de Carbono.
STUDY OF THE POTENTIAL OF CARBON CREDITS TO SHP CDM PROJECTS BASED
ON EVOLUTION OF INSTALLED CAPACITY (2010 - 2019)
ABSTRACT
This study aims to assess the generation of carbon credits from projects under the Clean Development Mechanism (CDM) of Small
Hydropower (SHP), based on studies of the evolution of installed capacity for these new developments over the next nine years. For
this reason, two hypotheses and two scenarios were considered in order to better represent the reality of revenue generation over the
years. The first hypothesis considers the development of small hydro power installed according to the Ten Year Plan for Expansion of
Energy 2019 (EDP). The second hypothesis considers the study of Tiago Filho, Barros e Silva (2009) about growth of installed capacity
based on the Gross National Product (GNP). The simulation of revenues from carbon credits was done using the spreadsheet in Microsoft ® Excel ® for Michellis Jr (2010). The results showed that the forecast of growth of SHP performed based on GNP (hypothesis 1) is
more conservative, thus leading to a lower potential of carbon credits, about 4.113.957 tCO2 avoided. Already the results of hypothesis
2 showed a total of 3.247.717 tCO2 avoided.
KEYWORDS: Small Hydropower, Evolution of Installed Capacity, Carbon Credits.
1. INTRODUÇÃO
O Protocolo de Quioto, ao estabelecer o Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL), possibilitou a participação dos países
em desenvolvimento nas ações que visam ao desenvolvimento
sustentável, no âmbito da Convenção-Quadro das Nações Unidas
Sobre Mudança do Clima (CQNUMC). Por meio da execução de
projetos de MDL, estes países podem obter a Redução Certificada
de Emissões (RCEs) e posteriormente, comercializá-las aos países
desenvolvidos, os quais encontram nessa iniciativa um modo suplementar de cumprir seus compromissos estabelecidos no Protocolo de Quioto.
Segundo dados disponibilizados pelo Ministério de Ciência e
Tecnologia (MCT) (CQNUMC/MCT, 2010), um total de 6513 projetos encontram-se em alguma fase do ciclo de projetos do MDL,
sendo 2311 já registrados pelo Conselho Executivo do MDL e
4202 em outras fases do ciclo. Como verificado na figura 1, o
Brasil aparece em terceiro lugar, com 457 projetos (7%), a China
aparece em primeiro lugar, com 2470 projetos (38%), e a Índia
em segundo lugar, com 1752 projetos (27%).
A distribuição das atividades de projeto brasileiras por setor
pode ser verificada na figura 2. Observa-se a expressividade de
atividades de projeto para energia renovável (50,3%) e troca
de combustível fóssil (9,9%), nas quais se enquadra a implantação de PCHs. Já a tabela 1 apresenta os tipos de projetos de
MDL realizados no Brasil e seus respectivos potenciais de redução
de emissões. Os projetos com maiores potenciais de redução de
emissões são os de energia renovável, aterro sanitário e redução
de N2O, totalizando 70% do total de emissões de CO2 e a serem
reduzidas no primeiro período de obtenção de créditos.
1
Graduanda em Eng. Ambiental, estagiária do Centro Nacional de Referência em Pequenas Centrais Hidrelétricas CERPCH/UNIFEI,
Av. BPS, 1303, Itajubá-MG, CEP 37500-903, tel.: (35) 3629-1443, [email protected]
2
Eng. Civil, Doutora e Mestre pelo PPG-SHS/EESC/USP, Profa. Dra. - IRN/ UNIFEI, Av. BPS, 1303, Itajubá-MG, CEP 37500-903,
tel.: (35) 3629-1224, [email protected]
3
Eng. Mecânico, Doutor na área de Hidráulica pela USP e Mestre em Engenharia Mecânica na área de Máquinas de Fluxo pela UNIFEI,
Diretor e Prof. Dr. - IRN/ UNIFEI, Av. BPS, 1303, Itajubá-MG, CEP 37500-903, tel.: (35) 3629-1454, fax: (35) 3629-1265, [email protected]
35
ARTIGOS TÉCNICOS
Neste contexto, destacam-se as Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) como possíveis projetos de MDL para redução de
emissões de gases de efeito estufa (GEE). As PCHs são empreendimentos aptos para cursos d’água de pequeno e médio porte,
com quedas d’água significativas para o aproveitamento energético. Seus impactos ambientais são expressivamente menores quando comparados aos empreendimentos hidrelétricos de
grande porte, e ainda se prestam à geração descentralizada, promovendo o desenvolvimento de regiões remotas do país.
A Resolução n° 652/2003 da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL, 2003) estabelece que os aproveitamentos hidrelétricos característicos de PCHs são aqueles com potência entre 1 a
30 MW e área de reservatório de no máximo 3 km2. O aproveitamento hidrelétrico que não atender a condição para a área alagada de reservatório, será considerado com características de PCH,
caso se verifique pelo menos uma das duas seguintes condições,
a saber (ANEEL, 2003):
I – Atendimento à inequação (Eq. 1):
A≤
Fonte: (CQNUMC/MCT, 2010)
FIG. 1: Participação no total de atividades de projetos no âmbito de MDL
no mundo (Última atualização: 03 de agosto, 2010).
FIG. 1: Participation in all project activities of MDL in the world (Last updated: August 3, 2010).
FIG. 2: Distribuição das atividades de projeto no Brasil por escopo setorial
(Última atualização: 03 de agosto, 2010).
FIG. 2: Distribution of project activities in Brazil by sector scope (Last
updated: August 3, 2010).
TABELA 1: Distribuição das atividades no Brasil por tipo de projeto de MDL.
TABLE 1: Distribution of activities in Brazil by type of MDL project.
Projetos em validação/
aprovação
Energia renovável
Número de
projetos
Redução
anual de
emissão
Redução
de emissão
no 1º período
de emissão
230
19.677.309
146.455.707
Aterro Sanitário
36
11.327.606
84.210.095
Redução de N2O
5
6.373.896
44.617.272
Suinocultura
76
4.222.884
39.282.569
Troca de combustível fóssil
45
3.296.291
27.630.240
Eficiência Energética
28
2.027.173
19.853.258
2
434.438
13.033.140
Processos industriais
14
1.002.940
7.449.083
Resíduos
17
646.833
5.002.110
4
720.068
5.721.011
Reflorestamento
Emissões fugitivas
Fonte: (CQNUMC/MCT, 2010) (Última atualização: 03 de agosto, 2010)
36
14, 3 × P
Hb
(1)
Onde:
A = área do reservatório em km2;
P = potência elétrica instalada em MW;
Hb = queda bruta em m, definida pela diferença entre os
níveis d’água máximo normal de montante e normal de jusante;
O valor da área na inequação não deve ser superior a 13,0 Km2.
II - Reservatório cujo dimensionamento, comprovadamente,
foi baseado em outros objetivos que não o de geração de energia
elétrica.
Apesar das vantagens e aspectos positivos relacionados aos
empreendimentos hidrelétricos em geral, em especial às PCHs,
nos últimos anos, vêm sendo questionada a geração de energia
hidrelétrica como uma fonte “limpa”. Em decorrência do represamento de água nas usinas, discute-se sobre as emissões de CO2 e
CH4 em razão da decomposição da matéria orgânica incorporada
a esses reservatórios.
No Brasil, desde a década de 90, algumas instituições tais
como Eletrobrás, MCT, COPPE (Instituto Alberto Luiz Coimbra de
Pós-Graduação e Pesquisa de Engenharia), UFRJ (Universidade
Federal do Rio de Janeiro) e PNUD (Programa das Nações Unidas para o Desenvolvimento) vêm apoiando e desenvolvendo
estudos sobre as emissões de GEE provenientes de reservatórios
nacionais. Até o momento, estes estudos demonstraram que,
na maior parte dos casos, as usinas hidrelétricas emitem menos GEE quando comparadas a usinas termelétricas de potência
equivalente (CARDOSO; NOGUEIRA, 2008; ELETROBRÁS, 2000;
MESQUITA; MILAZZO, 2007; MCT, 2006; SANTOS, 2000). Segundo
dados disponibilizados por Cardoso e Nogueira (2008), os reservatórios das usinas hidrelétricas brasileiras emitem anualmente
0,10 tCe/MWh ao passo que as usinas térmicas emitem 0,52 tCe/
MWh. As pesquisas demonstraram também a grande variabilidade
de emissões nos reservatórios estudados, fato explicado pela diversidade dos fatores locais que influenciam as emissões de GEE,
a saber: temperatura, intensidade dos ventos, composição da
biomassa, insolação, variáveis físico-químicas da água, área de
alagamento, profundidade do reservatório, padrões de circulação
da água e até mesmo o regime de operação da usina (CARDOSO;
NOGUEIRA, 2008; ELETROBRÁS, 2000; MESQUITA; MILAZZO,
2007; BARROS; TIAGO FILHO; SILVA, 2009).
Vale ressaltar que as análises citadas acima se referem aos
grandes reservatórios e usinas hidrelétricas. Estudos relacionados às emissões de PCHs são praticamente nulos, em razão de
TECHNICAL ARTICLES
suas características de menores dimensões e impactos. Diferentemente das grandes hidrelétricas, as PCHs possibilitam uma
alta densidade de potência (capacidade instalada de geração de
energia dividida pela área da superfície no nível máximo do reservatório), o que leva a uma menor área de alagamento e consequentemente a menores quantidades de emissões de GEE.
Tendo em vista essas características, as PCHs representam
uma opção interessante no contexto de projetos de MDL por serem
fontes de energia renovável. A figura 3 mostra a capacidade
instalada, em MW, de atividades de projetos do MDL no setor
de energia aprovadas pela Comissão Interministerial de Mudança Global do Clima (CIMGC). Observa-se que as PCHs estão em
terceiro lugar, com 831 MW, sendo as hidrelétricas em primeiro
lugar, com 1625 MW, e a cogeração com biomassa em segundo,
com 1334 MW (CQNUMC/MCT, 2010).
na Tabela 2, prevê-se um crescimento dos atuais 4043 MW para
6996 MW em 2019, o que representa uma taxa de crescimento
de 300 MW/ano. Em porcentagem, esses valores representam um
aumento de participação de 3,60% para 4,17%.
TABELA 2: Evolução da Capacidade Instalada por fonte de
geração (MW).
TABLE 2: Evolution of Installed Capacity by source of generation (MW).
Fonte: (PDE, 2010).
Apesar do otimismo do PDE quanto à participação das PCHs,
falta um planejamento de longo prazo. Segundo estudos realizados por Tiago Filho, Mambeli e Silva (2009) acerca da projeção
da evolução da capacidade instalada de energia considerando a
influência do crescimento do Produto Interno Bruto (PIB) é possível demonstrar a diminuição da atratividade econômica dos
empreendimentos à medida que os bons empreendimentos vão
escasseando.
FIG. 3: Capacidade instalada (MW) das atividades de projeto do MDL aprovadas na CIMGC (Última atualização: 03 de agosto, 2010).
FIG. 3: Installed capacity (MW) of the MDL project activities approved in
CIMGC (Last updated: August 3, 2010).
Segundo Michellis Jr. (2010), as PCHs podem ser utilizadas
para a obtenção de créditos de carbono de duas maneiras: em
sistema isolado ou no sistema interligado nacional (SIN). Em
sistemas isolados, a PCH pode substituir uma usina termelétrica,
creditando-se das emissões evitadas pela usina desativada. Na
linha de base, as emissões de uma usina termelétrica dieselétrica
são de 800 a 1200 kg/MWh. A exemplo disso, menciona-se a
metodologia de linha de base AMS - IA Geração de Eletricidade pelo
Usuário que é uma categoria que emprega tecnologias renováveis,
tais como a energia hidrelétrica, para ser usada pelo usuário
no próprio local, podendo esta ser nova ou substituir unidades
geradoras existentes a base de combustíveis fósseis (CQNUMC,
2008). Em sistemas interligados, a PCH acrescenta energia elétrica à rede pertencente ao SIN. O SIN é composto por diversos
tipos de usinas, tais como hídricas, térmicas e biomassa, as quais
apresentam um fator de emissões de GEE variáveis em função
do despacho do parque gerador. Neste caso, as PCHs podem se
creditar baseando-se nos valores correspondentes aos fatores de
emissão do SIN (MICHELLIS JR., 2010).
Cenário de crescimento previsto para PCHs
Segundo dados publicados por Tiago Filho et al (2010), no
biênio de 2008/2009 o mercado de PCHs cresceu expressivamente,
passando de 310 plantas em operação, correspondentes a uma
capacidade instalada de 2209 MW, em 2008, para 358 plantas,
correspondendo a 3018 MW de capacidade instalada, em 2009.
De acordo com o Plano Decenal de Expansão de Energia 2019
(PDE, 2010) essa participação das PCHs na matriz elétrica nacional
deve aumentar ainda mais nos próximos anos. Conforme mostrado
FIG. 4: Correlação entre a Capacidade Instalada com base em PIB e a correlação efetuada com base nas curvas com taxa decrescente de crescimento.
FIG. 4: Correlation between the Installed Capacity based on GNP and the
correlation made based on the curves with decreasing rate of growth.
De acordo com a curva referente ao PDE (laranja) apresentada na figura 4, o PDE prevê um crescimento para as PCHs acima
da taxa de crescimento do PIB (Previsão de Crescimento de PCHs
com base no PIB, em roxo), desconsiderando o aumento do grau
de dificuldade técnica e a diminuição da atratividade dos novos
empreendimentos que são função das condições de mercado no
curto prazo, tanto do regulado como do livre, e do interesse dos
investidores (GALHARDO; TIAGO FILHO; MAMBELI, 2010).
2. METODOLOGIA
A metodologia do presente estudo consistiu no cálculo das
emissões de CO2 evitadas provenientes de atividades de projetos
de MDL para PCHs, considerando o cenário de crescimento até
2019 (figura 4) apresentado anteriormente. Para isso, propõe-se
a utilização de duas hipóteses e dois cenários, a saber:
37
ARTIGOS TÉCNICOS
• Hipótese 1: Considera-se a evolução da capacidade instalada
proposta pelo PDE (figura 4 - curva laranja e tabela 2). Neste
caso, a capacidade instalada para PCH prevista para 2019 é
de 6966 MW, o que equivale a um acréscimo de 2923 MW a
partir de 2010. Em unidades de PCH esse potencial equivale
a 97 novas usinas, considerando os valores máximos estabelecidos pela resolução da ANEEL (ANEEL, 2003) que define
que os aproveitamentos hidrelétricos característicos de PCHs
aqueles com potência de até 30 MW e área de reservatório
de até 3 km2;
• Hipótese 2: Considera-se a previsão com base no PIB proposta por Tiago Filho, Barros, e Silva (2009) (figura 4 - curva
roxa). Neste caso, a capacidade instalada para PCH prevista
para 2019 é de, aproximadamente, 6000 MW, o que equivale
a um acréscimo de 2600 MW a partir de 2010. Em unidades
de PCHs esse valor corresponde a 86 novas usinas.
Para cada hipótese acima citada, consideram-se dois cenários:
a)Primeiro cenário: as porcentagens de potência instalada
distribuídas entre sistema interligado e isolado para as
PCHs seriam, respectivamente, de 70% e 30%.
b)Segundo cenário: as porcentagens de potência instalada
distribuídas entre sistema interligado e isolado para as
PCHs seriam, respectivamente, de 65% e 35%.
Michellis Jr. (2010) ressalta a importância de demonstrar a
adicionalidade do projeto para viabilizar os créditos de carbono,
além de destacar que não geram créditos PCHs com relação de
potência por área inferior a 4 W/m², e ainda, as PCHs que apresentam relação entre 4 W/m2 e 10 W/m2 devem considerar um
deságio de 90 kg/MWh.
Para a simulação dos cálculos de emissões evitadas pelos projetos de MDL de PCHs, para ambos os casos de sistema isolado
ou interligado, e as correspondentes receitas de créditos de carbono gerados, utilizou-se a planilha em Microsoft® Excell® de
Michellis Jr (2010). Os cálculos propostos na planilha são apresentados a seguir:
a) Sistema isolado
a. Para valores de densidade de potência entre 4 e 10 W/m2:
Emissões evitadas (tCO2) = (Fe – 0,09) * E
Sendo Fe o fator de emissão da linha de base para o sistema
isolado (tCO2/MWh), E a energia gerada anualmente pela PCH
(MWh/ano) e o deságio 0,009 gCO2/MW.
b.Para valores de densidade de potência maiores que 10 W/m2:
Emissões evitadas (tCO2) = Fe * E
Onde não se considera o deságio de 90 kgCO2/MWh.
b)Sistema interligado
a.Para valores de densidade de potência entre 4 e 10 W/m2:
Emissões evitadas (tCO2) = (Fsin – 0,09) * E
Sendo o Fsin o fator de emissão da linha de base para o SIN.
b.Para valores de densidade de potência maiores que 10 W/m2:
Emissões evitadas (tCO2) = Fsin * E
Além dos dados já supracitados determinados acima, são
necessários outros dados de entrada para a simulação na planilha em Microsoft® Excell® de Michellis Jr (2010), os quais são
listados a seguir:
• Fator de carga: 55%;
• Cotação da tCO2: €14,23 (ECX, 2010);
• Cotação do Euro: R$ 2,322 (em 09/08/2010);
• Dados como custos com o projeto de MDL ($17.000), validação ($16.800), registro PDD ($20.000), monitoramento
38
($4.000), taxa de sucesso (5%), fundo ONU (2%), desenvolvimento (R$ 20.548) e monitoramento (R$ 15.796) foram
todos extraídos da base de dados da planilha em Microsoft®
Excell® de Michellis Jr (2010).
Tendo em vista que o valor do crédito de carbono é bastante
flutuante, a metodologia do presente estudo priorizou estimar
as emissões de CO2 evitadas e não as receitas em dinheiro dos
correspondentes créditos de carbono. Sendo assim, a cotação da
tonelada de CO2 aqui apresentada serviu apenas para ilustrar e
discutir os resultados obtidos.
Por fim, são necessários ainda os valores referentes aos fatores de emissão do sistema isolado e do SIN. A tabela 3 apresenta
os fatores de emissão médios do SIN de acordo com os dados
disponibilizados pelo MCT (MCT, 2010).
TABELA 3: Fatores de emissão médios anual e mensal - SIN.
TABLE 3: Average emission factors annual and monthly - SIN
MARGEM DE CONSTRUÇÃO
Fator de Emissão Médio (tCO2/MWh) - ANUAL
0,0794
MARGEM DE OPERAÇÃO
Fator de Emissão Médio (tCO2/MWh) - MENSAL
Janeiro
Fevereiro
Março
Abril
Maio
Junho
0,2813
0,2531
0,2639
0,2451
0,4051
0,3664
Julho
Agosto
Setembro
Outubro
Novembro
Dezembro
0,2407
0,1988
0,1622
0,1792
0,1810
0,1940
FATOR DE EMISSÃO 2009 (tCO2/MWh)
0,1635
Fonte: MCT (2010)
Para o fator de emissão médio do sistema isolado, utilizou-se o
valor sugerido na planilha de Michellis Jr (2010) de 0,855 tCO2/MWh.
3. RESULTADOS
Os resultados apresentados a seguir constaram das RCEs brutas, ou seja, as toneladas totais de carbono evitadas, e das RCEs
comercializáveis, referentes às toneladas totais descontados a
taxa de sucesso e o fundo da ONU (tabelas 4, 5, 6 e 7).
TABELA 4: Resultados referentes à Hipótese 1 e primeiro cenário.
TABLE 4: Results referring to Hypothesis 1 and the first scenario.
FATOR DE EMISSÃO
Isolado
SIN 2009
0,855000
0,163481
RCEs Bruto (tCO2)
3.217.677
721.164
RCEs Comercializáveis (tCO2)
2.992.440
670.682
Fator de emissão da linha de base de CO2
(tCO2/MWh)
EMISSÕES EVITADAS - RCEs (tCO2)
TABELA 5: Resultados referentes à Hipótese 1 e segundo cenário.
TABLE 5: Results referring to Hypothesis 1 and the second scenario.
FATOR DE EMISSÃO
Isolado
SIN 2009
0,855000
0,163481
RCEs Bruto (tCO2)
3.753.957
669.652
3.491.180
622.777
(tCO2/MWh)
TECHNICAL ARTICLES
TABELA 6: Resultados referentes à Hipótese 2 e primeiro cenário.
TABLE 6: Results referring to Hypothesis 2 and the first scenario.
FATOR DE EMISSÃO
Isolado
SIN 2009
0,855000
0,163481
RCEs Bruto (tCO2)
2.852.786
639.382
2.653.091
594.626
(tCO2/MWh)
4. CONSIDERAÇÕES FINAIS
TABELA 7: Resultados referentes à Hipótese 2 e segundo cenário.
TABLE 7: Results referring to Hypothesis 2 and the second scenario.
FATOR DE EMISSÃO
Isolado
SIN 2009
0,855000
0,163481
RCEs Bruto (tCO2)
3.328.250
593.712
3.095.273
552.152
(tCO2/MWh)
A tabela 8 apresenta um resumo dos resultados referentes às
receitas líquidas provenientes dos créditos de carbono potenciais
para projetos de MDL de PCH, considerando os quatro casos de
análise.
TABELA 8: Tabela resumo das receitas líquidas provenientes
dos créditos de carbono para os quatro casos analisados.
TABLE 8: Summary table of net revenue from the carbon credits for the four cases examined.
Hipótese/cenário
Previsão PDE (70% SIN; 30% sist. isol.)
PIB é menos favorável para geração de créditos de carbono, para
ambos os cenários considerados. Isto ocorre, pois esta previsão
leva em consideração a diminuição da atratividade econômica dos
empreendimentos à medida que os bons empreendimentos vão se
escasseando (GALHARDO; TIAGO FILHO; MAMBELI, 2010).
Isolado
SIN
Total
2.992.440
670.682
3.663.122
4.113.957
Previsão PDE (65% SIN; 35% sist. isol.)
3.491.180
622.777
Previsão em PIB (70% SIN; 30% sist. isol.)
2.653.091
594.626
3.247.717
Previsão em PIB (65% SIN; 35% sist. isol.)
3.095.273
552.152
3.647.425
Observa-se que as emissões evitadas são maiores para o
caso da instalação de PCH em sistema isolado. Isto ocorre, pois
a atividade de projeto de MDL para este caso promove a substituição de uma usina termelétrica e credita-se das emissões evitadas pela usina desativada. Já para o caso do SIN, os projetos
de MDL creditam-se com base no fator de emissão do SIN, e por
este ser composto majoritariamente por fontes de energias renováveis, representa um valor significativamente menor quando
comparado ao fator de emissão do sistema isolado de fonte fóssil
(Isolado: 0,855 tCO2/MWh; SIN: 0,163 tCO2/MWh).
O caso mais otimista dentre os quatro analisados, conforme
tabela 8, é o da previsão do PDE (PDE, 2010) para o segundo
cenário (potência instalada distribuída na proporção de 65% para
SIN e 35% para sistema isolado). Para este caso, tem-se um
potencial de emissões evitadas de 4.113.957 tCO2, o que corresponde a uma receita bruta de R$ 135.933.591,00, considerando a cotação da tonelada de CO2 e a cotação do euro (vide
metodologia). Já o caso economicamente menos favorável, ou
seja, mais conservador é o da previsão com base em PIB para o
primeiro cenário (potência instalada distribuída na proporção de
70% para SIN e 30% para sistema isolado) com um potencial
de emissões evitadas de 3.247.717 tCO2, o que corresponde a
R$ 107.311.247,00 em receita bruta de crédito de carbono.
Observa-se ainda, conforme tabela 8, que os valores referentes às emissões evitadas para a previsão realizada com base no
No presente estudo foi possível estimar as potenciais emissões de CO2 evitadas para projetos de MDL de PCHs, com base
na evolução da potência instalada prevista nos próximos nove
anos. Para tanto, considerou-se duas hipóteses e dois cenários de
estudo, de forma a melhor representar a realidade da geração de
receita ao longo dos anos. A hipótese 1 considera a evolução da
potência instalada de PCHs segundo dados do PDE (PDE, 2010),
tal estudo estima um crescimento de 2923 MW de potência instalada. Já a hipótese 2 considera o estudo de Tiago Filho, Barros, e
Silva (2009) de crescimento da potência instalada com base no
PIB, tal estudo estima um crescimento de 2600 MW para as PCHs.
Os cálculos foram realizados por meio da planilha em Microsoft®
Excell® de Michellis Jr (2010) e os resultados mostraram que para
o caso mais otimista, hipótese 1 e segundo cenário, tem-se um total de 4.113.957 tCO2 evitadas equivalendo a R$ 135.933.591,00
em receitas brutas de créditos de carbono. A situação mais desfavorável, hipótese 2 e primeiro cenário, apresenta um potencial
de 3.247.717 tCO2 evitadas equivalendo a R$ 107.311.247,00 em
receitas brutas de créditos de carbono. Verificou-se ainda que a
previsão de crescimento das PCHs realizada com base no PIB é
mais conservadora, consequentemente levando a um menor potencial de geração de créditos de carbono. Em contrapartida, o
PDE mostra-se mais otimista e com maior potencial de geração
de créditos, mas desconsidera o grau de dificuldade técnica e a
diminuição da atratividade dos novos empreendimentos que são
função das condições de mercado no curto prazo e do interesse
dos investidores (GALHARDO; TIAGO FILHO; MAMBELI, 2010).
Para fins de simplificação de cálculos, considerou-se que as
novas PCHs previstas, segundo as duas hipóteses analisadas,
possuem características equivalentes aos valores máximos estabelecidos pela resolução da ANEEL (ANEEL, 2003) que definiu
as PCHs como empreendimentos com potência de até 30 MW e
área de reservatório de até 3 km2. Os valores de fatores de emissão de CO2 considerados para simulação compreenderam, para
o sistema isolado, o valor sugerido na planilha de simulação de
0,855 tCO2/MWh, e para o SIN, o valor disponibilizado pelo MCT
(MCT, 2010) para o ano de 2009 de 0,163 tCO2/MWh.
Por fim, ressalta-se ainda que neste estudo todo o potencial
de crescimento previsto para PCH foi considerado na estimativa
de obtenção de créditos de carbono. No entanto, uma atividade
de projeto, para ser contemplada no âmbito do MDL, entre outros
requisitos, deve ser comprovadamente um projeto adicional, ou
seja, a PCH, como projeto de MDL, não seria viabilizada sem os
recursos provenientes dos créditos de carbono.
5. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
• [1] CÁLCULO dos fatores de emissão de CO2 pela geração
de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional do Brasil.
Disponível em: <http://www.reciclecarbono.com.br/biblio/
calculoco2.pdf> Acesso em: 22 abr. 2010.
• [2] CARDOSO, R. B.; NOGUEIRA, L. A. H. Estudo de Emissões
de Gases do Efeito Estufa de Reservatórios Brasileiros. Revista
PCH Notícias & SHP News, Itajubá, n. 41, p. 21-25, 2009.
• [3] CENTRO DE GESTÃO E ESTUDOS ESTRATÉGICOS – CGEE.
Manual de Capacitação: Mudança do Clima e Projetos de
Mecanismo de Desenvolvimento Limpo. Brasília, DF: 2008.
39
ARTIGOS TÉCNICOS
• [4] CQNUMC-MCT. CONVENÇÃO-QUADRO DAS NAÇÕES UNIDAS SOBRE MUDANÇA DO CLIMA - MINISTÉRIO DE CIÊNCIA
E TECNOLOGIA. Status atual das atividades de projeto no
âmbito do Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL) no
Brasil e no mundo (Última compilação do site da CQNUMC: 03
de agosto de 2010). Disponível em:< http://www.mct.gov.
br/upd_blob/0212/212093.pdf>. Acesso em: 06 ago. 2010.
• [5] CQNUMC - CONVENÇÃO-QUADRO DAS NAÇÕES UNIDAS
SOBRE MUDANÇA DO CLIMA. Metodologia de linha de base
e monitoramento: AMS I.A Eletricity Generation by the User.
Versão 13. [2008]. Disponível em: <http://cdm.unfccc.int/
methodologies/DB/4YDGOV6I3UOHV6NN5HMDIZPFRBW8IQ/
view.html>Acesso em: 30 abr. 2010.
• [6] ECX – EUROPEAN CLIMATE EXCHANGE. Disponível em:
<http://www.ecx.eu/ CERemindx>. Acesso em: 09 de ago. 2010.
• [7] ELETROBRÁS. Emissões de dióxido de carbono e de metano pelos reservatórios hidrelétricos brasileiros: Relatório final. Rio de Janeiro: Eletrobrás, 2000. 176p.
• [8] GALHARDO, C.; TIAGO FILHO, G. L.; MAMBELI, R. O
cenário geral de crescimento previsto para as PCHs no Brasil
de acordo com o Plano Decenal 2010-2019. Revista PCH Notícias & SHP News, Itajubá, no 45, p. 36-37, 2010.
• [9] MINISTÉRIO DE CIÊNCIA E TECNOLOGIA – MCT. Primeiro
inventário brasileiro de emissões antrópicas de gases de efeito
estufa: emissões de dióxido de carbono e de metano pelos
reservatórios hidrelétricos brasileiros. 2006. Disponível em:
<http://www.mct.gov.br/upd_blob/0008/8855.pdf>. Acesso
em: 7 mai. 2010.
• [10] MINISTÉRIO DE CIÊNCIA E TECNOLOGIA – MCT. Fatores de Emissão de CO2 pela geração de energia elétrica no
Sistema Interligado Nacional – Ano base 2010. Disponível em:
40
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•
•
•
<http://www.mct.gov.br/index.php/content/view/321144.
html#ancora >. Acesso em: 06 mai. 2010.
[11] MESQUITA, E. N.; MILAZZO, M. L. Emissão de Gases
de Efeito Estufa de Reservatórios de Usinas Hidrelétricas.
In: CONGRESO CIER DE LA ENERGÍA - CONSIER, 3., 2007,
Medellín. Anais eletrônicos ... Medellín: CONCIER, 2007. Disponível em: <http://sg.cier.org.uy/cdi/cier-zeus.nsf/5d482b8
005681b6203256f51000315dc/2AD2D8934AD6BDC8832575
E600631226/$FILE/III%20CONCIER-BR-64-AC.pdf> Acesso
em: 07 mai. 2010.
[12] MICHELLIS JR., Décio. Planilha para cálculo de receita
líquida por crédito de carbono em projetos de PCHs [mensagem pessoal]. Mensagem recebida por <remambeli2001@
yahoo.com.br> em 13 jan. 2010.
[13] PDE - Plano Decenal de Expansão de Energia 2019 /
Ministério de Minas e Energia. Empresa de Pesquisa Energética. Brasília: MME/EPE, 2010.
[14] SANTOS, M. A. Inventário de Emissões de Gases de
Efeito Estufa Derivadas de Hidrelétricas. 2000. 154p. Tese
(Doutorado em Ciências em Planejamento Energético) –
COPPE, Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2000.
[15] TIAGO FILHO, G. L.; BARROS, R. M.; SILVA, F. G. B.
Tendências para o crescimento de potência instalada de
pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) no Brasil, com base
em seu Produto Interno Bruto (PIB). Revista Brasileira de Recursos Hídricos, 2010.
[16] TIAGO FILHO, G. L.; GALHARDO, C. R.; BARBOSA, A. C.;
BASTOS, A. S. Uma Análise do Cenário Político e Regulatório
Brasileiro das PCHs no Biênio. Revista PCH Notícias & SHP
News, Itajubá, no 44, p. 37-43, 2010.
TECHNICAL ARTICLES
CFD APPROACH FOR PREDICTION OF EFFICIENCY OF FRANCIS TURBINE
Sanjay Jain
R. P. Saini
3
Arun Kumar
1
2
ABSTRACT
Turbine is the most critical component in hydropower plants because it affects the cost as well as overall performance of the plant.
Hence, for the cost effective design of any hydropower project, it is very important to predict the hydraulic behavior and efficiency of
hydro turbines before they are put in actual use. Experimental approach of predicting the performance of hydro turbine is costly and
time consuming compared to CFD approach. The aim of the paper is to predict the performance and efficiency of Francis turbine using
CFD approach and to validate the same with model testing results. The overall efficiency of the turbine is determined based on the
fundamental equation i.e. ratio of output to input power. The various parameters used in the equation depend on the type of boundary
conditions used for the numerical simulation. Two sets of boundary conditions viz. (i) pressure inlet and pressure outlet and (ii) mass
flow inlet and pressure outlet were used. The overall efficiency predicted with CFD approach was compared with the model testing
results obtained from the manufacturer and very good agreement was found. CFD approach may be helpful in improvement of the
existing efficiency measuring techniques and evaluation of the performance of hydro turbines.
KEYWORDS: CFD, Francis Turbine, Hydropower Projects
1. INTRODUCTION
There are many components in hydropower plant but turbine
is the heart of any hydropower plant because it affects the cost
as well as overall performance of the whole plant. Typical cost
distribution for low, medium and high head hydropower projects is
shown in Fig. 1[1]. In case of high head plants the turbine cost is
less compared to the cost of civil components as it is very difficult
to carry out construction work in hilly areas. But for medium and
low head hydropower plants, the typical turbine cost may vary
from 15 to 35 percentage of the whole power project cost. Thus,
for the cost-effective design of hydropower project it is very crucial
to understand the flow characteristics in different parts of the turbine i.e. how energy transfer and transformation take place in the
different parts, which help in predicting their performance in advance before manufacturing them. The normal practice to predict
the efficiency of a hydro turbine is based on theoretical approach
or experimental model testing. Theoretical approach for prediction
of efficiency just gives a value; but it is unable to identify the main
cause for the poor performance. Conversely, model testing is considered to be costly and time consuming process.
Computational Fluid Dynamics (CFD) is the present day stateof-art technique in fluid flow analysis. It has wide range of applications-like aerodynamics of aircraft and vehicles, flow analysis of turbo-machinery, hydrodynamics of ships, power plants, automobiles,
process industries, marine engineering, biomedical engineering etc.
Also, CFD analysis is considered as a powerful alternative design
tool to provide insight into flow characteristic in hydropower components. Many investigators have applied CFD as a numerical simulation tool for the analysis of Francis turbine such as for prediction of
part load performance, cavitation behavior, rotor-stator interaction
etc. A team from Sulzer Hydro and Sulzer Innotec. [2] modeled a
complete Francis turbine – from the inlet of the spiral casing to the
draft tube outlet – using a 3D Navier Stokes code which can be
used to design new runners that match existing components more
accurately, at a lower cost than by using model tests.
Ciocan et al. [3] presented a CFD methodology to study the
unsteady rotating vortex in the draft tube of a Francis turbine at
part load conditions and associated experimental study of the
flow phenomena. They performed unsteady Reynolds-Averaged
Navier-Stokes (URANS) simulation for the flow and validated the
same with experimental results.
FIG. 1: Typical plant cost for high, medium and low head hydropower projects
Bajic [4] introduced a novel technique for diagnostics of turbine cavitation in a Francis turbine which enables identification
of different cavitation mechanisms functioning in a turbine and
delivers detailed turbine cavitation characteristics, for each of the
mechanisms or for the total cavitation. He conducted the experiments and reported that how a turbine cavitation behavior can
be improved and how a turbine operation can be optimized with
respect to cavitation erosion.
This paper presents the CFD approach for prediction of efficiency of a 3 MW capacity Francis turbine. The numerical simulations were carried out using commercial CFD package Fluent
for the prediction of overall efficiency. The overall efficiency of
hydro turbine was determined based on the fundamental equations. The various parameters used in the equations depend on
Assistant Professor Mechanical Engg Dept, Institute of Technology, Nirma University, Ahmedabad-382481(Gujarat)
Associate Professor Alternate Hydro Energy Centre, Indian Institute of Technology, Roorkee-247667(Uttarakhand)
3
Head Alternate Hydro Energy Centre, Indian Institute of Technology, Roorkee-247667(Uttarakhand)
1
2
41
ARTIGOS TÉCNICOS
the type of boundary conditions used for the numerical simulation. Two sets of boundary conditions were used. The comparison
of CFD results with the model testing results obtained from the
manufacturer is also presented.
2. DIFFERENT EFFICIENCIES OF HYDRO TURBINES [5]
For hydropower plants, a gross head is defined as the difference between the head race level and the tail race level when no
water is flowing through different components. When water flow
through the system the hydraulic losses are occurring which can
be categorized as major losses and minor losses. The head loss
occurring due to friction in different components is known as major losses whereas the head losses occurring due to either change
in direction or cross sectional area of flow i.e. due to bends & pipe
fittings, at entrance & exit of penstock etc. are known as minor
losses. The minor losses are very small compared to major losses
hence can be neglected. Accordingly, the net or effective head
acting on the turbine can be found by subtracting hydraulic losses
from the gross head.
The total quantity of the water issuing from the jet may not
strike the turbine blades. A part of the total discharge may leak
through the gap between the runner blades and guide vanes and
some flow may escape through the stuffing box around the shaft.
The leakage loss is taken into account by considering mechanical
efficiency (ηv) which is defined as:
ηv =
volume of water actually striking the run
nner blades available at the turbinee shaftt
=
total water supplieed by the jet
Qa
Q
When water flow through the turbine hydraulic losses may occur due to blade friction, eddy formation in different components,
change in flow direction as well as due to loss in kinetic energy at
the exit of the turbine. In power generation, the hydraulic losses
are taken into account by considering the hydraulic efficiency
(ηh) which is defined as:
ηh =
=
power developed by the turbine runner
powe
er supplied by the water jet at entrance off the turbine
ρQa(Vw1 ± Vw2)u
ρgQah
where, Hr =
=
(Vw1 ± Vw2)u
gH
=
Hr
H
(Vw1 ± Vw2)u
represents the energy transfer per
g
unit weight of water and is known as ‘Euler head’ or ‘Runner
head’.
The power developed by a turbine runner is decreased by
mechanical losses caused by friction between the rotating parts
(shaft and the runner), friction between the stationary part
(bearing and sealing) and by friction in the elements that transmit power. Due to these losses, the power available at the turbine
shaft is less than the power developed by the turbine runner.
The mechanical losses are taken into account by considering mechanical efficiency (ηm) which is defined as:
ηm =
power available at the turbinee shaft
powe
er developed by the turbine runner
2πN
NT
=
60
ρgQaHr
Overall efficiency (ηo) of the turbine is the product of hydraulic, mechanical and volumetric efficiency. It may be defined as:
42
ηo =
power available at the turbinee shaft
powe
er supplied by the water jet at entrance off the turbine
2πNT
=
60 = η × η × η
u
m
v
ρgQaHr
There are various approaches of finding efficiency of the
turbine like based on input and output power from the system,
based on percentage head drop in different components, based
on the losses occurring in different components etc. Drtina and
Sallaberger [6] discussed the basic principles of hydraulic turbines, with special emphasis on the use of CFD as a tool which is
being increasingly applied to gain insight into the complex threedimensional phenomena occurring in these machines. They calculated efficiency of Francis turbine based on the pressure losses
occurring in the different components.
Patel and Satanee [7] carried out CFD analysis of Francis turbine
for the improvement of efficiency, cavitation performance and dynamic behavior. They calculated efficiency based on the percentage
head drop in different components. They put thin vane in the bend
portion of the draft tube and found that secondary flow in the draft
tube can be minimized by providing vane in the draft tube.
Jain et al. [8] carried out the flow analysis of Francis turbine
at design and off-design conditions. They calculated the overall
efficiency of turbine based on output and input power. They used
three different turbulence models namely; standard k-ε, Renormalization group (RNG) k-ε and k-ω shear stress transport (SST)
models. They found that k-ω SST model is better suited for simulation in hydro turbines compared to other two models. They observed low pressure zone near the inlet potion of the draft tube
at part load operating conditions.
3. COMPUTATIONAL FLUID DYNAMICS
CFD is the analysis of systems involving fluid flow, heat transfer and associated phenomena such as chemical reactions by
means of computer-based simulation. The physical aspect of fluid
flow in hydro turbines is governed by two fundamental conservation laws:
(i) Conservation of Mass: In all real life conditions mass is
always conserved on macro as well as micro levels. The generalized
mass conservation equation in differential form is given below:
∂ρ
∂t

+ ∇ • ρV = 0
( )
(ii) Conservation of Momentum: The external forces acting on a volume element in a flow field are considered to be
consisting of surface forces and body forces. The surface forces
results from the stresses acting on the surface of the volume
element such as shear stresses, pressure forces and surface tension. And the body forces may result from the effects such as
the gravitational, electric and magnetic fields acting on a body of
fluid. The generalized momentum conservation equation in differential form is given below:


 µ

 ∂V 
ρ
+ V • ∇V  = Fb − ∇p + µ∇2 V + ∇ ∇ • V
3
 ∂t

(
)
CFD is the art of replacing these partial differential equations
in these fundamental governing equations with discretized algebraic forms, which in turn are solved to obtain numbers using
computer for the flow field values at discrete points in time and/
or space. The end product of CFD is indeed a collection of numbers, in contrast to a closed-form analytical solution.
TECHNICAL ARTICLES
4. CFD PREDICTION OF EFFICIENCY OF HYDRO TURBINE
– A CASE STUDY
The CFD approach for prediction of efficiency of a 3 MW capacity horizontal axis Francis turbine is presented. The rated head
and discharge for the turbine were 48 m and 7.2 m3/s respectively. The computational model consists of spiral casing, 18 numbers
of stay vanes and guide vanes, runner having 13 numbers of
blades and a draft tube. The geometry of the turbine was created
in GAMBIT, which is a preprocessor of FLUENT. The computational
domain was meshed using unstructured grid consists of triangular and tetrahedral element. The total number of mesh elements
was around 2.5 million for the entire assembly. The assembly
drawing and grid for the Francis turbine are shown in Figs. 2 & 3
respectively. The flow in the runner was computed in the moving
reference frame, while the flow in the stationary components was
calculated in the stationary reference frame. The steady state
simulations were carried out at design and off-design conditions
using Reynolds averaged Navier-Stokes (RANS) equations with
different turbulence models. To consider turbulence effect in the
flow shear stress transport k-ω model was used. The simulations
were carried out between 50% and 85% guide vane openings at
4 different operating points to cover wide range of discharge.
The overall efficiency of hydro turbine was determined based
on the fundamental equations. The various parameters used in
the equations depend on the type of boundary conditions used
for the numerical simulation. Literature suggest different sets of
boundary conditions for the CFD analysis of hydro turbines e.g.
total pressure inlet & static pressure outlet, mass flow inlet &
static pressure outlet [9]. Patel and Satanee [7] used mass flow
inlet and pressure outlet boundary conditions for the numerical
simulation of Francis turbine. Ruprecht et al. [10] used mass flow
inlet and outflow boundary conditions. For the present analysis
two sets of boundary conditions viz. (i) pressure inlet and pressure outlet and (ii) mass flow inlet and pressure outlet were attempted and presented in this section.
4.1 Simulations with first set of boundary conditions
For the first set of boundary conditions, i.e. pressure inlet
and pressure outlet, following input and output parameters
were used:
• Input parameters: total pressure inlet (Pt1) was defined at the
turbine casing inlet, total pressure considering draft tube submergence was defined at draft tube outlet (Pt2) and turbine
runner was defined in moving reference frame with rotational
speed (N). Gird interface was defined between stationary &
rotating part i.e. between casing & runner as well as between
runner & draft tube.
• Output parameters (generated by Fluent): the volume flow
rate (Q) was calculated based on the mass fluxes entering
and leaving the turbine and torque (T) acting on the turbine
was calculated based on the total moment acting on the rotating runner which was a resultant of pressure and viscous
moments.
However, after few sets of numerical simulations the results
were found diverging and hence simulations were stopped. And
for the rest of the analysis second set of boundary conditions
were used and presented in the next section.
4.2 Simulations with second set of boundary conditions
FIG. 2: Assembly drawing of Francis turbine
FIG. 3: Grid for Francis turbine
For the second set of boundary conditions mass flow inlet
was specified at casing inlet and pressure outlet was specified at
draft outlet. Grid interface was defined between casing & runner
as well as between runner & draft tube. The various boundary
conditions are shown in Fig. 4.
FIG. 4: Boundary conditions
43
ARTIGOS TÉCNICOS
Tω
Q (pt1 − pt2)
In above equation, T is the net torque acting on the runner
(N-m), ω is the angular speed (radian), Q is discharge through
turbine (m3/s), pt1 is total pressure at the inlet to the casing (Pa)
and pt2 is the total pressure at the exit of draft tube (Pa). The
net torque acting on the runner is a resultant of pressure and
viscous moments and is calculated by taking surface integral of
cross product of stress tensor and radius vector.
→
T = (r ×(τ ⋅ n)dS) ⋅ a
Input parameters:
Mass flow rate (Q) was defined at the turbine casing inlet and
total pressure (Pt2) considering draft tube submergence was defined at draft tube outlet. Turbine runner was defined in moving
reference frame with rotational speed (N = 600 rpm) and casing
& draft tube were considered in stationary reference frame. The
range of input parameters is given in Table I.
Table I: Input parameters
Discharge , Q (m3/s)
Angular speed,
ω (rad/sec)
Pressure outlet,
Pt2 (Pa)
8.00
62.8
32127
7.20
62.8
32127
5.93
62.8
32127
4.71
62.8
32127
100.00
Efficiency(%)
ηo =
data. It can be seen that as discharge passing through turbine
increases the turbine power output also increases. The overall
efficiency of turbine increases with increasing discharge, reaches
maximum at design discharge and then starts decreasing. The
power output predicted by CFD shows very good agreement with
the model testing results obtained from the manufacturer. But
some deviation in the overall efficiency was observed; however
the trend of both the curves was exactly the same. The deviation
in the efficiency may be due to various assumptions, discretization errors, modeling errors and round off errors.
90.00
model
testing
80.00
k-ω SST
70.00
60.00
0
6
8
10
FIG. 5: Power versus discharge curve
4000
3000
model
testing
2000
k-ω SST
1000
0
0
2
4
6
8
10
Discharge (m /s)
3
Based on the boundary conditions applied in the input parameters, the mass and momentum conservation equations were
solved iteratively and various output parameters were generated.
The head acting on the turbine (H) is calculated based on the
total pressure acting on the turbine and torque (T) acting on the
turbine is calculated based on the total moment acting on the
rotating runner which is a resultant of pressure and viscous moments. The range of output parameters obtained from FLUENT is
given in Table II.
Table II: Output parameters generated by FLUENT
Torque,
T (N-m)
Torque components
Tx (N-m)
Ty (N-m)
Tz (N-m)
532456.66
- 889.86
49.11
- 51888.93
51896.59
553658.83
- 650.80
25.25
- 47738.43
47742.88
575276.75
- 445.10
227.10
- 40069.43
40072.55
600116.75
- 1903.68
1465.25
- 31624.23
31715.35
Based on the above parameters obtained from FLUENT software, the turbine power output and overall efficiency of turbine
were worked out and compared with the model testing results
obtained from the manufacturer as shown in Figs. 5 & 6 respectively. If volumetric and mechanical efficiency of the turbine are
known, hydraulic efficiency can also be worked out using above
44
4
Discharge (m /s)
Output parameters:
Pressure
at casing
inlet, Pt1
(Pa)
2
3
Power(kW)
The overall efficiency of the Francis turbine is calculated based
on the fundamental equation, i.e. ratio of output power from the
turbine to input power supplied to the turbine.
FIG. 6: Efficiency versus discharge curve
5. CONCLUSIONS
The experimental approach of evaluating the performance of
hydro turbine is costly as well as time consuming. Conversely,
CFD approach is faster and very large amount of results can be
produced at virtually no added cost. The CFD approach for prediction of efficiency of Francis turbine was presented in this paper. The numerical simulations were carried out using two sets
of boundary conditions viz. (i) pressure inlet and pressure outlet
and (ii) mass flow inlet and pressure outlet. However, it was felt
that second set of boundary conditions, i.e. mass flow at casing
inlet and total pressure at draft tube outlet, were better suited
for the CFD analysis of Francis turbine. The overall efficiency of
turbine was predicted using CFD approach and compared with
the model testing results obtained from the manufacturer and
very good agreement was found. It can be concluded that CFD
approach complements the other approaches, as CFD approach
helps in reduction in cost of model testing and saving in time
which leads to cost-effective design of the system. CFD approach
may be helpful in improvement of the existing efficiency measuring techniques and evaluation of the performance of hydro turbines to enhance the viability of hydropower development.
6. REFERENCES
• Saini, R. P., ppt on “Selection of Hydro Turbines”, 2006.
• A Team from Suzler Hydro and Suzler Innotec, “Design by
TECHNICAL ARTICLES
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Dam Construction, v 50, n 3, 1998.
Ciocan, G. D., Iliescu, M. S., Vu, T. C., Nennemann, B., and
Avellan, F., “Experimental study and numerical simulation of
the FLINDT draft tube rotating vortex”, ASME J. Fluids Eng.,
129, pp. 146-158, 2007.
Bajic, B., 2002, “Multidimensional Diagnostics of Turbine Cavitation,”, ASME J. Fluids Eng., 124, pp. 943-950.
Kumar, D. S., Book on “Fluid Mechanics and Fluid Power Engineering”.
Drtina, P., and Sallaberger, M., “Hydraulic Turbines – Basic
Principles and State-of-the-art Computational Fluid Dynamics
Applications”, Proceedings of Instn Mech engrs, Vol 213, Part
C, 1999.
Patel K., and Satanee, M., “New Development of High Head
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Jain, S. V., Saini, R. P. and Kumar, A., “CFD Based Flow Analysis
of Francis Turbine”, International Conference on Energy Engineering, Pondicherry, 2009.
• Best practice guidelines for turbomachinery CFD, 2007.
• Ruprecht, A., Heitele, M., Helmrich, T., Moser, W., and Aschenbrenner, T., “Numerical Simulation of a Complete Francis
Turbine including Unsteady Rotor/Stator Interactions.
7. BIODATA OF THE AUTHORS
“Prof. Sanjay Jain graduated in Mechanical Engineering from
the Gujarat University in 2000. He obtained M. Tech. in Alternate
Hydro Energy Systems from Alternate Hydro Energy Centre at
Indian Institute of Technology, Roorkee. From 2000 to 2001 he
worked at Saurashtra Chemicals Ltd., Porbandar, Gujarat as a
maintenance engineer. In 2001 he joined Mechanical Engineering
Department at Institute of Technology, Nirma University where
he dealt with various subjects and projects related to Fluid Mechanics and Hydraulic Machines”.
45
ARTIGOS TÉCNICOS
THE COMBINED OF SMALL HYDROELETRIC POWER AND WIND POWER PLANTS
Ocácia, G. C.
Santos, L. H
Essi, J.
Ocácia, N. C.
ABSTRACT
The combined use of small hydropower plants (SHP) and Wind Energy (WE) presents, as central point of convenience in relation to
individual use of each form of generation is the fact that the SHP’s lake serves for the regulation and storage of energy for the hybrid
system, according to its original function for the dam, but paradoxically, it allows the use of a lower reserved volume. This is because
in the event of a prolonged drought, the floodgates may be regulated, maintaining for some periods, only the needed flow to order
additional generation produced by Wind Generation.
KEYWORDS: Small Hydropower, Wind Energy, Hybrid Systems.
1. INDRODUCTION
According to EPE (2007), in the next twenty years, Brazil needs
to more than double its domestic supply of electric energy in order to sustain the projected growth for the country. Investments,
having kept the load factor patterns, correspond to an installation
of over 150 GW of electrical generation. Considering the lack of
investment capacity of the country, the increasing difficulties in
licensing large power plants (see the cases of the plants of the
Madeira River and Belo Monte), the lack of prospects for the use of
coal, the option for the use of natural gas remains with its uncertainties, or nuclear energy with all the controversy of its use, and
the contribution of small hydroelectric decentralized exploitations
for the production of electricity.
In this sense, currently, thermoelectric biomass plants the use
of sugarcane bagasse may be thought of. There is also wind energy, especially given the extent of the where there is good and
steady permanency and intensity of winds, and SHPs with large
plants in the national system as an example, is also the most appealing to the country because of its peculiarities of power quality
and national ownership of the necessary technology.
The installation of wind power for the production of electricity is booming worldwide and has a present growth of 36.8 GW
from 2008 to 2009, representing 31.7% of the installed capacity
(WWEA, 2010). The predictions are that this index will remain for
the year 2009 to 2010, with the driving force of the environmental
issues and the financial strength of some equipment-producing
countries whose domestic markets are saturated.
There are barriers with wind energy, since it cannot be stored
in its origin, which gives it the characteristic of an unpredictable
availability, or rather, the lack of control in the supply, making it an
inflexible generation. How much is generated in a year can be estimated but, not at the time of its generation. It also presents a low
energy density, which means that machines with higher powerweight ratio and its use present another relevant issue: just four
large companies dominate 70% of the world (ONS, 2010).
Moreover, difficulties in obtaining environmental permits are
smaller in compared to other types of generation; the occupation of farmland is not significant and eventually may have favorable seasonality characteristics, for example, in Rio Grande do
Sul, where there is a good coincidence of stronger wind periods,
along with the demand for irrigating rice fields, and also with the
growing demand in the state’s coast. In some areas, prominently
northeastern Brazil, there is a complementarity in relation to the
hydrological regime. Another important aspect lies in the fact that
it can be installed in a modular way.
It is worth noting that in Europe “off-shore” plants and the
46
reconditioning of old plants represent the expectations of industry
growth, since the conventional market, as previously mentioned, is
saturated, especially in Germany and Spain. Consequently, these
countries need to open new markets for their products, otherwise,
a decrease in jobs in the local job market would occur.
Wind systems alone do not have capacity factors since their
availability depends on an uncontrollable factor: the existence of
wind. Moreover, when used with other forms of electricity generation, especially those of a storable origin, such as thermo, represent
a fuel economy that enables them, both economically and environmentally.
When applied to the Brazilian model, more specifically hydropower, wind energy can be used as a factor of water conservation,
i.e., an integration of wind energy to the system that can provide
closure to the floodgates, holding more water in the reservoirs for
later use or even, enabling the re-powering of hydroelectric plants.
2. METHODOLOGY
Considering the conventional systems, in a system of competitive energy supply, consideration to the steady supply factor
of 0.75 can be considered. Since this cannot be met with wind
energy systems, a composition of 75% of the hydraulic installed
power and 25% of installed wind power is proposed.
Thus, for each power unit installed, this ratio should be kept
in a way that in calmer periods, hydroelectric plants could guarantee 75% of the energy supply.
Since the load factors of wind systems, even in the best locations for exploiting this type of energy in Brazil, is around 30%
(can exceptionally reach 0.35), it can be stated that the average
effective capacity is 0.3 MW. Considering that each MW of the
hybrid system, only 0.25 MW is of wind power, according to Equation 1, having an average per MW installed in the hybrid system
of 0.075 MW.
Pe = 0, 3 ⋅ 0, 25 MW
(1)
Because of the interconnected power plant operating with a
load factor of 0.5, and using this value also as a reference for the
hybrid system, the SHP must respond by an addition of 0.425
since the sum of the two factors corresponds to 0.50. However,
as the participation of the SHP in the hybrid system proposed is
of 0.75, according to Equation 2, the load factor of the hydroelectric unit would have to reach 0.57, since its 70% of participation
in the combined system must respond by 0.425 MW.
FC = 0, 425
0, 7
= 0, 57
(2)
TECHNICAL ARTICLES
Therefore, the load factor of the hybrid system results in 0.5025
FC = 0, 57 * 0, 75 + 0, 3 * 0, 25 = 0, 5025
(3)
For analysis of the proposed model, an SHP of the Salto system
was considered, in the northeastern region of Rio Grande do Sul, of
the State Company of Electric Energy – Generation and Transmission (CEEE GT - Companhia Estadual de Energia Elétrica – Geração
e Transmissão), with an output of 16.15 MW, located in the Santa
Cruz River, fueled by the Salto dam, which presents an accumulated
capacity of 14.106 m3, and occupies an area of 2.8 km2.
The Bugres hydroelectric plant, working with FC = 0.5, has
a production capacity of 70.7 GWh per year. Acting under a load
factor of 0.57, there could be an increase of 14% in its annual
production, which would be 80.6 GWh. This additional generation
would be perfectly supported by the systems, even though the
average flow is close to the operational limit for a conventional
system, according to the relevancy curve (Fig. 1). The risk would
be minimized by the wind contribution showing random characteristics of an unpredictable instantaneous value, and showing good consistency when considering longer periods, such as
monthly, by trimester or annually.
Considering the capacity of 16.15 MW, 0.75 as a hybrid system, the participation of a wind system would be 5.4 MW, according to Equation 4.
PE = 16,15 ⋅
0, 25
0, 75
= 5, 4 MW
(4)
Relevancy Curve
Flow (m3/s)
65
60
55
50
45
The values of installed kW of the hybrid system are shown in
Figure 2, with consideration to the different values of the installed
kW for SHPs and wind power plants. It is clear that the combined
system presents higher kW values than that of a simple hydropower system. However, since it is not possible for the supply
to be accomplished only by this type of unit, the combination
becomes interesting.
FIG. 2: Composition of KW Cost
3. FINAL CONSIDERATIONS
The use of supply intercopping between SHP and wind power
plants, can be quite interesting for Brazil since the country has
difficulties in carrying out the necessary investments in infrastructure and without energy, of course, the desired rate of economic growth will not materialize.
4. BIBLIOGRAPHY
40
35
30
25
20
15
10
5
0
% of the time
Relevancy Curve
Current
Proposed
FIG. 1: Relevancy Curve
Thus, the annual production would be 94.7 GWh per year
(Equation 5), corresponding to an average power of 10.8 MW and
an increase in income generating 23.7 GWh per year, representing an increase of 33.5%.
Eanual = (16,15*0,57 + 5,4*0,3).8760 = 94,704 GWh
• [1] OCÁCIA, G. C.; SANTOS, J. C. V., 2002, Sistemas Fotovoltaicos e Sistemas Híbridos para Eletrificação Residencial Rural,
Anais do 4o Encontro de Energia no Meio Rural – AGRENER.
• [2] OCÁCIA, G. C.; BRISTOT, A; JORGE, R. R.; BALBINOT, A;
2003, O Efeito do Fator de Carga no Custo do kWh Gerado
por PCHs, Revista PCHNews. Available at: <www.cerpch.unifei.edu.br/Adm/artigos/8b7c755eadc07f7239b602007945601
e.pdf>. Accessed on 20/JUL/10.
• [3] HANEMANN, L. C., 2004, Aproveitamentos Hidrelétricos em
Barragens para Irrigação de Arroz, Dissertação de Mestrado,
PPGEAM/ULBRA.
• [4] AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL,
2009. Available at: <http://www.aneell.gov.br/> Accessed
on 20/DEC/09.
• [5] OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS,
2010. Available at: <http://www.ons.org.br/institucional/modelo_setorial.aspx> Accessed on 10/MAR/10.
• [6] WORLD WIND ENERGY ASSOCIATION – WWEA, Available at:
<http://www.wwindea.org/home/index.php?option=com_cont
ent&task=view&id=266&Itemid=43>. Accessed on 02/JUN/10.
ACESSEM TODOS OS NOSSOS ARTIGOS EM:
www.cerpch.org.br
47
ARTIGOS TÉCNICOS
CONTRIBUIÇÕES PARA O ESTUDO DE DESCOMISSIONAMENTO DE BARRAGENS
Amarílio Costa¹
Carvalho Pinto¹
Rodolfo Scarati Martins²
RESUMO
Barragens, como toda obra, têm seu tempo de vida útil, início, meio e fim. Cedo ou tarde a confiança na estrutura, assim como
ela, fica deteriorada, o que faz com que abandonos aconteçam. Outras vezes, antes mesmo do término de sua vida útil, o reservatório
encontra-se com sua capacidade de armazenamento comprometida por assoreamento ou deterioração da qualidade da água. Ou
ainda, ao longo do tempo, os impactos negativos causados pela formação de um reservatório superam os impactos positivos, tornando
a existência dessa estrutura um incômodo fado para seu proprietário e sociedade. Ao se procurar recuperar as condições naturais do
curso d’água antes da construção da barragem, realizam-se estudos sobre os impactos positivos e negativos da obra a fim de convergir
para uma situação ótima em cada caso. Muitas vezes a remoção da estrutura e/ou esvaziamento do reservatório pode ser a solução
para combater os efeitos negativos trazidos pela presença da estrutura. O que deve ser observado nesses casos são as implicações
dessa remoção no que diz respeito aos aspectos hidráulico, hidrológico, sedimentológico, social, ambiental e econômico.
PALAVRAS-CHAVE: Barragem, Reservatório.
Contribution to Dam Decommissioning Study
ABSTRACT
Dams, like any structure, have their lifetime, beginning, middle and end. Sooner or later the structure liability becomes injured,
which causes dropouts occur. Other times, even before the end of its lifetime, the reservoir meets their storage capacity impaired by
siltation and deterioration of water quality. Or, over time, the negative impacts caused by the formation of a reservoir outweigh the
positive impacts, making the existence of such a structure a nuisance to its owner and society.
In order to recover the natural conditions of the stream before construction of the dam, is possible to carry out studies about
the positive and negative impacts of the construction looking to converge to an optimal situation in each case. Often the removal of
the structure and / or emptying of the reservoir may be the solution to combat the negative effects brought by the presence of the
structure. It should be observed in this case the consequences regarding hydraulic, hydrologic, sedimentology, social, environmental
and economic aspects.
KEYWORDS: Dams, reservoir.
1. INTRODUÇÃO
Nos dias atuais, os reservatórios têm múltiplos usos e não
são somente destinados ao suprimento humano ou irrigação,
isoladamente. Abastecimento, geração de energia elétrica, contenção de cheias, lazer, pesca, navegação e turismo são algumas das utilizações dos reservatórios. Entretanto, em alguns
lugares pelo mundo, pequenas barragens foram e são removidas seja por motivos de envelhecimento da estrutura, por não
atendimento às necessidades para as quais foram criadas, por
custos elevados de manutenção, por impossibilidade de renovação da licença de operação nos órgãos competentes, dentre
outros motivos. Descomissionamento vem a ser o processo que
ocorre no final da vida útil das instalações, edificações e obras,
encerrando o comissionamento. Descomissionamento de barragem é definido como remoção completa ou parcial da barragem, ou uma mudança significativa na operação da mesma
(DeHeer, 2001). No caso do descomissionamento de barragens,
tal medida pode ser tomada de diferentes formas, dependendo
da causa que o resultou. O descomissionamento pode se tomar
de maneira total, parcial, abandono da estrutura ou sua completa remoção.
2. IMPACTOS
Toda e qualquer obra realizada altera as condições de um
habitat natural para acomodar os interesses humanos sejam eles
de exploração de recursos naturais, proteção de comunidades ou
48
quaisquer outros. Impactos sempre existirão quando se alteram
as condições naturais antes predominantes de um local. O importante é saber quantificar e qualificar os impactos confrontando os
benefícios e malefícios trazidos pela obra, dimensionar os riscos
toleráveis de acordo com as condições e as necessidades existentes da região influenciada pela obra.
Dentre os impactos maléficos que uma barragem acarreta,
são citados alguns a seguir:
• Ecológico – Obstáculo/bloqueio da migração de peixes pelo
curso d’água;
• Limnológico – Alteração das características físico-químicas da
seção do rio em questão. Em casos piores, desenvolvimento
excessivo de algas eutrofizando o reservatório;
• Saúde pública – Potencial proliferação de vetores transmissores de doenças;
• Sedimentológico – Aprisionamento de sedimentos no reservatório com alteração nos padrões erosivos do rio;
• Hidrológico – Alteração da flutuação natural no regime de vazões do rio ao longo do ano;
• Segurança – A estrutura carrega consigo o potencial de devastar
populações a jusante na ocorrência de uma falha na barragem.
Também podem ser citados os impactos benéficos trazidos
por uma barragem.
• Navegação – Manutenção de um nível d’água constante possibilita o tráfego de embarcações ao longo do ano com segurança;
TECHNICAL ARTICLES
da classificação quanto à sua segurança. Essa é uma ferramenta
importante quando se considerar aplicar o descomissionamento
em um barramento.
A metodologia a ser apresentada foi utilizada na avaliação da
necessidade de se descomissionar algumas estruturas do cadastro de barragens das bacias PCJ no estado de São Paulo, elaborado pela Engecorps, em parceria com o Fundo Estadual de Recursos Hídricos – FEHIDRO e a Fundação Centro Tecnológico de
Hidráulica – FCTH. O cadastro das bacias PCJ surgiu para caracterizar os problemas das barragens após alguns acidentes envolvendo rompimento de algumas estruturas, causando inundações.
A caracterização dos problemas estruturais e hidráulicos foi feita
através de levantamento de campo e inspeções nos barramentos. A seguir, são exibidas as categorias de dados que constam
no cadastro de barragens das bacias PCJ. Todas as categorias
elencadas contêm subdivisões, que permitem localizar outras
informações, quando existentes, necessárias para aplicação da
metodologia de avaliação de potencial de risco.
• Proprietário
• Informações gerais
• Documentação
• Informações hidrológicas
• Barragem principal
• Sangradouro/Vertedouro
• Tomada d’água
• Drenagens
• Revestimento e instrumentação
• Usos atuais
• Áreas
• Aspectos de gestão
• Responsável pela barragem
• Responsável pelo cadastro
• Inspeção de segurança
• Responsável pela revisão técnica
• Fotos
• Croquis
• Esporte/Lazer/Turismo – Atividade turística e o lazer podem coexistir perfeitamente com outras finalidades do reservatório;
• Geração e Energia Elétrica – Aproveitar a queda d’água não
gera apenas energia elétrica, mas também benefícios financeiros para o município;
• Abastecimento de água – Tanto para abastecimento humano,
animal, industrial ou irrigação a construção de barragens para
armazenamento de água é uma obra feita há séculos;
• Piscicultura – Com a presença de um volume imenso de água
represada é possível aproveitar esta área para criação de peixes como se fosse gado em um pasto, e fazer disso uma
atividade econômica;
• Contenção de Cheias – Dependendo se o reservatório criado terá ou não volume de espera, é possível dar proteção
a população de jusante, ou no mínimo amenizar os efeitos,
no caso de ocorrência de uma onda de cheia potencialmente
destrutiva.
Como a vida útil média esperada para essas estruturas é de
cerca de 50 anos e muitas delas foram construídas há algumas
décadas, é possível concluir que estas estão se aproximando do
final de suas vidas. Além da deterioração devido ao envelhecimento, ao acúmulo de sedimentos em seus reservatórios, os
interesses sociais que sofreram alterações ao longo de sua existência fazem com que a existência dessas estruturas já não seja
tão interessante. Mesmo que não apresentem problemas críticos
após certo tempo, o investimento financeiro necessário para dar
manutenção ou reformar suas barragens supera os custos associados à sua remoção, mesmo se for levado em consideração o
lucro financeiro em longo prazo da operação da barragem.
Por um motivo ou por outro, uma hora surgirá a dúvida se é
viável manter aquela estrutura e/ou reservatório operante. Uma
maneira de se avaliar as vantagens e desvantagens que uma
barragem oferece é comparar seus benefícios, estado de conservação da estrutura e os riscos que ela oferece.
3. METODOLOGIA
As informações de algumas barragens desse cadastro são
confrontadas com três tabelas propostas para avaliar a periculosidade, vulnerabilidade e importância estratégica dessas barragens. Periculosidade e vulnerabilidade são determinadas somando pontos de acordo com suas respectivas classificações nas
categorias das tabelas a seguir. E a importância estratégica é calculada fazendo-se a média dos pontos de sua tabela referente.
Baseando-se numa metodologia proposta por Menescal et al.
(2001) e fazendo pequenos ajustes, é possível caracterizar uma
barragem quanto à sua periculosidade, importância estratégica e
vulnerabilidade. De acordo com as características da barragem e
seu reservatório são atribuídos pontos previamente determinados em tabelas e, ao final é atribuída à barragem uma determinaTabela 1: Periculosidade
Dimensão da
Barragem1
Vol Total do
Reservatório2
Tipo de
Barragem3
Tipo de
Fundação4
Vazão de
Projeto5
Alterações
Ecológicas6
Alterações
Limnológicas7
Alterações
Sedimentológicas8
Altura ≤ 10m
Comprimento ≤
200m (1)
Pequeno
<20hm³ (3)
Concreto (4)
Rocha (1)
Decamilenar (1)
Alterações
desprezíveis
(2,0)
Alterações
meramente
estéticas (2,0)
Pequeno
assoreamento no
reservatório (2,0)
Altura 10 a 20 m
Comprimento ≤
2000 m (3)
Médio até
200 hm³ (5)
Alvenaria de
pedra / Concreto
Rolado (6)
Rocha alterada /
Saprolito (4)
Milenar (2)
Alterações
pequenas no
habitat (4,0)
Inserção de risco
à fauna/flora
(4,0)
Assoreamento
considerável do
reservatório (4,0)
Pequena
alteração da
qualidade da
água para
consumo (6,0)
Problemas com a
profundidade do
reservatório devido a
assoreamento (6,0)
Grande alteração
da qualidade
da água para
consumo (8,0)
Deposição de
sedimentos
contaminados no
reservatório (8,0)
Altura 20 a 50 m
Comprimento 200
a 3000 m (6)
Regular 200 a
800 hm³ (7)
Altura > 50 m
Comprimento >
500 m (10)
Muito grande >
800 hm³ (10)
Terra /
Enrocamento (8)
Solo residual /
Aluvião até 4m (5)
500 anos (4)
Alterações
consideráveis
na população/
habitat (6,0)
Terra (10)
Aluvião arenoso
espesso / Solo
orgânico (10)
Inferior a
500 anos ou
Desconhecida
(10)
Alterações
profundas e
diretas na
população (8,0)
8
P=
〉
ρ
1 i
49
ARTIGOS TÉCNICOS
Tabela 2: Vulnerabilidade
Tempo de
Operação9
Existência de
Projeto
(As Built)10
Confiabilidade
das Estruturas
Vertedouras11
Tomada
d’água12
Percolação13
Deformações/
Afundamentos/
Assentamentos14
Deteriorações
dos Taludes/
Paramentos15
>30 anos (0)
Existem projetos "as
built" e avaliação do
desempenho (1)
Muito Satisfatórias (2)
Satisfatória /
Controle a
montante (1)
Totalmente controlada
pelo sistema de
drenagem (1)
Inexistente (0)
Inexistente (1)
10 a 30 anos
(1)
Existem projetos "as
built" (3)
Satisfatória (3)
Satisfatória /
Controle a
jusante (2)
Sinais de umedecimento
nas áreas de jusante,
taludes ou ombreiras (4)
Pequenos abatimentos
da crista (2)
Falhas no rip-rap e na
proteção de jusante (3)
Ondulações
pronunciadas,
Fissuras (6)
Falha nas proteções drenagens insuficientes
e sulcos nos taludes
(7)
Depressão na crista
- afundamentos
nos taludes, ou na
fundação/Trincas (10)
Depressão no rip-rap
escorregamentos sulcos profundos de
erosão, vegetação (10)
5 a 10 anos (2)
Só projeto básico (5)
Suficiente (6)
Aceitável (3)
Zonas úmidas em
taludes de jusante,
ombreiras, área alagada
a jusante devido ao
fluxo (6)
<5 anos (3)
Não existe projeto
(7)
Não Satisfatória (10)
Deficiente (5)
Surgência de água em
taludes, ombreiras e
área de jusante (10)
12
V=
Tabela 3: Importância Estratégica
Grande >800 (2)
Médio 200 a
800 (1,5)
Baixo <200 (1,0)
População a
Jusante (B)
Grande (2,5)
Média (2,0)
Pequena (1,0)
Custo da
Barragem (C)
Elevado (1,5)
Médio (1,2)
Principal base
econômica (2,0)
Alguma
atividade
econômica
(1,5)
Não (1,0)
Principal base
econômica (2,0)
Alguma
atividade
econômica
(1,5)
Não (1,0)
Principal base de
abastecimento
(2,5)
Parte feito
reservatório
(1,5)
Não (1,0)
Grandes áreas
cultivadas (2,0)
Pequenas
culturas
familiares (1,5)
Não (1,0)
Grandes criações
(2,0)
Criações de
subsistência
(1,5)
Não (1,0)
Controle de
Cheias (I)
Interferência
considerável
(2,5)
Pouca
interferência
(1,5)
Não (1,0)
Rejeitos Sólidos
/Industriais (J)
Interferência
considerável
(2,5)
Pouca
interferência
(1,5)
Não (1,0)
Geração de
Energia (K)
Conectada à
distribuidora/
transmissora
(2,0)
Consumo de
pequenas
instalações
(1,5)
Não (1,0)
Grande
interferência
(2,0)
Pequena
interferência
(1,5)
Não (1,0)
Vol útil hm³
(A)
Esporte, Lazer e
Turismo (E)
Irrigação
(H)
Regularização
I=
50
(F)
(G)
Piscicultura
Depois de definidos os valores de periculosidade, vulnerabilidade e importância estratégica, calcula-se o potencial de risco
para a barragem corresponde à equação abaixo e é classificado
conforme a tabela 4, a seguir:
PR =
Contribui com
Navegação (D)
Abastecimento
〉
ν
6 i
(L)
Pequeno (1,0)
2
×I
Tabela 4: Potencial de Risco
A +B +C +D+E+F +G+H+I + j+K +L
12
P+V
CLASSE
POTENCIAL DE RISCO - PR
A
> 85 (ou Vi=10) - alto
B
55 a 85 - médio
C
33 a 55 - normal
D
22 a 33 - baixo
E
< 22 - muito baixo
A classificação da tabela anterior mostra que uma barragem
classe A encontra-se em péssimo estado e deve sofrer manutenção imediata buscando retirá-la de sua situação de risco. Já uma
barragem classe E é aquela que se encontra em boas condições
e, por isso, necessita de menos manutenções e vistorias.
4. APLICAÇÃO DA METODOLOGIA
A escolha das barragens foi feita de maneira cautelosa, buscando aquelas que possuíssem maior quantidade de dados passíveis de serem utilizados. E, ainda assim, aquelas que foram
selecionadas, carecem de dados, o que revela uma deficiência do
cadastro de barragens das bacias PCJ. Devido à escassez de
dados, foram adotados dois cenários para aplicação da metodologia.
Para o pior cenário, na ausência de dados, adotou-se as respostas que mais penalizassem a barragem, fazendo sua pontuação tender para maior periculosidade e vulnerabilidade, favorecendo o descomissionamento.
Para o melhor cenário, na ausência de dados, adotou-se as
respostas que menos penalizassem a barragem, resultando em
TECHNICAL ARTICLES
uma pontuação baixa e uma situação que não favoreça, ou que
favoreça menos, o descomissionamento.
Aplicou-se a metodologia para avaliar a periculosidade, vulnerabilidade, importância estratégica e potencial de risco das
barragens em ambos cenários citados anteriormente.
1. CD-119 – Bairro do Cascalho
2. AM-788 – Pontello
3. CO-766 – Represa Pirapitingui
4. MM-856 – Georgetti
5. PA-814 – Sem nome
Na apresentação dos resultados, o símbolo “?” presente nas
tabelas indica a ausência de dado sobre uma determinada informação. A ele será atribuída pontuação máxima no pior cenário possível e pontuação mínima no melhor cenário possível. O processo
apresentado a seguir, com pior e melhor cenários para a barragem
Bairro do Cascalho, foi repetido para as demais barragens.
Com os valores de periculosidade, vulnerabilidade e importância estratégica, é possível calcular o potencial de risco e se obter
44 pontos para a barragem CD-119.
O potencial de risco calculado para esta barragem a colocaria
na categoria “C” de acordo com a tabela 4, mas como houve um
valor de vulnerabilidade igual a 10, ela automaticamente passa a
se enquadrar na categoria “A”, isto é, risco alto.
Represa Bairro do Cascalho – CD-119 – Melhor Cenário
A seguir, são apresentadas as tabelas com as pontuações para
periculosidade, vulnerabilidade e importância estratégica para a
barragem em questão, no seu respectivo cenário de simulação.
Tabela 8: Barragem CD-119 – Periculosidade
Índice
Avaliado
1
2
3
4
5
6
7
8
CD-119
Extensão
112 m e
altura 4 m.
0,3 hm³
Terra e
entulho
?
?
?
?
?
Pontos
1
3
8
1
1
2
2
2
Represa Bairro do Cascalho – CD-119 – Pior Cenário
A seguir, são apresentadas as tabelas com as pontuações para
periculosidade, vulnerabilidade e importância estratégica para a
barragem em questão, no seu respectivo cenário de simulação.
Aplicando a equação para cálculo da periculosidade encontra-se
o valor de 20 para periculosidade no caso da barragem CD-119.
Tabela 5: Barragem CD-119 – Periculosidade
Índice
Avaliado
1
2
3
4
5
6
7
8
CD-119
Extensão
112 m e
altura 4 m.
0,3 hm³
Terra e
entulho
?
?
?
?
?
Pontos
1
3
8
10
10
8
8
8
Aplicando a equação para cálculo da periculosidade encontra-se
o valor de 56 para periculosidade no caso da barragem CD-119.
Tabela 9: Barragem CD-119 – Vulnerabilidade
Índice
Avaliado
9
10
11
12
13
14
15
Inexistentes
Inexistentes
0
1
CD-119
Mais
de 30
Não
existe
projeto
Suficiente
?
Surgência
de água
em
taludes,
ombreiras
e áreas a
jusante
Pontos
0
7
6
1
10
Tabela 6: Barragem CD-119 – Vulnerabilidade
Índice
Avaliado
9
10
11
12
13
14
15
Aplicando a equação da vulnerabilidade obteve-se o valor de
25 pontos.
Surgência
CD-119
Pontos
Mais
de 30
0
Não
existe
projeto
Suficiente
7
6
?
de água
em
taludes,
ombreiras
e áreas a
jusante
5
Inexistentes
10
0
Inexistentes
1
Aplicando a equação da vulnerabilidade obteve-se o valor de
29 pontos.
Tabela 7: Barragem CD-119 – Importância Estratégica
Índice
Avaliado
A
B
C
D
E
F
CD-119
Baixo
Pequeno
Pequeno
Não
Não
Parcial
Pontos
1
1
1
1
1
1,5
Índice
Avaliado
G
H
I
J
K
L
CD-119
Não
Não
Não
Não
Não
Não
Pontos
1
1
1
1
1
1
Utilizou-se a equação para o cálculo da importância estratégica da barragem e foi obtido o valor 1,04.
Tabela 10: Barragem CD-119 – Importância Estratégica
Índice
Avaliado
A
B
C
D
E
F
CD-119
Baixo
Pequeno
Pequeno
Não
Não
Parcial
Pontos
1
1
1
1
1
1,5
Índice
Avaliado
G
H
I
J
K
L
CD-119
Não
Não
Não
Não
Não
Não
Pontos
1
1
1
1
1
1
Utilizou-se a equação para o cálculo da importância estratégica da barragem e foi obtido o valor 1,04.
Com os valores de periculosidade, vulnerabilidade e importância estratégica, é possível calcular o potencial de risco e se obter
23 pontos para a barragem CD-119.
O potencial de risco calculado para esta barragem a colocaria
na categoria “D” de acordo com a tabela 4, mas como houve um
valor de vulnerabilidade igual a 10, ela automaticamente passa a
se enquadrar na categoria “A”, isto é, risco alto.
51
ARTIGOS TÉCNICOS
as barragens sob uma profunda inspeção em busca de dados que
permitam que a avaliação seja feita com a menor quantidade de
dados faltantes possível.
Barragem
Altura (m)
Volume (hm³)
Periculosidade
(ptos)
Vulnerabilidade
(ptos)
Importância
Estratégica
Potencial de
Risco
Classe
Tabela 11: Resumo dos Piores e Melhores Cenários
CD-119
4,00
0,3
56
29
1,04
44
C
AM-788
CO-766
MM-856
PA-814
1,50
5,25
3,00
1,50
<200
<200
<200
<200
20
25
58
31
22
27
52
28
16
24
58
34
22
30
58
36
22
24
1,16
1,31
1,04
1,08
23
D
52
C
28
D
52
C
26
D
48
C
27
D
51
C
25
D
De acordo com a metodologia, se qualquer valor de vulnerabilidade for igual a 10, a barragem é automaticamente taxada
como classe “A”, isto é, alto risco. Assim, todas as barragens
avaliadas, em ambos cenários, enquadraram-se na categoria de
alto risco unicamente por possuírem qualquer valor de vulnerabilidade igual a 10. Se tal princípio fosse desconsiderado, as barragens avaliadas seriam enquadradas na categoria “C”, normais,
no pior cenário possível e como categoria “D”, no melhor cenário
possível, conforme apresentado na tabela 11.
Isso leva a alguns pensamentos: mudar o princípio de avaliação da periculosidade, de modo que barragens inicialmente classificadas como normais não sejam realocadas para uma categoria
de risco muito elevado devido à falta de dados, ou então colocar
52
5. CONCLUSÕES
A ideia de se fazer descomissionamento de um barramento
surge a partir do momento em que são levantadas dúvidas sobre a
real necessidade da barragem, isto é, sobre os benefícios versus os
malefícios que ela traz. Independentemente de qual for o motivo
que estimule a necessidade de descomissionamento, recomendase ter em mãos os dados históricos antes e após a construção da
barragem para que, assim, seja possível compará-los e averiguar
quais as alterações sofridas pelo ambiente ao longo dos anos em
razão da presença do barramento.
Embora o cadastro de barragens das bacias PCJ contenha uma
quantidade razoável de elementos sobre a hidráulica dos barramentos, a metodologia aplicada para se avaliar a periculosidade de
barragens não pôde atingir seu máximo potencial devido à falta de
informações desses barramentos. Antes de uma nova campanha
de vistorias mais detalhadas para obtenção de dados completos
sobre os barramentos, recomenda-se que ao cadastro de barragens sejam incorporadas novas informações sobre possíveis alterações ecológicas, limnológicas e sedimentológicas do entorno dos
barramentos, conforme a proposta de trabalho.
Pela metodologia, fica claro que a confiabilidade das estruturas
vertedouras, a percolação, as deformações/afundamentos/assentamentos e a deterioração dos taludes/paramentos são elementos
de maior sensibilidade no que se refere à vulnerabilidade da barragem. Afinal, basta que qualquer um desses elementos tenha a
maior pontuação possível para que a barragem seja considerada
como de alto risco. De fato, esse julgamento conservador tem
seus motivos, já que qualquer índice de vulnerabilidade que esteja em estado crítico, com máxima pontuação, é suficiente para
colocar em risco a estrutura mesmo que os demais índices de vulnerabilidade apresentem baixa pontuação, revelando uma melhor
conservação da barragem em outros aspectos.
TECHNICAL ARTICLES
53
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 pontofinal;
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 Palavraschave); 1. INTRODUCTION (incluindo revisão de literatura); 2.
MATERIALAND METHODS; 3. RESULTS AND DISCUSSION; 4.
CONCLUSIONS (se a lista de conclusões for relativamente curta,
a ponto de dispensar um capítulo específico, ela poderá finalizar
o capítulo anterior); 5. ACKNOWLEDGEMENTS (se for o caso);
e 6. REFERENCES.
O artigo em ESPANHOL deverá seguir a seguinte sequência: TÍTULO em espanhol; RESUMEN (seguido de Palabra llave),
TÍTULO do artigo em português, RESUMO em português (seguido de palavras-chave); 1. INTRODUCCTIÓN (incluindo revisão
de literatura); 2. MATERIALES Y METODOS; 3. RESULTADOS Y
DISCUSIÓNES; 4. CONCLUSIONES (se a lista de conclusões for
relativamente curta, a ponto de dispensar um capítulo específico, ela poderá finalizar o capítulo anterior); 5. RECONOCIMIENTO (se for o caso); e 6. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS.
Os subtítulos, quando se fizerem necessários, serão escritos com letras iniciais maiúsculas, antecedidos de dois números
arábicos colocados em posição de início de parágrafo.
No texto, a citação de referências bibliográficas deverá ser
feita da seguinte forma: colocar o sobrenome do autor citado
com apenas a primeira letra maiúscula, seguido do ano entre
parênteses, quando o autor fizer parte do texto. Quando o autor
não fizer parte do texto, colocar, entre parênteses, o sobrenome,
em maiúsculas, seguido do ano separado por vírgula.
O resumo deverá ser do tipo informativo, expondo os pontos
relevantes do texto relacionados com os objetivos, a metodologia,
os resultados e as conclusões, devendo ser compostos de uma
sequência corrente de frases e conter, no máximo, 250 palavras.
Para submeter um artigo para a Revista PCH Notícias & SHP
News o(os) autor (es) deverão entrar no site www.cerpch.unifei.
edu.br/submeterartigo.
Serão aceitos artigos em português, inglês e espanhol. No
caso das línguas estrangeiras, será necessária a declaração de
revisão linguística de um especialista.
Segunda Etapa (exigida para publicação)
The manuscript should be submitted with following format:
should be typed in Times New Roman; 12 font size; 1.5 spaced
lines; standard A4 paper (210 x 297 mm), side margins 2.5 cm
wide; and not exceed 16 pages, including tables and figures.
In the first page should contain the title of paper, Abstract
and Keywords. For papers in Portuguese, the table and figure
titles should also be written in English; and papers in Spanish
and English, the table and figure titles should also be written in
Portuguese. The tables and figures should be numbered consecutively in Arabic numerals, which should be indicated in the
text and annexed at the end of the paper. Figure legends should
be written immediately below each figure preceded by the word
Figure and numbered consecutively. The table titles should be
written above each table and preceded by the word Table followed by their consecutive number. Figures should present the
data source (Source) above the legend, on the right side and no
full stop; and tables, below with full stop.
The manuscript in PORTUGUESE should be assembled in
the following order: TÍTULO in Portuguese, RESUMO (followed
by Palavras-chave), TITLE in English; ABSTRACT in English
(followed by keywords); 1. INTRODUÇÃO (including references);
2. MATERIAL E MÉTODOS; 3. RESULTADOS E DISCUSSÃO; 4.
CONCLUSÃO (if the list of conclusions is relatively short, to the
point of not requiring a specific chapter, it can end the previous
chapter); 5. AGRADECIMENTOS (if it is the case); and 6.
REFERÊNCIAS, aligned to the left.
The article in ENGLISH should be assembled in the following order: TITLE in English; ABSTRACT in English (followed by
keywords); TITLE in Portuguese; ABSTRACT in Portuguese (followed by keywords); 1. INTRODUCTION (including references);
2. MATERIAL AND METHODS; 3. RESULTS AND DISCUSSION;
4. CONCLUSIONS (if the list of conclusions is relatively short,
to the point of not requiring a specific chapter, it can end the
previous chapter); 5. ACKNOWLEDGEMENTS (if it is the case);
and 6. REFERENCES.
The article in SPANISH should be assembled in the following order: TÍTULO in Spanish; RESUMEN (following by Palabrallave), TITLE of the article in Portuguese, ABSTRACT in Portuguese (followed by keywords); 1. INTRODUCCTIÓN (including
references); 2. MATERIALES Y MÉTODOS; 3. RESULTADOS Y
DISCUSIÓNES; 4. CONCLUSIONES (if the list of conclusions is
relatively short, to the point of not requiring a specific chapter, it
can end the previous chapter); 5.RECONOCIMIENTO (if it is the
case); and 6. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS.
The section headings, when necessary, should be written
with the first letter capitalized, preceded of two Arabic numerals
placed at the beginning of the paragraph.
References cited in the text should include the author’s
last name, only with the first letter capitalized, and the year
in parentheses, when the author is part of the text. When
the author is not part of the text, include the last name in
capital letters followed by the year separated by comma, all
in parentheses.
Abstracts should be concise and informative, presenting the
key points of the text related with the objectives, methodology,
results and conclusions; it should be written in a sequence of
sentences and must not exceed 250 words.
For paper submission, the author(s) should access the online
submission Web site www.cerpch.unifei.edu.br/submeterartigo
(submit paper).
The Magazine PCH Notícias & SHP News accepts papers in Portuguese, En-glish and Spanish. Papers in foreign languages will be
requested a declaration of a specialist in language revision.
Second Step (required for publication)
O artigo depois de analisado pelos editores, poderá ser devolvido ao(s) autor(es) para adequações às normas da Revista
ou simplesmente negado por falta de mérito ou perfil. Quando
aprovado pelos editores, o artigo será encaminhado para três
revisores, que emitirão seu parecer científico. Caberá ao(s)
autor(es) atender às sugestões e recomendações dos revisores;
caso não possa(m) atender na sua totalidade, deverá(ão) justificar ao Comitê Editorial da Revista.
After the manuscript has been reviewed by the editors, it is
either returned to the author(s) for adaptations to the Journal
guidelines, or rejected because of the lack of scientific merit and
suitability for the journal. If it is judged as acceptable by the
editors, the paper will be directed to three reviewers to state
their scientific opinion. Author(s) are requested to meet the reviewers, suggestions and recommendations; if this is not totally
possible, they are requested to justify it to the Editorial Board.
Obs.: Os artigos que não se enquadram nas normas acima
descritas, na sua totalidade ou em parte, serão devolvidos e
perderão a prioridade da ordem sequencial de apresentação.
Obs.: Papers that fail to meet totally or partially the guidelines above described will be returned and lose the priority of the
sequential order of presentation.
54
legislation
55
LEGISLAÇÃO
O custo das mudanças climáticas
O decreto 7.390, que regulamentou a Política Nacional sobre Mudança do Clima (PNMC), coloca um sério desafio
para empresas e investidores. Até 2020, o setor elétrico precisará investir R$ 25,2 bilhões em medidas
de mitigação, além de R$ 1,3 bilhão, por ano, no item adaptação.
Por Júlio Santos
Arquivo Pessoal
O Plano Decenal de Energia (PDE), antes visto apenas como
uma peça indicativa para o mercado da expansão da matriz energética do país, incorporou um novo papel. Com a publicação do
Decreto 7.390, de dezembro de 2010, que regulamentou a Lei
12.187, de dezembro de 2009, responsável pela Política Nacional
sobre Mudança do Clima (PNMC), o plano servirá de base, no setor
energético, para o país atingir a meta de reduzir suas emissões
de gases de efeito estufa (GEE) entre 36,1% e 38,9% até 2020.
O decreto projeta para o setor de energia, até lá, um volume de
emissões de 868 milhões de toneladas de carbono equivalente
(ton C02 eq), do patamar global de 3.236 milhões de ton C02 eq.
Segundo o estabelecido pelo decreto, o Brasil tem o compromisso voluntário de implementar um conjunto de medidas para
reduzir as emissões entre 1.168 milhões de tonCO2eq e 1.259
milhões de tonCO2eq, no período. Para cumprir tal meta, o setor
de energia tem pela frente o desafio de expandir a oferta de energia hidrelétrica; de fontes alternativas renováveis, como centrais
eólicas, pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) e bioeletricidade;
de biocombustíveis; além de apostar na eficiência energética. O
PDE é um dos quatro planos setoriais apontados no decreto.
"O nível de emissões de GEE
pelo setor energético brasileiro no
ano de 2020 deverá ficar abaixo
da meta de 730 milhões de toneladas de CO2, estipulada nos estudos desenvolvidos pela EPE para a
Conferência do Clima de 2009 em
Copenhague", aponta Mauricio Tolmasquim, presidente da Empresa
de Pesquisa Energética (EPE). De
acordo com ele, o país deverá
atingir emissões da ordem de
687 milhões de toneladas de C02,
graças a aposta que vem fazendo
em energias renováveis. Ou seja,
um volume até mesmo abaixo da
Maurício Tolmasquim
meta setorial para energia estipupresidente da Empresa de
lada pelo PNMC.
Pesquisa Energética (EPE).
Nos próximos 10 anos, a EPE
projeta a entrada de 54 mil MW, provenientes da instalação de
grandes hidrelétricas, PCHs, eólicas e termelétricas à biomassa,
além da produção de 54 bilhões de litros de etanol e de 3,9 bilhões
de litros de biodiesel. Para Tolmasquim, as ações do plano brasileiro
de redução de emissões de GEE para o setor energético abaterão
234 milhões de toneladas de CO2 até 2020, contra 362 milhões
de toneladas CO2 do inventário de 2005. "Na área de energia, a
posição do Brasil, em comparação com outros países, é muito vantajosa. O índice brasileiro de emissões é de apenas 16,5%, contra
65% no mundo e 89% nos EUA", compara Tolmasquim.
A coordenadora do Grupo de Trabalho sobre Mudanças Climáticas do Fórum de Meio Ambiente do Setor Elétrico (FMASE), Arilde
Gabriel Sutil, considerou positivo o referenciamento que o decreto
7.390/2010 deu ao PDE, que é o Plano Setorial de Energia. "Até
agora o PDE era um plano indicativo. Com a emissão do decreto e
a definição deste como Plano Nacional de Mitigação e Adaptação
56
às Mudanças Climáticas para o setor de energia parece que deixa
de sê-lo", observa ela, lembrando que com a regulamentação da
Política Nacional sobre Mudanças do Clima, o Brasil se tornou o
primeiro país em desenvolvimento a estabelecer um limite para
os seus níveis de emissão.
Segundo Arilde Sutil, o grande desafio da PNMC é a redução
das emissões devido ao uso do solo, envolvendo desmatamento
da Amazônia e Cerrado. "A maior fonte de emissão do país, cerca
de 60% do total, se deve à mudança do uso do solo, devido ao
desmatamento e queimadas", destaca. Da meta de reduções de
emissões estabelecidas pelo decreto 7.390, lembra a coordenadora do FMASE, ao setor de energia cabe apenas 7%, contra
25% correspondente ao uso da terra e 5% da agropecuária. "O
Brasil deve ser reconhecido pelo seu esforço em ter desenvolvido e mantido uma matriz elétrica baseada em 89% de fontes
renováveis, enquanto a média mundial é 18%. Ao manter esta
política, o setor contribui para que o país alcance as metas", diz.
Financiamento dos custos: "O maior efeito para o setor
de energia elétrica se dará na regulamentação da avaliação de
impactos ambientais sobre o microclima e o macroclima", aponta
Decio Michellis Jr., diretor de Energia do Departamento de Infraestrutura da Federação das Indústrias do Estado de São Paulo
(Fiesp) e assessor especial de Meio Ambiente da Vice-presidência
Corporativa de Distribuição da Rede Energia.
O especialista observa que hoje existem apenas ferramentas
para inventário das emissões nas fases de projeto, construção e
operação. "Não existem no Brasil, nem no mundo, ferramentas
em escala adequada para que o empreendimento venha cumprir
a exigência legal de avaliação de impactos ambientais sobre o
microclima e o macroclima", ressalta.
Decio Michellis Jr. considera exagerada a meta de redução
das emissões estabelecidas pelo governo. "Nossas emissões per
capita são metade da média mundial; nossa matriz energética é
três vezes mais limpa que a mundial; e nossa matriz elétrica é 7,5
vezes mais limpa que a mundial", compara. "Possivelmente, nós
investiremos em ações de mitigação e adaptação climática que
não precisamos, com dinheiro que não temos para impressionar
países e grupos de interesse que são os principais responsáveis
pelo problema", analisa.
Além da regulamentação dos impactos ambientais, o principal
desafio nacional será o financiamento dos custos envolvidos, na
opinião do especialista. Segundo ele, para mitigação o setor elétrico precisará investir, até 2020, R$ 25,2 bilhões e o Brasil, até
R$ 367 bilhões. No quesito adaptação, o volume de recursos para
o setor está estimado em R$ 1,3 bilhão, por ano, e para o país, até
R$ 33,8 bilhões. "Para o setor elétrico, o maior desafio de hoje é
unificar os agentes de geração, comercialização, transmissão e distribuição em torno de uma visão compartilhada de futuro", indica.
De acordo com Decio Michellis Jr., para se adaptar ao estabelecido pelo decreto, o setor elétrico precisa articular uma "Agenda
Positiva" junto ao governo federal (ministérios de Ciência e Tecnologia, Meio Ambiente, Minas e Energia, Fazenda e Casa Civil para
criar um pacto que inclua grandes empresas e agentes do setor
produtivo, inspirada no movimento do Grupo de Líderes Empresariais (LIDE).
legislation
The cost of climatic changes
Decree 7,390, which regulates the National Policy for Climatic Changes (PNMC), launches a serious challenge
to enterprises and investors. By 2020, the electric sector will have to invest R$ 25.2 billion in mitigating
measures, in addition to R$ 1.3 billion a year in adjustments.
The Plano Decenal de Energia (PDE – a ten-year plan for
energy), which in the past was just seen as an indicative part
for the market in relation to the expansion of the energy matrix
in the country, has incorporated a new role. With the publication
of Decree 7,390, December 2010, which regulated Bill 12,187,
December 2009, which is responsible for the National Policy on
Climatic Change (PNMC), the Plan will be the basis in the energy
sector for the country to achieve its goal towards the reduction
of the emissions of greenhouse gases (GG) between 36.1% and
38.9% by 2020. The decree forecasts a volume of emissions of
868 million tons of carbon equivalent carbon (ton C02 eq) for the
energy sector, out of the global 3,236 million tons of C02 eq.
The decree established that Brazil committed itself voluntarily
to implement a set of measures aiming at reducing the emissions
of ton CO2 eq between 1,168 million and 1,259 million within
this period. In order to fulfill such goal, the energy sector will
face the challenge to expand hydropower energy offer, renewable
alternative sources such as wind farms, Small Hydropower Plants
(SHPs) and bioelectricity and biofuels, as well as bet on energy
efficiency. The PDE is one of the four sectorial plants mentioned
by the decree.
"The level of GG emissions generated by the energy Brazilian
sector in the year 2020 must be below the goal of 730 million
tons of CO2, established by studies developed by the Energy
Research Company (EPE) for the Copenhagen Climate Conference
2009", says Mr. Maurício Tolmasquim, president of the Energy
Research Company (EPE). According to him the country must
reach emissions of approximately 687 million tons of C02, thanks
to the bet on renewable energy, which is lower than the sectorial
goal established by the PNMC.
Within the next 10 years, the EPE forecast new 54 thousand
MW coming from the installation of large hydropower plants,
SHPs, wind farms and biomass-based thermal power plants, as
well as the production of 54 billion liters of ethanol and 3.9 billion
liters of biodiesel. According to Mr. Tolmasquim the actions of the
Brazilian plan to reduce GG emissions for the energy sector will
terminate 234 million tons of CO2 by 2020, against 362 million
tons of CO2 of the 2005 inventory. "In the energy area, Brazil’s
position, in comparison with other countries, is very favorable.
The Brazilian index of emissions is only 16.5%, against 65%
worldwide and 89% in the USA", he compares.
The coordinator of the Work Group on Climatic Changes
of the Electric Sector of the Environment Forum (FMASE), Ms.
Arilde Gabriel Sutil, considered positive the reference decree
7,390/2010 gives to the PDE, which is the Energy Sectorial Plan.
"So far, the PDE has just been an indicative plan. As the decree
was issued and defined as the National Plan on Mitigation and
Adjustment to Climatic Changes for the energy sectors, it seems
to me that the PDE is not just an indicative plan anymore", she
observes, reminding that with the regulation of the National
Policy on Climatic Change, Brazil has become the first developing
country to establish a limit regarding its levels of emissions.
According to Ms. Sutil, PNMC’s greatest challenge is the
reduction in the emissions caused by the use of land, including
the deforestation of the Amazon and Cerrado. "The largest source
of emission in the country, about 60%, comes from the change
in the use of land, due to deforestation and fires", she highlights.
Out of the reductions in emissions established by Decree 7,390,
reminds FMASE’s coordinator, the energy sector is responsible
for only 7%, against 25% from the use of land and 5% from
agricultural and livestock activities. "Brazil must be recognized
by its effort to have developed and maintained a electric matrix
whose 89% are based on renewable sources of energy, whereas
the world’s average is 18%. By maintaining this policy, the sector
contributes towards the goals and the country will be able to
accomplish them", she says.
Cost Funding: "The greatest effect on the electric energy
sector will be the regulation of the environmental impact
assessment on the micro and macroclimate", says Decio Michellis
Jr., Director of Energy of the Department of Infrastructure of the
Industry Federation of the State of São Paulo. (Fiesp) and Special
Consultant on Environment of the Distribution Corporative VicePresidency of Rede Energia.
He observes that today there are only tools to carry out
emission inventory in the project, construction and operation
stages. "There are no tools at an appropriate scale for the level of
each enterprise to fulfill the legal demand of environmental impact
assessment on the micro and macroclimate", he highlights.
Mr. Michellis considers the emission reduction goal established
by the government as exaggerated. "Our per capta emissions are
half of the worldwide average. Our energy matrix is three times
as clean as the world’s and our energy matrix is also 7.5 times
cleaner", he compares. "Possibly we will invest in mitigation and
climate adjustment actions that we do not need, using money
that we do not have to impress countries and groups that are the
real ones to blame for the problems", he analyzes.
In addition to the regulation of the environment impacts,
the primary challenge will be the funding of the involved costs,
according to Mr. Michellis. She also thinks that the electric sector
will have to invest R$ 25.2 billion and Brazil up to R$ 367 billion in
mitigation actions by 2020. As far as adjustments go, the volume
of resources for the sector is R$ 1.3 billion/year and for the country
up to R$ 33.8/year. "For the electric sector, the greatest challenge
today is to unify the generation trading, generating and distributing
agents around one shared vision of the future", he says.
Mr. Michellis states that for the electric sector to get adjusted to
what was established by the sector, it needs to articulate a “Positive
Agenda” with the federal government (Ministries of Science and
Technology, Environment and Mines and Energy, Finance and
the Chief of Staff) in order to create a pact that includes large
companies and agents of the productive sector, inspired in the
movement of the Entrepreneurs Leadership Group (LIDE).
Among the necessary actions to encourage investments
and reduce emissions, Mr. Michellis mentions a reduction in the
tributary burden for the whole low carbon technology productive
chain, the establishment of clear long-term rules to encourage
clean energy and climatic change businesses, respect to energy
macroeconomic trends, transparence to elaborate the inventories
and the adoption of actions for mitigating and adjusting climatic
practices and actions that converge with national interests.
57
LEGISLAÇÃO
Entre as ações necessárias para estimular os investimentos
para reduzir as emissões, o especialista cita a desoneração tributária para toda a cadeia produtiva de tecnologias de baixo carbono; o estabelecimento de regras claras de longo prazo para
incentivar os negócios ligados a energias limpas e mudanças
climáticas; o respeito às tendências macroeconômicas energéticas; a transparência na elaboração dos inventários; e a adoção
de práticas e ações de mitigação e adaptação climática convergentes com o interesse nacional.
multiplicaçÃo das polÍticas
Internet
Estados também criam suas políticas próprias para reduzir as
emissões. A lista inclui, por exemplo, São Paulo, Rio de Janeiro,
Bahia e Amazonas.
Assim como o governo federal, uma série de estados também
estabeleceram políticas específicas para mudanças climáticas,
com o objetivo de reduzir as emissões de gases de efeito estufa
(GEE). São Paulo, Rio de Janeiro, Amazonas e Bahia já contam
com leis que tratam da questão. O investimento em fontes renováveis de energia, eficiência energética e construções sustentáveis entram no rol de soluções do setor de energia para atingir
as metas estabelecidas.
No caso de São Paulo, a Política Estadual de Mudanças Climáticas (PEMC), instituída pela Lei nº 13.798, de 9 de novembro de
2009, estabelece uma meta de redução global de 20% das emissões de dióxido de carbono (CO²) em 2020. A lei levou em conta
o ano de 2005, cuja emissão estimada foi de 100 milhões de
toneladas de CO².
O Anuário Estatístico de Energéticos por Município, divulgado em fevereiro pela Secretaria de Saneamento e Energia,
mostra que em 2009 o estado registrou 64.799 emissões em
10³ toneladas/ano. Os 15 maiores municípios de São Paulo, com
32.246,39 emissões em 10³ toneladas/ano, responderam por
49,8% do total.
O Rio de Janeiro conta com a Lei no 5.690, de 14 de abril de
2010, que estabelece a Política Estadual Sobre Mudança Global do
58
Clima e Desenvolvimento Sustentável, tendo como um dos principais objetivos fomentar a participação do uso de fontes renováveis
de energia no estado. A lei aguarda ainda a regulamentação, prevista para ser divulgada no mês de abril ou maio deste ano, de
acordo Marcia Valle Real, da Superintendência de Clima e Mercado
de Carbono da Secretaria do Meio Ambiente do Rio de Janeiro. Ela
definirá as metas de redução das emissões no estado.
O inventário estadual de 2007, que teve 2005 como ano base,
considerou as emissões de três gases – CO², metano e óxido
nitroso (N20). O levantamento apontou um volume de emissão
de 70 milhões de toneladas por ano, ficando os setores industrial e de energia com 38% das emissões, seguido da área de
transporte, com 15%. No Rio de Janeiro, a indústria de energia
representa 8% das emissões.
Marcia Valle Real conta que a ideia, na regulamentação da
política estadual de mudanças do clima, é seguir o modelo adotado pela China. "Este é um caminho analisado hoje, no qual vai
se buscar trabalhar para reduzir a taxa de crescimento da intensidade energética em relação ao Produto Interno Bruto (PIB)",
observa, explicando que isso leva em conta a retomada do crescimento industrial do estado.
As empresas do setor elétrico também entraram nesta corrida, passando a tratar o aquecimento global como assunto estratégico e adotando excelentes práticas de gestão estratégica
do clima, segundo Décio Michellis Jr. "Elas não se contentam em
adotar medidas paliativas de sustentabilidade ambiental. Também adotam políticas permanentes, baseadas em indicadores
confiáveis para medir e neutralizar a quantidade de carbono que
liberam na atmosfera", comenta o especialista.
Segundo ele, fazer inventários das emissões, identificar as
principais fontes de poluição na cadeia produtiva e planejar
caminhos para neutralizá-los, são práticas cada vez mais comuns. "As oportunidades, as ameaças e os impactos regulatórios e físicos das mudanças climáticas estão constantemente sendo atualizados", diz, acrescentando que é
difícil mensurar o retorno gerado por investimentos nas iniciativas adotadas.
LEGISLATION
policy multiplication
States also creates their own policies aiming at reducing
their emissions. The list includes, for example, São Paulo, Rio de
Janeiro, Bahia and Amazonas.
As the federal government, a number of states have also
established specific policies for climatic changes, aiming at
reducing emissions of greenhouse gases (GG). São Paulo, Rio
de Janeiro, Amazonas and Bahia already rely on laws that deal
with the issue. The investment of renewable sources of energy,
energy efficiency and sustainable constructions are part of the
list of solutions that the energy sector has found to achieve the
established goals.
In the case of São Paulo, the Climatic Change State Policy
(PEMC), which became in force by Bill No 13,798, November 2009,
establishes a global reduction goal of 20% in the emissions of
carbon dioxide (CO2) by 2020. The Bill was based on the year of
2005, when the estimate emission was 100 million tons of CO2.
The Energy Statistics Annual Report of each City, released in
February by the Energy and Sanitary Secretary, showed that the
state registered 64,799 emissions about 103 tons/year in 2009.
The largest cities n the state of São Paulo registered 49.8% of the
total amount with 32,246.39 emissions, about 10³ tons/year.
Rio de Janeiro relies on Bill No 5,690, April 2010, which
establishes the State Policy on Global Climate Change and
Sustainable Development, whose one of the main goals is
encourage the use of renewable energy sources of energy in the
state. The Bill has not been regulated yet and this is expected to
happen in April or May, according to Ms. Márcia Valle Real from the
Superintendence of Climate and Carbon Masrket of the
Environment Secretary of the state of Rio de Janeiro. The
superintendence will define the reduction goal in the state.
The 2007 state inventory, which was based the year of
2005, considered the emission of 3 gases – CO2, methane and
nitrous oxide (N20). The research showed a volume of emissions
of 70 million tons/year, where the industrial and energy sector
were held responsible for 38% of the emission, followed by the
transport area with 15%. In Rio de Janeiro the energy industry
represents 8% of the emissions.
Ms. Marcia Valle Real says that the idea of regulating the state
policy of climate change is to follow the model adopted in China.
"Today, this is a path to be analyzed, and we will work aiming
at reducing the energy intensity growth index in relation to the
National Gross Product (NGP)", she observes, explaining that this
will take the industrial growth of the state into consideration.
Companies of the electric sector also entered this race, starting
to treat global warming as a strategic issue and adopting excellent
climate strategies management practices, according to Mr. Decio
Michellis Jr. "It is not enough to adopt environmental sustainability
palliative measures. They also adopt permanent policies based on
reliable indicators to measure and neutralize the amount of carbon
they release into the atmosphere", he comments.
He also says that carrying out emission inventories, identifying
the main sources of pollution in the productive chain and planning
ways to neutralize them are increasingly common practices. "The
opportunities, the regulating and physical threats and impacts of
the climatic changes are constantly being updated", he says. “It
is hard to measure the revenue generated by investments in
the adopted”, he concludes.
59
CURTAS
Empreendedores traçam cenário para as PCHs
Por: Camila Galhardo
Adriana Barbosa
Durante evento realizado na última semana do mês de janeiro na cidade do Rio de Janeiro, o Secretário Executivo da Abragel,
Fábio Dias, apresentou um cenário de descontentamento para os
produtores de energia de PCH.
Segundo estudo desenvolvido pela associação, as PCHs foram responsáveis pela injeção de 2.425 MW entre os anos de 2000 – 2010,
tendo um salto no número de empreendimento de 189 para 382 em
2010. Do total de 3.628 MW em operação estima-se que 80% das
717 usinas se enquadrem no conceito de geração distribuída.
O mesmo estudo prevê um potencial de expansão na ordem
de 23.705 MW divididos em várias etapas de implantação desde
potencial teórico até projetos em análise na ANEEL. Para Dias
se considerado um custo médio de instalação de R$ 6.500/kW
instalado pode-se determinar um mercado potencial de R$ 155
milhões que poderão ser investidos nos próximos 15 anos.
Apesar do potencial significativo, Dias elencou uma série de
entraves para o desenvolvimento deste potencial. Dentre eles, a
elevada carga tributária que recai sobre toda a cadeia produtiva
das PCHs, chegando a representar aproximadamente 33,5% do
total do investimento. Atualmente, existe um pleito da Associação para que os impostos sejam pagos ao longo do período de
operação das centrais que segundo Dias trariam um novo folego
aos investidores.
Segundo a análise apresentada com base no Índice de Cobertura do Serviço da Dívida, é possível avaliar qual seria o valor de
venda da energia para viabilizar essa PCH Média. Se considerado
um valor de R$ 155,00/MWh atrelados às condicionantes padrão
do principal financiador do setor, BNDES, o ICSD não atenderia
às premissas do Banco para viabilização do projeto. Mas se analisadas alternativas de flexibilização de prazos de financiamento
e ou alongamento do prazo de pagamento da dívida, as PCHs
podem atingir os mesmos, preços alcançados pelas irmãs renováveis no último leilão.
Também foram apontados os diferenciais competitivos das
pequenas centrais quando o foco está no mercado livre, como
descontos nas tarifas de uso do sistema, possibilidade de venda
para consumidores tipicamente cativos. Os valores de venda de
energia no Ambiente de Contratação Livre giram em torno de
R$ 152 até R$ 176 o MWh, dependendo do tipo de consumidor.
Outro ponto de insatisfação dos investidores está no tempo de
análise dos projetos junto ao órgão competente, segundo Dias,
dos 958 processos seriam extraídos 538 empreendimentos com
estimativa de geração de 5.3 MW, mas o histórico de aprovação
destes projetos pode chegar a 5 anos enquanto outras fontes
chegam a concluir o processo em até 8 meses.
Em contrapartida, o Professor Geraldo L. Tiago Filho, argumenta que apesar do alto índice de geração de empregos das
PCHs ao longo de toda a cadeia produtiva, elas não têm recebido
a mesma atenção dos órgãos responsáveis pelos incentivos às
Energias Renováveis, como é caso das eólicas e biomassa que
têm recebido incentivos fiscais, permitindo sua viabilização com
tarifas mais competitivas para participarem nos leilões de energia, deixando as PCHs em desvantagem frente às essas fontes.
Tiago argumenta que, diferentemente da eólica e da biomassa, o Brasil detém know-how em PCHs, existem séries de dados
hidrológicos consistidos de longo prazo, com mais de 50 anos, o
que faz com que a garantia de fornecimento da energia oriunda
das PCHs seja bastante confiável frente à eólica, cujos parques
atualmente são dimensionados com série de dados que dificilmente ultrapassam 2 a 3 anos. Fator que tem limitado a venda de
energia oriunda das Eólicas no mercado livre. Como o foco desta
fonte está apenas nos leilões do governo, é possível afirmar que
o governo no seu papel de incentivador de novas fontes de energia, tem assumido o risco do fornecimento de energia oriunda
dessa fonte, caso venha faltar.
Tiago finaliza afirmando que no Brasil a qualidade e/ou a garantia de fornecimento da energia gerada pelas PCHs é muito superior à da eólica. E que o mercado de energia tem
que ficar atento a este aspecto.
secretário executivo da abragel, Fábio dias, durante
apresentação no LatAm 2011 realizado no Rio de Janeiro.
Executive secretary of Abragel, Fábio Dias, during LatAm
2011 held in Rio de Janeiro.
60
NEWS
Entrepreneurs trace scenario for SHPs
Camila Galhardo
During an event held in January in the city of Rio de Janeiro,
the executive secretary of Abragel presented a unsatisfying scenario for power producers out of SHPs.
According to a study carried out by the association the SHPs
injected 2,425 MW between the years of 2000 and 2010, having
a considerable rise in the number of enterprises – from 189 to
382 in 2010. Out of the operating 3,628 MW it is estimated that
80% of the 717 plants are categorized within the concept of
distributed generation.
The same study forecasts an expansion potential ranging
about 23,705 MW divided into several implementation stages,
from the theoretical potential to the projects being analyzed by
ANEEL. According to Mr. Dias if an average installation cost of R$
6,500 installed kW is considered, it is possible to determine a potential market of R$ 155 million that can be invested in the next
15 years.
Despite the significant potential, Mr. Dias listed a series of
obstacles against the development of this potential. Among them
is the high tributary charge that falls upon all the SHP productive
chain, which sometimes represents 33.5% of the total investment.
Today, there is a claim from the Association, asking to pay for the
taxes along the period when the plants are operating, which,
according to Mr. Dias, would bring new air to the investor.
According to the presented analysis, based on the Debt Service
Coverage Ratio (ICSD), it is possible to assess what the sales
value of the energy to make this Medium SHP feasible would be.
If we consider a value of R$ 155.00/MWh linked to the standard
conditionings of the main funding institution of the sector, BNDES,
the ICSD would not meet the premises of the bank for the feasibility
of the project. But if the analyzed alternatives of flexibilization of
the funding deadlines and/or the extension in the deadlines of the
payment of the debt the SHPs may reach the same prices reached
by their renewable sisters in the last auction.
Also, competitive differentials of the SHPs were also pointed
out when the focus is on the free market such as discounts in
the tariffs regarding the use of the system, possibility of sales
to typically loyal consumers. The value of energy sales in the
Free Purchase Market range from R$ 152 to R$ 176 the MWh,
depending on the consumer.
Another aspect that is causing
dissatisfaction lies on the
long time the competent organs
take to analyze the projects. According
to Dias out of the 958 processes 538 enterprises
with a generation estimated in 5.3 MW would be extracted, but the approval history of these projects may take 5 years,
whereas others sources may have their processes concluded in
8 months.
On the other hand, Professor Geraldo L. Tiago Filho says that
in spite of the high index of job generation of the SHP along its
productive chain, the SHPs have not been receiving the same
attention from the organs that are responsible for the incentives
to Renewable Energies, which is the case of wind and biomass
that have been receiving fiscal incentives. This way, they become
more feasible because their tariffs are more competitive to
participate in the energy auctions, leaving the SHPs behind these
sources.
Professor Tiago also says that differently from wind and
biomass, Brazil has SHP expertise, there are series of hydrological
data that has been collected over long periods of time, over 50
years, making the energy that comes from SHPs considerably
reliable when it is compared to wind energy, whose farms are
dimensioned based on data that hardly goes over 2 to 3 years.
A factor that has limited the sales of energy that comes
from wind-based enterprises in the free market: as the focus is
only on the government auctions, it is possible to say that the
government, playing its role to encourage new sources of energy,
has assumed a certain risk with energy supplies coming from this
source in case it fails.
Professor Tiago concludes by saying that in Brazil the quality
and/or the guarantee of supply using the energy generated from
SHPs is much superior than the wind energy supply, and the
market must pay attention to this aspect.
61
CURTAS
Centro de pesquisa da UNIFEI recebe consultor da Guatemala
Research Center of UNIFEI receives consultant from Guatemala
Por: Adriana Barbosa
Adriana Barbosa
O Centro Nacional de Referência
Last January, CERPCH (National
em Pequenas Centrais Hidrelétricas
Reference Center for Small Hydropow(CERPCH) alocado na Universidade
er Plants) located at the Federal UniFederal de Itajubá (UNIFEI) recebeu
versity of Itajubá (UNIFEI) received
no mês de janeiro a visita do consulthe visit of a consultant from the
tor da multinacional B. Fouress Group
multinational B. Fouress Group ComCompany, o engenheiro eletricista
pany, Electric Engineer, Mr. Cristhian
Cristhian Escobar. Ele foi recepcionado
Escobar. Mr. Escobar first greeted by
pelo secretário executivo do CERPCH
CERPCH’s executive secretary and
e professor do Instituto de Recursos
professor of the Institute if Natural
Naturais (IRN) da UNIFEI, Geraldo LúResources of UNIFEI, Professor GerEngenheiro eletricista Cristhian Escobar e o
cio Tiago Filho, que apresentou ao conaldo Lúcio Tiago Filho, who showed
prof. Tiago Filho durante visita à Universidade.
sultor as instalações do Instituto e do
him the facilities of the institute and
Laboratório Hidromecânico de Pequethe Hydro-mechanical Laboratory for
Electric Engineer Cristhian Escobar and prof.
nas Centrais Hidrelétricas (LHPCH).
Small Hydropower Plants (LHPCH).
Tiago Filho during the visit to the university.
O consultor Escobar disse ter ficaMr. Escobar said that he was
do impressionado com a infraestrutura do laboratório instalado
impressed by the infrastructure of the laboratory installed at the
na Universidade e afirmou que as pesquisas desenvolvidas no
university and stated that the researchers developed in Brazil are
Brasil e principalmente em Itajubá são muito respeitadas por insgreatly respected by international institutions. That is the reason
tituições internacionais. Por isso, veio pessoalmente conhecer o
why he came personally to get familiarized with the work that
trabalho desenvolvido aqui. Escobar e Tiago Filho discutiram a
has been developed here. Mr. Escobar and Professor Tiago Filho
possibilidade do desenvolvimento conjunto de futuras pesquisas
discussed the possibility of developing joint researchers including
entre UNIFEI e entidades da América Latina, para realizarem tesUNIFEI and other institutions of Latin America in order to test
tes em máquinas fabricadas na Índia e assim certificarem que as
machines manufactured in India in order to certify that they meet
mesmas atendem às exigências do mercado brasileiro e latino.
the demands of the Brazilian and Latin America markets. Another
Outra parceria poderá se dar por meio de treinamento de pessoal
partnership might happen through the training of personnel that
que será realizado através do curso de especialização em Pequewill be carried out through the specialization course on Small
nas Centrais Hidrelétricas que já é realizado pela UNIFEI/Fupai.
Hydropower Plants, which is already given by UNIFEI/Fupai.
62
NEWS
63
CURTAS
Workshop discute regulamentação do cadastro socioeconômico
Por: Camila Galhardo
Workshop realizado em Brasília pelo Fórum
de meio ambiente do setor elétrico.
Workshop held in Brasília
Em 09 de
fevereiro, cerca de 70
agentes do setor elétrico, meio
ambiente e áreas afins se reuniram para
discutir a regulamentação do decreto 7342 de
outubro de 2010. A iniciativa foi fruto de uma parceria
do Fórum de Meio Ambiente do Setor Elétrico (FMASE) com o
Ministério de Minas e Energia (MME) e a Confederação Nacional
das Indústrias (CNI).
Estiveram reunidos no evento representantes do MME, Ministério de Meio Ambiente, Desenvolvimento Agrário e Pesca e Agricultura, bem como Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL),
empresas do Grupo Eletrobrás, associações e empreendedores.
Durante o evento, a coordenadora do núcleo estratégico de
gestão socioambiental do MME, Marcia Camargo, apresentou a
minuta de portaria interministerial que regulamentará o decreto.
Camargo salientou que iniciativas de interlocução como estas são
importante para convergir os interesses dos principais atores do
setor.
A motivação do decreto surgiu no período entre 2003 a 2007
quando foram deflagrados vários conflitos entre população do entorno de reservatórios, movimentos sociais e empreendedores,
que motivaram estudos que pautaram a elaboração das diretrizes
do decreto.
Para Camargo, existem questões problemáticas no que refere à internalização de ações mitigadoras por parte de agentes
locais e muitas vezes potencializados pela falta de publicidade e
registro das atividades desenvolvidas junto à comunidade pelo
empreendedor. E afirma que “A falta de registro das ações junto à sociedade civil deixa o empreendedor vulnerável a novas
exigências”.
64
O interesse da
normatização de regras para identificação
e registro dos atingidos é que as populações possam caracterizar esses empreendimentos como processos econômicos
produtivos de interesse do país, mas que também tenham uma
sinergia junto às populações locais, ponderou Camargo.
Ainda nesse sentido, o MME não vê o cadastro como uma
ação isolada, outros estudos estão em desenvolvimento como a
criação de políticas para evitar a internalização local das medidas
de compensação financeira, que no ponto de vista da Coordenadora do NESA, é outro ponto vulnerável da política atual.
O conceito "de atingido" foi alvo de discussão durante o
evento. É um conceito que primordialmente considera o impacto
negativo do empreendimento, desconsiderando os benefícios oriundos do mesmo. Dentro dessa articulação, na visão do MME, é
preciso definir normas e regras para dimensionar os reais impactos, garantindo os direitos da população e do empreendedor.
Num segundo momento, a Assessora Jurídica do Fmase fez
uma exposição das contribuições dos membros do fórum que buscaram mitigar dúvidas sobre o conteúdo da minuta e sugestões de
alteração para a redução do grau de judicialização dos processos.
Os principais aspectos levantados pelo Fmase foram: o critério
de cadastro ratificando que se trata de um levantamento socioeconômico e não imobiliário, prazo de validade, critérios de revisão
e custos para realização do cadastro, bem como a capacitação da
equipe cadastradora, nível de envolvimento da ANEEL na definição
dos responsáveis por indenização, inclusão de prazos e procedimentos para a interação do desenvolvedor com o comitê interministerial.
Além de uma melhor definição quanto aos danos culturais, fator que
historicamente tem gerado um grau elevado de judicialização.
Ao fim do evento, foram coletados os resultados dos grupos de trabalho que serão formalizados em documento oficial do
setor a ser entregue ao comitê interministerial que ainda irá fazer
uma oitiva com outros segmentos interessados na construção do
conteúdo da minuta da portaria.
NEWS
Workshop deals with regulation of socio-economic registration
“The interest in the normatization of the rules for the identification
and registration of the “affected” is that the populations can
characterize these enterprises as productive economic processes
that interest the country, but that also have a synergy with the
local population”, she continued.
Still in this sense, the MME does not see the registration as
an isolated action, other studies are being developed such as
the creation of policies to avoid the local internalization of the
financial compensating measures, which, according to the NESA
coordinator, is another vulnerable spot of today’s policy.
The concept of “affected” was also a target of discussion
during the event. It is a concept that primarily considers the
negative impact of the enterprise and disregards the benefits it
can generate. Within this articulation, according to the MME, it is
necessary to define norms and rules to dimension the real impacts,
ensuring the rights of the population and of the entrepreneur.
Also during the event, the Legal Advisor of FMASE talked about
the contribution of the members of the forum, aiming at mitigating
doubts about the content of the draft, and the suggestions
regarding changes to reduce the legal level of the processes.
The main aspects mentioned by FMASE were: the registration
criterion, ratifying that it is a socio-economic data collection, not
a real estate one, expiration date, the criteria for the review and
the costs to carry out the registration, as well as the qualification
of the registration team, the level of involvement of ANEEL in the
definition of those who will be responsible for the compensations,
the inclusion of deadlines and procedures aiming at the interaction
of the developer with the inter-ministerial committee. A better
definition in relation to cultural damages, a factor that has created
great amount of legal actions, was also mentioned.
At the end of the event the results of the working groups were
collected and they will become a formal and official document of the
sector. This document will be forwarded to the inter-ministerial committee, which will carry out a hearing with other segments that
are interested in constructing the content of the
draft of the ordinance.
Fotos: Camila Galhardo
On February 9 , about 70 agents of the electric sector,
environment and other areas got together o talk about the
regulation of Decree 7342 of October 2010. The initiative came
from a partnership of the Electric Sector Environment Forum
(FMASE) with the Ministry of Mines and Energy (MME) and the
National Confederation of Industries.(CNI).
Representatives of the MME, Ministry of Environment, Ministry
of Agrarian Development, Ministry of Agriculture, Livestock
and Supply, representatives from ANEEL (National Agency for
Electric Energy, companies of Grupo Eletrobrás, Associations and
entrepreneurs were present at the meeting.
During the event the coordinator of the socio-environmental
management strategic department of the MME, Ms. Marcia
Camargo, presented the draft of an inter-ministerial ordinance
that will regulate the decree. Ms. Camargo highlighted that
initiatives of debates like that one are important to focus on the
main parties interested in the theme.
The motivation for the decree appeared between 2003 and
2007 when several conflicts between the population that lived
around the reservoirs, social movements and entrepreneurs
started to happen, which encouraged studies that guided the
elaboration of the decree guidelines.
According to Ms. Camargo there are problematic issues in
relation to the internalization of mitigating actions by the local
agents and many times they are potentiated by the lack of
communication from the entrepreneur to the community
and registration of the activities that are being
carried out. She says: “The lack of
registration of the actions leaves
the entrepreneur vulnerable
to new demands”.
th
65
OPINIÃO
Tendências tecnológicas para PCHs “verdes”
CERPCH
Por: Decio Michellis Jr.*
As PCHs certamente desempenharão um papel importante na
nova economia verde e na segurança energética. Isto significa buscar soluções para os desafios diários
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.
Uma PCH sustentável não se
restringe aos novos aproveitamentos, mas engloba também reformas,
adaptações e mudanças nas já existentes, que garantam maior
qualidade de vida para as gerações atual e futura.
Trata-se de reunir, rever e ampliar conceitos e fatores tão diversos como: especificações de qualidade arquitetônica funcional
e técnica (integração com a paisagem e com a fauna aquática,
segurança, salubridade, conforto térmico, acústico, visual, etc.).
Inclui harmonizar e integrar o desenvolvimento humano no que
concerne à relação entre fornecedores, executores, funcionários,
sociedade e usuários com o meio em que nos encontramos.
Considerando preço e qualidade, é uma fuga da obsolescência
através da mudança para padrões mais sustentáveis de geração
e consumo de energia elétrica.
Como então transformar estes conceitos em ações práticas?
De forma reducionista significa ter suas instalações, processos construtivos, operações, comprar equipamentos, produtos e
serviços “verdes” (que reduzem o impacto no meio ambiente e
na saúde das pessoas quando comparados com os produtos e
serviços similares utilizados para a mesma finalidade) de fornecedores “verdes”.
Fonte potencial de vantagem competitiva pode minimizar riscos, maximizar o apelo junto a todas as partes envolvidas com a
geração e consumo de energia elétrica e seu consequente aumento de demanda por tecnologias limpas e com melhor aproveitamento dos recursos naturais (renováveis ou não).
Veja alguns passos e tendências tecnológicas para iniciar paulatinamente o “esverdeamento” de PCHs:
• Identifique continuidades, sobreposições e diferenças entre os
conceitos de projeto tradicional e as inovações tecnológicas;
• Desenvolva uma auditoria geral em termos de equipamentos,
procedimentos operativos, eficiência energética, frota, armazenagem, reciclagem, treinamento e etc.;
• Intensifique os 4R's: reduza, re-use, recicle e repare;
• Avalie a coleta, transporte, destinação e tratamento dos resíduos da construção civil e demais consumíveis durante a
operação;
• Considere a reciclagem de lixo tecnológico (lixo eletrônico ou,
ainda, e-lixo): baterias, computadores, componentes de comando e controle, etc.;
• Avalie sua pegada ecológica (emissão de gases de efeito estufa, pegada hídrica, impactos sociais, impactos sobre a economia dos ecossistemas e da biodiversidade);
• Adicione equipamentos, produtos e serviços “verdes” (ecoeficientes, de alta eficiência energética, biodegradabilidade, reciclagem, etc.) desde que técnica e economicamente viáveis;
• Considere o acesso a novas, competitivas e sustentáveis tecnologias, equipamentos (turbinas amigáveis aos peixes, larvas e a deriva de ovos), materiais construtivos (biomateriais,
biopolímeros, óleo vegetal isolante, tintas ecológicas, etc.),
bens de consumo e embalagens;
• Idem para materiais e componentes da construção civil que
possuam critérios de sustentabilidade incorporados ao ciclo
de vida do produto;
• Priorize madeiras certificadas de reflorestamento ou nativas
de origem comprovadamente legal;
• Divida a responsabilidade com os fornecedores em toda a cadeia de suprimento “verde”; e,
• Pondere sistemicamente os riscos e oportunidades, desenvolva um projeto “verde” e ofereça aos segmentos do mercado
livre de energia que dão valor a ele.
A existência de tecnologias “verdes” disponíveis no mercado
não significa necessariamente a possibilidade de aplicação e ampla utilização das mesmas: é preciso realizar estudo de viabilidade técnica e econômica para verificação da realidade e adequação ao leque de tecnologias disponível.
Ambientes e mercados em que concorrentes operam em
nível abaixo do padrão de sustentabilidade mínima requerida ou
mercados contaminados pela concorrência desleal, não permanecerão para sempre.
Para autoprodutores de energia através de PCHs “verdes”, o
benefício maior é inserir um componente sustentável aos produtos, necessário para uma maior competitividade nas exportações (UE e EUA consideram restringir a importação de produtos
que são fabricados sem levar em conta a redução das emissões dos gases de efeito estufa). Além de garantir receitas não
operacionais com a venda de créditos de carbono no mercado
internacional.
Ser “verde” se tornou valor esperado em vez de valor agregado. PCH que não se tornar “verde” (perda de sustentabilidade)
pode ficar no “vermelho” (perda de competitividade).
PCH
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Fonte alte
(*) Diretor de energia do Departamento de Infraestrutura da FIESP - Federação das Indústrias do Estado de São Paulo e assessor especial de meio ambiente da Vice-presidência
Corporativa de Distribuição da Rede Energia.
66
OPINION
SHP Technological Trends – “Greens”
Small Hydropower Plants (SHPs) will certainly perform an
important role within the new green economy and in energy
safety. This means to look for solution for the daily challenges
regarding the adjustment to the environmental legislation and
the innovation to assure their competitiveness (in terms of price,
volume availability and contracts) and the profitability of the
existing and future enterprises.
A sustainable SHP is not restrained to new potentials, but it
also encompasses refurbishments, adjustments and changes in
the ones that already exist in order to assure a greater quality of
life for our generation and the generations to come.
It is about meeting, review and widen concepts and factors that
are totally diverse such as functional and technical architecture
quality specifications (integration with landscape and with water
fauna, safety, salubrity, thermal, acoustic and visual comfort,
etc.). It includes harmonizing and integrating human development
regarding the relation between suppliers, executors, employees,
society and users with the environment we are in.
Considering price and quality, this is a escape from obsolescence
through a change to more sustainable electric power generation
and consumption standards.
How to transform these concepts into practical actions?
In a simplistic way it means to have your own installations,
constructive processes, operations, purchase “green” equipment
products and services (which reduce impacts on the environment
and on people’s health when compared with similar products and
services used for the same purpose) from “green suppliers”.
As a potential source of competitive advantage they can
minimize the risks, maximize the appeal with all the parts
involved in electric power generation and consumption and their
consequent increase in demand for cleaner technologies with a
better use of natural resources (renewable or not).
Here are some technological steps and trends to start the
process of making SHPs “greener”:
• Identify continuations, overlaps and differences among the
concepts of traditional projects and technological innovations;
• Develop a general audit in terms of equipment, operating procedures, energy efficiency, fleet, storage, recycling, training, etc.;
• Intensify the 4Rs: Reduce, Re-use, Recycle and Repair;
• Assess the collection, transport, destination and treatment of
the civil work residues and other consuming assets during the
operation;
• Consider recycling technological waste (electronic waste or ewaste): batteries, controlling and regulating computer components, etc.;
• Assess your ecological steps (greenhouse gas emissions,
water steps social impacts, impacts on the economy of the
ecosystems and biodiversity);
• Add “green” equipment, products and services (eco-efficient,
with a high energy efficiency, bio-degradability, recycling,
etc.) since they are technically and economically feasible;
• Consider the access to new, competitive and sustainable technologies equipment (fish friendly turbines), building material (bio-materials, bio-polymeters, isulating vegetal oil, ecological paints, etc.) assets and packings;
• The same can be done to civil construction materials and
components that have sustainability criteria incorporated to
the life cycle of the product;
• P
rioritize certified wood from legal reforested or native areas;
• Share the responsibility with suppliers along the “green” supplying chain; and
• Assess the risks and opportunities continuously, develop “green” projects and offer them to the segments of the free energy market that values them.
• The existence of “green” technologies in the market does not
mean a possibility of application and their wide use. It is necessary to carry out technical and economic feasibility studies
in order to verify the reality and the adjustments to the range
of available technologies.
Environment and markets where competitors operate at
lower levels of sustainability standards or markets contaminated
by disloyal competition will not remain forever.
For “green SHP energy self-producers, the greatest benefit is
to insert a sustainable component to the products, necessary for
a high competitiveness in exportation activities (the European
Union and the United States are considering limiting the
importation of products that are manufactured without taking the
reduction in the emission of greenhouse gases into account), as
well as assuring non-operational income with the sales of carbon
credits in the international market.
Being “green” has become expected value instead of aggregated value. The SHP that does not become “green” (loss of sustainability) may end up received a “red” (loss of competitiveness).
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Sustaina
SHP
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SHP
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(*) Energy director of the Department of Infrastructure of – Association of Industries of the state of São Paulo and technical assessor of the vice-presidency of engineering and
environment of Rede Energia.
67
AGENDA
68
AGENDA/SCHEDULE
eventos abRil 2011
Assessing and Improving Power System Security,
Reliability and Performance in Light of Changing Ener
data: 03 a 06 de abril de 2011
local: Cigré - Brasil
site: http://www.cigre.org.br/zpublisher/secoes/eventos.asp
a pRoteçÃo e a seletividade em sistemas
elétRicos industRiais
local: Hotel Best Western Osasco – Osasco
site: http://www.engepower.com/index.html
Bloomberg New Energy Finance Summit 2011
local: Nova York
site: http://www.newenergyfinancesummit.com
10° Fórum direito de energia elétrica
data: 05 a 06 abril de 2011
local: Al. Lorena, 360, Golden Tulip Park Plaza - SP
site: http://www.ibcbrasil.com.br/pt/event/show/id/1407/
compatibilidade eletRomagnética
em subestações elétRicas
local: LACTEC - Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento - Curitiba
site: http://www.qemc.com.br/calendario.htm
IV Encontro de Esri para Energia
local: Bourbon Convention Ibirapuera - São Paulo-SP
site: www.img.com.br/utilities/energia2011
Renewable Energy Forum 2011
local: Hotel Blue Tree Premium, Fortaleza, CE
site: www.informagroup.com.br
Capacitarh - Fórum de Capacitação,
Gestão de Pessoas e Estratégias Empresariais
local: Amcham Business Center - SP
site: www.capacitarh-ibc.com.br
1° congresso brasileiro de co2
na Indústria de Petróleo, Gás e Biocombustíveis
local: Hotel Sofitel - Rio de Janeiro
site: http://www.ibp.org.br/divulga_evento/ibp_CO2/progprel_CO2.html
3° ELAEE - Encontro Latino Americano de Enonomia da Energia
data: 18 e 19 de abril de 2011
local: Centro de Convenções da Universidade Católica Argentina
site: http://www.elaee2011.org
Legislação Ambiental Aplicada ao setor de Energia
local: Rua Bela Cintra, 967 - 11º Andar - São Paulo-SP
site: http://www.ibcbrasil.com.br/pt/event/show/id/1403/
Energy Trends Brazil 2011
local: São Paulo - SP
site: http://www.iqpc.com/redhome.aspx?region=home
World Congress of Bioenergy
local: World Expo Center - Dailan - China
site: www.bitlifesciences.com/wcbe2011/
Curso de pós-graduação Lato Sensu - MBA em Gestão
de Energia e Eficiência Energética
data: Abril de 2011
local: Centro Universitário Fundação Santo André - Santo André
site: http://www.fsa.br/pos/MBA_gestaodeenergia.asp
eventos maio 2011
International Biomass Conference e Expo
data: 02 a 05 de maio de 2011
local: America's Center - St. Louis - Missouri
site: http://se.biomassconference.com
FEI - Fire Engineering India
local: New Delhi - Índia
site: http://www.fireengineering-india.com
eRacs
local: Centro de Eventos da PUCRS, em Porto Alegre-RS
site: http://www.eracs.org.br/
VI Congresso Rio Automação 2011
local: Rio de Janeiro - RJ
site: http://rotaenergia.wordpress.com/2011/01/21/vi-congresso-rioautomacao/
Metering Central America & Mexico 2011
local: Hotel Camino Real Santa Fé - México
site: http://www.meteringcentralamerica.com/
ASES National Solar Conference - American Solar Energy Society
local: Raleigh Convention Center - Carolina do Norte
site: http://www.nationalsolarconference.org
SEPEF - XVI Seminário de Planejamento Econômico Financeiro do setor elétrico
local: Bourbon Convention Ibirapuera - São Paulo
site: http://www.funcoge.com.br/
brigth green cities
data: 31 de maio a 03 de junho de 2011
local: Sede do BNDES (abertura) e sede da Firjan - Rio de Janeiro
site: http://www.brightgreencities.com/
iii mostra de soluções sustentáveis
data: 31 de maio a 2 de junho de 2011
local: Golden Class – Campo Grande, MS
site: www.capital.ms.gov.br/meioambiente
eventos Junho 2011
Renewable Energy World Europe - Conference & Exhibition
data: 07 a 09 de junho de 2011
local: Milan Italy
site: http://www.renewableenergyworld-europe.com
34ª Conferência Internacional – IAEE
local: Stockholm
site: www.iaee.org
7ª Edição Redes Subterrâneas de Energia Elétrica
local: Rua Frei Caneca, 569 - Bela Vista - São Paulo-SP
site: http://www.rpmbrasil.com.br/eventos.aspx
Mini Hidro Chile - EXPO APEMEC 2011
data: 20 a 21 de junho
local: Centro de eventos y convenciones Riesco - Santiago
site: www.apemec.cl
34th iahR world congress
data: 26 de junho a 01 de julho de 2011
local: Brisbane, Australia
site: www.iahr2011.org
27° Annual International FEW - Fuel Ethanol Workshop & Expo
local: Indianapolis - IN
site: http://www.fuelethanolworkshop.com/ema/DisplayPage
eventos Julho 2011
HydroVision International
data: 19 a 22 de Julho de 2011
local: Sacramento Convention Center - Sacramento, CA - USA
site: www.hydroevent.com
IX Conferência Brasileira sobre Qualidade da Energia Elétrica
data: 31 de julho a 03 de agosto de 2011
local: Centro de Eventos do Pantanal - Cuiabá-MT
site: www.ufmt.br/cbqee2011
eventos agosto 2011
VII Conferência de Pequenas e Grandes Centrais Hidrelétricas
data: 03 e 04 de agosto de 2011
local: Centro de Convenções do Novotel Center Norte
Av. Zaki Narchi - 500 – São Paulo-SP
site: http://www.conferenciadepch.com.br/inscricoes.php
69

- cerpch

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