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Ano 9 Revista nº 36 JAN/FEV/MAR - 2008 Repotenciação, de Usinas Hidrelétricas Opção na geração de energia elétrica no Brasil Repowering of Hydropower Plants A electric power generation option in Brazil Crise energética: O Brasil corre risco de um novo apagão? ACF Maria Carneiro Energy crisis: is Brazil on the brink of another blackout? Artigos Técnicos Technical Articles Agenda de Eventos Events Schedule Comitê Diretor do CERPCH Director Committee Ivonice Aires Campos Presidente [email protected] O Geraldo Lúcio Tiago F Secretário Executivo [email protected] Gilberto Moura Valle Filho CEMIG [email protected] Patrícia Cristina P. Silva FAPEPE [email protected] Célio Bermann IEE/ USP [email protected] Cláudio G. Branco da Motta FURNAS [email protected] José Carlos César Amorim 03 IME [email protected] Antonio Marcos Rennó Azevedo [email protected] Eletrobrás Rogério de Abreu Menescal ANEEL [email protected] Repotenciação Repowering 04 Expediente Editorial Editor Geraldo Lúcio Tiago Filho Coord. Redação Camila Rocha Galhardo Adriana Barbosa MTb-MG 05984 Adriana Barbosa Camila Rocha Galhardo e Fabiana Gama Viana Orange Design Jornalista Resp. Redação Projeto Gráfico Diagramação e Arte Tradução Equipe Técnica Technical Articles 11 Adriano Silva Bastos Adriana Candal Cidy Sampaio da Silva 31 Paulo Roberto Campos Colaboração Ângelo Stano Júnior Pesquisa Helmo Lemos Curtas News 32 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: 4.500 exemplares/issues contato comercial: [email protected] Av. BPS, 1303 - Bairro Pinheirinho Itajubá - MG - Brasil cep: 37500-903 e-mail: [email protected] [email protected] Tel: (+55 35) 3629 1443 Fax: (+55 35) 3629 1443 ISSN 1676-0220 02 Crise Energética Energy Crisis 36 Prezados Leitores. Dear readers, “O mês de fevereiro tem sido pródigo em chuvas no Sudeste, e com isso os principais reservatórios que abastecem as hidrelétricas da região encheram o suficiente para afastar o risco de racionamento de energia este ano. Além disso, a oferta de gás natural aumentou no mercado interno, com a entrada em operação de um duto que liga os campos de produção no Espírito Santo ao Rio de Janeiro. No quadro atual, continuaremos, a cada ano, dependendo dos humores de São Pedro. E contar com a sorte não é uma boa estratégia. Estimular investimentos privados continua sendo o melhor caminho, que já deveria ter sido seguido desde o primeiro mandato do atual governo” Essa é uma parte da notícia publicada no jornal O Globo, um dos principais do país. “February has been a prodigal month in terms of rainfall in the Southeast, and that rainfall has supplied the main hydropower plant reservoirs with enough water to drive away the risk of energy rationing this year. Besides, the offer of natural gas has risen in the internal market with the operation of a pipeline that connects the producing centers of Espírito Santo to Rio de Janeiro. In today's scenario, we will continue, every year, to depend on Saint Peter's good mood. Having just faith is not a very good strategy. Encouraging private investment is still the best path, which should have already been followed by the first term of this government” This is part of an article published by the newspaper O Globo, one of the most important of the country. Desde 2001, quando o país passou pela maior crise de desabastecimento de energia elétrica de sua história, nunca se discutiu tanto sobre energia como no início de 2008. Since 2001, when the country suffered the largest shortage of electric energy in its history, there has never been so much talk about energy as at the beginning of 2008. O fato é que agora o Brasil encontra-se repensando no que poderia ter sido feito para evitar que a energia mais uma vez seja colocada como a vilã, impedindo o crescimento do país. Para isso, o país busca cada vez mais meios para superar os gargalos do desenvolvimento econômico. The fact is that now Brazil has to think and re-think about what could have been done to avoid giving the energy the role of villain within this scenario, making the country stop its growth. For that, the country is looking for ways to overcome the strangleholds of economic development. Embora a participação das térmicas a gás tenha aumentado, a matriz energética brasileira continuará sendo essencialmente hídrica. Ainda continuaremos a construir grandes usinas hidrelétricas, como as do rio Madeira: Jirau, Santo Antônio e Belo Monte no rio Xingu que, embora distantes dos grandes centros consumidores, fazem-se necessária para atender a demanda crescente por energia elétrica. Although the participation of the thermal power plants has increased, the Brazilian energy matrix will always be essentially based on water. We will continually build large plants such as those on the Rivers Madeira and Xingu. Although distant from the large consuming centers, they are necessary to meet the growing demand for electric energy. Junto com esses grandes empreendimentos, o planejamento estratégico do governo considera outras fontes de energia tais como as renováveis: eólica, biomassa e PCH, além das térmicas a gás natural e a até mesmo as nucleares que, devido ao aquecimento global, estão se apresentando como uma opção ambientalmente adequada. Apesar de todas essas considerações, uma ação relativamente simples e com grande repercussão é a repotenciação de centrais em operação opção esta que não tem sido levada em conta. Diante deste cenário, trazemos uma entrevista com o presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), e com o Superintendente de Desenvolvimento da Geração da Energest (Grupo Energias do Brasil), que debatem sobre essa possível crise energética. Esta edição marca, também, o início das comemorações dos 10 anos do Centro Nacional de Referência em Pequenas Centrais Hidrelétricas (CERPCH). Diversas atividades serão realizadas durante o ano e neste início de 2008 estamos lançando nosso novo site: www.cerpch.unifei.edu.br, onde nossos leitores e clientes terão acesso a publicações, serviços, oportunidades de empregos, além de notícias relacionadas ao setor. Together with these large enterprises, the strategic planning of the government considers other energy sources such as the renewables: wind, biomass and SHPs, besides the natural gas thermal power plants and the nuclear power stations, which are presented as a good option, environmentally speaking, because of the global warming. In spite of these considerations, a relatively simple and considerably successful action is the repowering of plants that are operating, but that option has not been taken into account. Facing this scenario we bring an interview with the president of the EPE (Energy Research Company) and another with the Superintendent of Generation Development of Energest (Grupo Energias do Brasil), who talk about a possible energy crisis. This edition also marks the beginning of the celebrations of CERPCH's 10th anniversary. Several activities will be carried out during the year and at the beginning of 2008 we will launch our new website: www.cerpch.unifei.edu.br, where our readers and clients will have access to publications services, job opportunities and, of course, a great amount of news regarding the sector. Geraldo Lúcio Tiago Filho Geraldo Lúcio Tiago Filho 03 REPOTENCIAÇÃO É de encher os olhos! Em vias de uma iminente crise no setor energético, por que não se discute no Brasil a repotenciação de usinas hidrelétricas? Por Fabiana Gama Viana Várias reuniões entre membros do governo já estão sendo feitas; os especialistas da área fazem análises das mais otimistas às mais catastróficas; e os meios de comunicação já se preparam para anunciar mais uma crise no setor energético brasileiro. Desde 2001, quando o país passou pela maior crise de desabastecimento de energia elétrica de sua história, nunca se discutiu tanto sobre energia como no início de 2008. Uma nova crise se aproxima? E as lições do apagão de 2001 não foram aprendidas? Mais planejamento, mais investimento, mais pessoas capacitadas na gestão do curso energético brasileiro? Com o lançamento do Plano de Aceleração do Crescimento (PAC), o governo passou a insistir na urgência de possibilitar a oferta de 12,3 mil MW adicionais à energia elétrica gerada atualmente por meio de novas grandes obras, como as hidrelétricas do rio Madeira (RO) e Belo Monte (PA), além da usina nuclear de Angra 3. empreendimentos envoltos em polêmicas e embargos ambientais. O fato é que agora o Brasil encontra-se prestes a repensar no que poderia ter sido feito para evitar que a energia mais uma vez fosse colocada como a vilã, impedindo o crescimento do país. Para isso, o país busca meios para superar os gargalos do desenvolvimento econômico, com a velha 'oposição' entre meio ambiente e desenvolvimento voltando à berlinda. Nesse contexto, é de encher os olhos quando se voltam as atenções para o potencial de repotenciação das usinas hidrelétricas brasileiras. Segundo estudo realizado em 2004 pela ONG WWF e coordenado pelo professor do Instituto de Engenharia Elétrica da USP, Célio Bermann, redimensionar, reformar, modernizar e reativar as hidrelétricas existentes no Brasil não apenas gerariam o volume necessário de energia elétrica para sustentar o crescimento industrial e econômico brasileiro, assim como evitaria o crescimento do passivo ambiental e social gerado pelo modelo energético das últimas décadas. A diretora do Depar- tamento de Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia, Laura Porto, completa dizendo que o aumento do tempo de disponibilidade das usinas, a segurança no controle e no fornecimento de ponta, além do aumento de geração de energia estão entre alguns dos benefícios resultantes das ações de repotenciação. “A longo prazo, trata-se da preservação do potencial hidrelétrico atualmente utilizado, sem perdas por término da vida útil das usinas”, afirma. De acordo com o estudo da WWF, que considerou como usinas antigas aquelas com mais de 20 anos e cujos geradores ultrapassaram 120 mil horas de operação, a maioria das usinas, objeto de repotenciação, situa-se no meio de grandes centros de carga, o que confere a cada MW adicionado um valor econômico e estratégico inestimável. Além disso, deve-se levar em conta que a questão da energia barata é cada vez mais inviável, exigindo que se pense de forma mais efetiva em melhoria de eficiência e readequação do padrão de consumo. É importante destacar que a não construção de uma usina hidrelétrica em virtude da melhoria do desempenho de usinas já operantes, seja através da repotenciação ou redução de perdas na rede de transmissão e distribuição, não resolveria todo o imbróglio do risco de falta de energia no país, mas poderia ser uma importante ferramenta na busca de soluções. O estudo A Repotenciação de Usinas Hidrelétricas como Alternativa para o Aumento da Oferta de Energia no Brasil com Proteção Ambiental, desenvolvido pela WWF e coordenado pelo professor Célio Bermann em 2004, pode ser encontrado em www.wwfbrasil.org.br . Repotenciação de Usinas Hidrelétricas O objetivo da repotenciação é a otimização da geração elétrica, prevenção de paradas não programadas e a introdução oportuna de ações corretivas. Segundo Célio Bermann, em entrevista ao site Carta Maior (jan. 2008), quando é feito o trabalho de repotenciação em uma usina hidrelétrica, avalia-se o quanto uma usina gera em função da disponibilidade hídrica e de suas condições de operação. A partir daí, são sugeridas modificações no isolamento dos diversos componentes ou a substituição dos equipamentos. Ainda de acordo com Bermann, turbinas, gerador e rotor são equipamentos que podem ser trocados, e o custo é substancialmente inferior ao da construção de uma nova usina. Para que a obra de repotenciação de uma usina seja viável é preciso que o custo da energia produzida atinja valores menores que os de referência de comercialização ou valor comercial. No Brasil, aponta o estudo da WWF, são inúmeras as usinas em condições de serem repotenciadas com índices de ganhos de capacidade. De acordo com dados de 2004, apresentados no estudo, o processo de repotenciação aplica-se a 34.734,70 MW de potência instalada no 04 Fonte: A Repotenciação de Usinas Hidrelétricas como Alternativa para o Aumento da Oferta de Energia no Brasil com Proteção Ambiental. Série Técnica Volume X. WWF: 2004. parque gerador nacional. (veja gráfico) Benefícios Segundo a diretora do Departamento de Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia (MME), Laura Porto, diversos estudos têm apontado que benefícios como segurança e confiabilidade do abastecimento de energia podem ser conseguidos por meio da repotenciação. Bermann ainda ressalta que os benefí- REPOWERING It's fascinating! On the brink of a crisis in the energy sector, why isn't the repowering of hydropower plants debated in Brazil? Translation Adriana Candal Several meetings with members of the government are already talking place; experts of the area are making analyses that range from the most optimistic to the most catastrophic; and the media is getting ready to announce another crisis in the Brazilian energy sector. Since 2001, when the country suffered the largest shortage of electric energy in its history, there has never been so much talk about energy as at the beginning of 2008. Is another crisis getting close? The lesson taught by the 2001 blackout, weren't they learnt? More planning, more investment, more people specialized in the management of the Brazilian energy path? Launching PAC (a government's plan to accelerate the country's growth), the government started to insist on the urgency to increase the offer of electric energy by 12.3 thousand MW, today through two new large hydroelectric ventures: the plant of the River Madeira in the state of Rondônia and the plant of the River Belo Monte in Pará, in addition to the nuclear power station of Angra 3, enterprises surrounded by controversy and environmental obstacles. The fact is that now Brazil has to think and re-think about what could have been done to avoid giving the energy the role of villain within this scenario, making the country stop its growth. For that, the country is looking for ways to overcome the strangleholds of economic development and the old opponents, environment and development, are back in the game. Within this scenario, one can become dumbfounded by paying attention to the repowering potential of the Brazilian hydropower plants. According to a study carried out in 2004 by WWF and coordinated by USP`s professor Célioio Bermann re-dimensioning, refurbishing, modernizing and re-commissioning the existing hydropower plants would not only generate the necessary amount of electric energy to support the Brazilian industrial and economic growth, but these measures would also avoid the growth of the en- vironmental and social liabilities caused by the energy model of the last decades. The director of the Energy Development Department of the MME (Ministry of Mines and Energy), Ms. Laura Porto, completes by saying that the rise in the availability time of the plants, the security in the control and peak supply, in addition to the increase in the generation of energy lie among some of the benefits that would result from the repowering. “In the long run, it is all about preserving the hydropower potential that is used today, without losses caused by the end of the useful life of the plants”, she says. According to the WWF study, which considered as old the plants that were over 20 years old and whose generators surpassed 120 thousand hours of operation, most of the plants that could be submitted to repowering are located amidst large load centers, what would add to each MW a significant economic and strategic value. In addition, one must take into account that the issue regarding cheap energy is more and more unfeasible, demanding a different line of thought focusing on efficiency improvement and adjustments in the consuming patterns. It is important to highlight that not building a hydropower plant because of the improvement in the performance of already operating plants, either by repowering or a reduction in the losses in the power and distribution lines, would not solve the conundrum of the risk of energy shortage in the country, but it could be an important tool in the search for solutions. The study Repowering of Hydropower Plants as an Alternative to Increase Energy Offer in Brazil with Environmental Protection, developed by WWF and coordinated by Professor Célio Bermann in 2004, can be found at www.wwfbrasil.org.br . Repowering of Hydropower Plants The goal of repowering is the optimization of electric generation, the prevention of non-programmed shutdowns and the opportune introduction of corrective actions. According to Professor Célio Bermann, in an interview to the website Carta Maior (Jan. 2008), when a repowering action is carried out at a hydropower plant, one has to assess how much this plant generates in relation to its water availability and its operation conditions. After that, the modifications in the insulation of the several components or the replacement of the equipment are then suggested. Still according to Professor Bermann turbines, the generator and the rotor are the parts that can be replaced, and the cost is incredibly lower than the construction of a new plant. For the repowering action of a plant to be feasible, the cost of the produced energy must reach values that are lower than the values of commercialization reference or the commercial values. In Brazil, the WWF`s study shows that countless plants are able to be repowered with good indexes of gain capacity. According to 2004's Source: Repowering of Hydropower Plants as an Alternative to Increase Energy Offer in Brazil with Environmental Protection. Technical Series Volume X. WWF: 2004. data presented in the study the repowering process could be applied to 34,734.70 MW of installed power in the national generating system. (refer to chart) Benefits According to Ms. Laura Porto several studies having been showing that the benefits towards assurance and reliability of the en- 05 REPOTENCIAÇÃO cios da repotenciação não se resumem apenas ao menor impacto ambiental que causam. (Carta Maior, jan. 2008) O investimento realizado para a troca de turbinas e geradores é bem menor do que o necessário para construir uma nova hidrelétrica, pois esta ainda tem que incluir os custos com as obras civis, que representam 60% do investimento. Da mesma forma, o retorno dos investimentos em repotenciação se dá no máximo em cinco anos; para novas hidrelétricas, este prazo seria de 20 anos. É preciso destacar também que os trabalhos de repotenciação duram em média de quatro a seis meses, período bem menor se comparado ao necessário para a construção de uma nova hidrelétrica. Avaliação caso a caso Bermann também afirma que o estudo de avaliação do potencial de repotenciação é uma avaliação teórica, ou seja, é preciso que ele seja detalhado e feito com base em evidências concretas, em análises caso a caso. (Carta Maior, jan. 2008) No Brasil, vários estudos já foram realizados nesse sentido e foram úteis na avaliação do potencial de repotenciação de hidrelétricas com mais de 20 anos. Segundo Bermann, em 20 anos, a perda mínima da capacidade geradora de uma hidrelétrica é de 3% em função da deterioração do equipamento, mas pode chegar a 25%. (Carta Maior, jan. 2008) Através de uma repotenciação pesada (ver quadro), é possível teoricamente alcançar um ganho de 23% na sua capacidade de geração. Obstáculos Um dos grandes obstáculos é que ainda não foram considerados planejamentos estratégicos do setor. Apesar de ter manifestado certo interesse pela temática em 2004 e também na elaboração do Plano de Governo do PT durante a campanha de 2006, o governo ainda não incluiu a repotenciação como uma opção real dentro de seu planejamento energético. De acordo com Laura Porto, o Ministério de Minas e Energia já encomendou à Empresa de Pesquisa Energética (EPE) um estudo sobre a análise da viabilidade de repotenciação de hidrelétricas do sistema interligado, com o objetivo de ter mais informações sobre o tema. Além disso, tal como é apresentado no trabalho da WWF, a legislação atual não permite que uma usina possa paralisar a gera- ção de energia. As usinas são obrigadas a garantir a energia de acordo com o montante estabelecido no contrato de concessão. Uma usina que, por alguma razão, pára de entregar para o sistema a quantidade de energia assegurada é penalizada, o que desestimula as empresas geradoras a fazer a repotenciação. Dessa forma, a repotenciação tem que ser bem planejada. Esse fator ficou bastante evidente com a crise energética de 2001, pois as paradas das máquinas para a realização de obras deveriam ser muito bem planejadas, já que a queda de produção poderia levar as empresas a recorrer ao Mercado Spot, com preços imprevisíveis e maiores, com o objetivo de manterem seu compromisso. Bermann, também em entrevista à Carta Maior (jan. 2008), aponta um outro empecilho para a repotenciação de usinas hidrelétricas, afirmando que a questão não é técnica e, sim, política. “É corriqueiro dizermos que prefeito algum gosta de investir em saneamento, porque a canalização do esgoto está escondida debaixo da terra, ninguém vê. Essa é uma cultura do país, o governante politicamente busca obras com grande visibilidade, não a melhoria daquelas que já existem”. Tipos de Repotenciação (segundo extensão do empreendimento) - Mínima: reparo da turbina e do gerador, recuperando seus rendimentos originais. Este reparo corresponde, em média, a 2,5% de ganho de capacidade. Este já é considerado importante e recomendável para a otimização do empreendimento; - Leve: 10% de ganho de capacidade. Repotenciação da turbina e do gerador; - Pesada: 20% a 30% de ganho de capacidade (23,30% em média) pela troca do rotor. Fonte: A Repotenciação de Usinas Hidrelétricas como Alternativa para o Aumento da Oferta de Energia no Brasil com Proteção Ambiental. Série Técnica Volume X. WWF: 2004. PEQUENAS, MAS COM GRANDE POTENCIAL “Este é um assunto que ainda não foi tratado com a profundidade que merece, tanto por agentes públicos, como privados. Mas, sem dúvida, este tema precisa ser imediatamente discutido para que se possa aproveitar a potencialidade da repotenciação/modernização de PCHs”, afirma o presidente da Associação Brasileira de Pequenos e Médios Produtores de Energia Elétrica (APMPE), Ricardo Pigatto, em entrevista à PCH Notícias & SHP News (veja quadro). A perspectiva de repotenciação de PCHs, aponta o estudo da WWF realizado em 2004, no que diz respeito ao montante de ganhos de potência, é pequena, levando-se em conta o potencial hidrelétrico do país e a dependência de incentivos de agentes financeiros. Entretanto, completa Pigatto, as pequenas centrais hidrelétricas podem não ser uma solução global, mas são capazes de minimizar os efeitos de uma 06 eventual crise, principalmente de maneira distribuída. O atual parque de PCHs do Brasil é, em média, da década de 1930, quando essas usinas tiveram papel importante, sendo responsáveis pela geração localizada de energia elétrica. Com a instalação das grandes usinas hidrelétricas, os pequenos aproveitamentos hidroenergéticos acabaram ficando à margem do setor elétrico nacional, e os investimentos necessários para a sua modernização não foram feitos, tornando-as deficitárias. Dessa forma, com as dificuldades para a instalação de grandes centrais hidrelétricas próximas aos centros consumidores, devido aos impactos ambientais, falta de investimentos ou esgotamento dos recursos hídricos, torna-se preponderante o reaproveitamento das PCHs, repotenciando-as ou modernizando-as. A idade elevada de PCHs possibilita a oportunidade de duas novas formas de empreendimentos nesta área: - Repotenciação de PCHs em operação: a média de idade das centrais em operação é de 60 anos. Dessa maneira, as reabilitações com redefinições de unidades geradoras poderão agregar cerca de 200 MW em curto espaço de tempo; - Reativação de PCHs: existem cerca de 600 centrais desativadas com as instalações em condições de serem reformadas, com baixo custo de implantação, representando a possibilidade de mais 120 MW de capacidade instalada. Fonte: A Repotenciação de Usinas Hidrelétricas como Alternativa para o Aumento da Oferta de Energia no Brasil com Proteção Ambiental. Série Técnica Volume X. WWF: 2004. REPOWERING ergy supply can be achieved through repowering. Professor Bermann also highlights that the benefits of repowering do not only encapsulate smaller environmental impacts. (Carta Maior, Jan. 2008) The investment in replacing turbines and generators is considerably lower than it is necessary to build a hydropower plant, given that the new plant must include costs with civil works, which represent 60% of the investment. In the same way, the repowering investment return takes place in five years at most; for new plants, this period would be 20 years. It is also important to highlight that the repowering works takes an average of four to six months, which is a much smaller period if it is compared with the construction of a new plant. Case by Case Assessment Professor Bermann also states that the study to assess the repowering potential is a theoretical assessment, i.e., it needs to be more detailed and carried out based on concrete evidence, analyzing case by case. (Carta Maior, Jan. 2008) In Brazil, several studies on this subject have been carried out and they were useful for assessing the repowering potential of hydropower plants older than 20 years. According to Professor Bermann the minimum loss in the generating capacity of a hydropower plant in 20 years is 3% because of equipment deterioration, but it can reach 25%. (Carta Maior, Jan. 2008) By doing extensive repowering (refer to chart), it is theoretically possible to achieve a gain of 23% in the generating capacity. Obstacles One of the main obstacles to repowering hydropower plants is the instability and the lack of planning within the sector. Although the government had shown some interest in the subject in 2004 and in the elaboration of a PT Government Plant during the 2006 campaign, the government still has not included repowering as a real option in its energy planning. According to MS. Porto the MME has already ordered the EPE (Energy Research Company) a study analyzing the feasibility of repowering the hydropower plants of the interconnected system, aiming at having more information on the subject. In addition, as it was presented in the WWF`s study, today`s legislation does not allow a plant to interrupt its generation of energy. The plants are obligated to guarantee the energy according to the amount established in the granting contract. A plant that, for some reason, stops delivering the amount of energy to the system that was established in the contract is penalized, and that discourages the generating companies to carry out the repowering. This way, repowering must be very well-planned. The factor became greatly evident during the 2001 energy crisis, for the shutdown of the machines to carry out works had to be very well-planned, given that the drop in production could lead the companies to rely on the Spot Market, with higher and unpredictable prices, in order to maintain their commitment. Still during the interview to Carta Maior (Jan. 2008), Professor Bermann point out another obstacle to repowering of hydropower plants, saying the problem is not technical, by political. “It is a common thing to say that the no Mayor likes to invest in sanitation because the sewage system is underground and no one will see it. This is embedded in the country's culture, the government always searchers for pharaonic works that can easily be seen instead of improving works that already exists.” Types of Repowering (according to the extension of the enterprise) - Minimum: repairing the turbine and the generator, recovering its original efficiency. This repair corresponds to an average of 2.5% of capacity gain. This type is already considered important and recommended towards the optimization of the enterprise; - Light: 10% of capacity gain. Repowering of the turbine and the generator; - Heavy: 20% to 30% of capacity gain (average of 23.30%) by replacing the rotor. Source: Repowering of Hydropower Plants as an Alternative to Increase Energy Offer in Brazil with Environmental Protection. Technical Series Volume X. WWF: 2004. SMALL, BUT WITH GREAT POTENTIAL “This subject has not been treated as deeply as it should have either by public agents or private ones. Undoubtedly, this subject must be debated immediately so that the potentiality of SHP repowering/ modernization can be used,” says the president of the APMPE (Brazilian Association of Small and Medium Electric Energy producers), Mr. Ricardo Pigatto in a interview to PCH Notícias & SHP News (refer to chart). “In terms of the amount of power gain, the WWF study points out that the Small Hydropower Plants (SHPs) repowering perspective is small, taking the country's hydropower potential and the dependence on incentives from funding agents into account. “However”, completes Mr. Pigatto, “the SHPs may not be a global solution, but they are able to mitigate the effects of an eventual crisis, mainly in a distributed way”. Approximately half of today's SHPs in Brazil go back to the 1930s, when these plants played an important role in the country's scenario, being responsible for the in situ generation of electric energy. With the installation of the large hydropower plants, the SHPs were set aside within the national electric sector, and the necessary investments for their modernization did not come. This way, with the difficulties regarding the implementation of large hydropower plants near the consuming centers, because of the environmental impacts, investment shortage or exhaustion of water resources, the use of SHPs is imperative, either by repowering or modernizing them. The old age of SHP enables the opportunity of two new types of enterprises in this area: - Repowering of operating SHPs: the average age of the operating plants is 60 years. This way, the refurbishment of the units could aggregate about 200 MW within a small period of time; - Reactivation of SHPs: There are about 600 inactive plants whose facilities can be refurbished at a low implementation cost, representing the possibility of an additional 120 MW of installed capacity. Source: Repowering of Hydropower Plants as an Alternative to Increase Energy Offer in Brazil with Environmental Protection. Technical Series Volume X. WWF: 2004. 07 REPOTENCIAÇÃO “É necessário que se faça um levantamento da real potencialidade da revisão das potências/modernização das PCHs” Entrevista com o presidente da Associação Brasileira de Pequenos e Médios Produtores de Energia Elétrica (APMPE), Ricardo Pigatto. “It is necessary to carry out a study about the real potentiality of the repowering/ modernization of SHPs” Interview with the president of the APMPE (Brazilian Association of Small and Medium Electric Energy producers), Mr. Ricardo Pigatto. PCH Notícias: Como a APMPE vê a questão da repotenciação de PCHs? PCH Notícias: How does APMPE see the issue concerning SHP repowering? Pigatto: Este é um assunto que ainda não foi tratado com a profundidade que merece, tanto por agentes públicos como privados, onde se enquadra a APMPE, mas, sem dúvida, este tema precisa ser imediatamente discutido para que se possa aproveitar a potencialidade da repotenciação/modernização de PCHs. Tal discussão deve levar em consideração os benefícios existentes, seja pelos aspectos ambientais (as usinas já estão prontas e operando ou estão desativadas, mas com as estruturas principais já realizadas, requerendo licenciamento ambiental mais simples, talvez apenas revalidação da LO), seja pelos aspectos tecnológicos mais modernos e adequados, reduzindo as perdas e, naturalmente, aumentando a eficiência dos conjunto turbina/gerador e, com certeza, aumentando a energia assegurada que pode ser comercializada. Pigatto: This subject has not been treated as deeply as it should have either by public agents or private ones, where the APMPE is included. Undoubtedly, this subject must be debated immediately so that the potentiality of SHP repowering/ modernization can be used. Such debates must take into account the existing benefits – either environmental aspects (the plants are already built and operating or inactive, but the main structures are ready, depending on a more simple environmental license, perhaps depending on the validation of the Operation License) or technological aspects, which are more modern and appropriate, reducing the losses and, naturally, increasing the efficiency of the turbine/generator sets and, surely, increasing the assured energy that can be commercialized. PCH Notícias: Há algum incentivo por parte do governo em relação à repotenciação de PCHs? PCH Notícias: Are there any government incentives in relation to the repowering of SHPs? Pigatto: Não. Entretanto, haja vista as atuais condições de mercado, tanto para a venda da energia a ser ampliada assim como as condições de financiabilidade, a viabilização das repotenciações/modernizações têm plenas condições de serem rapidamente implementadas, pois já existem os ativos a serem considerados como garantia de financiamento, além do CCVE, que pode ser firmado no mercado livre. Pigatto: No. However, given today's market conditions for the sales of the energy that will be enhanced, as well as the funding conditions, the repowering/modernization can be rapidly implemented, for there are assets that can be considered as funding guarantees, in addition to the PPA that can be signed in the free market. PCH Notícias: E o interesse das empresas em investir? PCH Notícias: What about the interest of the companies in investing? Pigatto: Sem dúvida, muitas empresas se interessarão pela repotenciação, principalmente após a Resolução 247/2007 que regulamentou a venda de energia no mercado livre. Além do que, o mercado está ávido por qualquer MW que possa entrar no sistema até 2010, com contratos de longo termo. Pigatto: Undoubtedly, many companies will be interested in repowering, mainly after Resolution 247/2007 that regulated the sales of the energy in the free market. Besides, the market is eager for any MW that can enter the system by 2010 with long term contracts. PCH Notícias: De que forma, a repotenciação de PCHs poderia entrar no planejamento energético nacional? PCH Notícias: How could SHP repowering enter the national energy planning? Pigatto: É necessário que se faça um levantamento da real potencialidade da revisão das potências/modernização das PCHs de forma a sensibilizar o MME [Ministério de Minas e Energia] e a EPE [Empresa de Pesquisa Energética] a incluírem esta usinas no planejamento do setor e, quem sabe, criar uma política diferenciada para este fim. Pigatto: It is necessary to carry out a study about the real potentiality of the repowering/modernization of SHPs so that the MME (Ministry of Mines and Energy) and the EPE (Energy Research Company) want to include these plants into the planning of the sector and, maybe, create a different policy for them. PCH Notícias: Por que essa temática não é discutida em tempos de necessidades de aumento de oferta de energia por conta do crescimento econômico e do PAC e uma incipiente discussão em torno de uma possível crise energética? Pigatto: É que a crise é grande, mesmo que não se divulgue assim, e estão sendo buscadas as "grandes" soluções e, equivocadamente, esquecendo-se das pequenas, que podem não ser a solução global, mas são capazes de minimizar os efeitos da crise, principalmente de maneira distribuída. 08 PCH Notícias: Why isn't this subject debated when it is necessary to increase the energy offer because of the economic growth, for example, and why is this debate so incipient when there is the possibility of an energy crisis? Pigatto: The crisis is huge, even though it is not shown this way. Thus, the government is looking for “large” solutions and, mistakenly, forgetting the “small” ones, which may not the global solution, but are able to mitigate the effects of the crisis, mainly in a distributed way. IV Conferência de PCH Mercado & Meio Ambiente, evento técnico - científico responsável pela discussão dos principais aspectos referentes às Pequenas Centrais Hidrelétricas. Desde aspectos legais e institucionais, tecnologias aplicáveis, meio ambiente e análises econômicas. The IV Conference of SHP Market & Environment is a technical - scientific event responsible for the discussion of the main aspects regarding the Small Hydropower Plants. From legal and institutional aspects, applicable technologies, environment and financial analyses. O evento reunirá os principais profissionais do setor, e representantes do governo, ONGs e setor privado. The event will gather main professionals of the sector, and the government's representatives, NGOs and private investors. Pesquisadores, estudantes e profissionais interessados em Pequenas Centrais Hidrelétricas; poderão submeter trabalhos técnicos para a IV Conferência de PCH Mercado & Meio Ambiente, segundo as instruções e diretrizes disponibilizadas no site até o dia 06 de Junho de 2008. Researchers, students and professionals interested in Small Hydropower Plants.; can submit technical papers for the IV Conference of SHP Market & Environment, according to the instructions and guidelines made available in the website until June 06, 2008. Contamos com a sua presença na IV Conferência de PCH Mercado & Meio Ambiente. Your participation in the IV Conference of SHP Market & Environment is highly welcome. Participe, divulgue e envie seu trabalho. Participate and send your paper. Mais Informações: Further Information: www.conferenciadepch.com.br www.conferenciadepch.com.br [email protected] [email protected] (35) 3629-1443 (35) 3629-1443 IV Conferência de PCH Mercado e Meio Ambiente Todos os direitos reservados - 2008 09 O 24º Simpósio de Maquinas Hidráulicas e Sistemas, maior evento técnico cientifico mundial de Hidráulica será realizado entre os dias 27 e 31 de outubro em Foz do Iguaçu – PR – Brasil. o Contamos com sua participação no 24 IAHR. Não perca a oportunidade participe e aproveite os preços promocionais. Mais informações: [email protected] ou visite nosso site: www.iahrmachinery2008.com The 24th Symposium on Hydraulic Machinery and Systems is the world´s major technical scientific meeting on hydraulic that will be held in October 27-31 2008, Foz do Iguassu – PR – Brazil. Your participation in the 24th Symposium on Hydraulic Machinery is highly welcome. Participate and enjoy the early registration fee. Further information: [email protected] or visit our website. www.iahrmachinery2008.com www.cerpch.unifei.edu.br/submeterartigo Technical Articles Seccion Comitê Editorial - Editorial Commite Presidente - President Geraldo Lúcio Tiago Filho - CERPCH UNIFEI Editores Associados - Associated Publishers Adair Matins - UNCOMA - Argentina Ângelo Rezek - ISEE UNIFEI Artur de Souza Moret - UNIR Augusto Nelson Carvalho Viana - IRN UNIFEI Bernhard Pelikan - Universidade de Bodenkultur Wien – Áustria Carlos Barreira Martines - UFMG Célio Bermann - IEE USP Jaime Espinoza - USM - Chile José Carlos César Amorim - IME Marcelo Marques - IPH UFRGS Marcos Aurélio V. de Freitas - COPPE UFRJ Maria Inês Nogueira Alvarenga - IRN UNIFEI Orlando Aníbal Audisio - UNCOMA - Argentina Zulcy de Souza - LHPCH UNIFEI Classificação Qualis/Capes A A A C Local ENGENHARIAS III Local GEOGRAFIA Local MULTIDISCIPLINAR Nacional ENGENHARIAS I 11 ARTIGOS TÉCNICOS A EXPLORAÇÃO DE PCH'S NO BRASIL - A REGULAÇÃO E A PRÁTICA 1 Gilberto Alves 2 Hugo R. Yamagushi Paulo Victor C. B. Braun 3 RESUMO O trabalho aborda os riscos de ordem legal e regulatórios que afetam a atividade de exploração de PCH's no Brasil. No âmbito das principais fases administrativas de implantação dos empreendimentos: inventário, projeto básico, obtenção de licenças e conexão à rede, são identificados e comentados as principais dificuldades enfrentadas pelos empreendedores. A principal conclusão é que as regras que regem as fases de inventário, projeto básico e conexão à rede apresentam deficiências que poderiam ser corrigidas no âmbito do órgão regulador para um melhor desempenho geral. Já o processo de autorizações junto aos órgãos ambientais, lastreado por mais de 800 dispositivos, endossa a reputação do Brasil como país excessivamente burocratizado e nos coloca nas piores posições quando os tempos de licenciamento são comparados com os países onde essa grandeza pôde ser levantada. A magnitude do problema sugere que esse quadro somente pode ser melhorado através de uma ampla reforma legal e institucional. Palavras-chave: Pequenas centrais hidrelétricas, riscos regulatórios, inventário, projeto básico, licenciamento, conexão. ABSTRACT This paper concerns the legal and regulatory risks related to SHP's exploration in Brazil. Along the main steps comprising a SHP development (inventory, basic project, authorizations and grid connection) the main obstacles were identified and commented. The main conclusion is that some rules and processes related to inventory, basic project and grid connection shows some deficiencies that might be adjusted by the regulator itself, to achieve a better performance at all. But the environmental authorizations, based on more than 800 different rules, endorses the Brazilian reputation of an excessively bureaucratized country, and put us at the worst positions where the time to get the authorizations was compared which those countries where these times could be also recovered. The problem's magnitude suggests that this scenario only could be improved thru a comprising legal and institutional review. Key words: Small Hydropower Plants, Regulatory risks, Inventory, basic project, authorizations and grid connection 1.HISTÓRICO PCH's são definidas pela resolução ANEEL 652/2003 [1] como as usinas que atendem aos seguintes critérios: ·Destinada à produção independente, autoprodução ou produção independente autônoma; ·Potência instalada compreendida entre 1.000 e 30.000 kW e área de reservatório menos que 3,0 km2; ·Potência compreendida entre 1.000 e 30.000 kW e área de reservatório maior que 3,0 km2, desde que: ·Reservatório cujo dimensionamento foi baseado em outros usos que não energia elétrica; ·Área do reservatório menor que ou compreendida entre 3,0 km2 e 13 km2 e atendendo à inequação: A<= 14,3 P/Hb onde: A= área do reservatório em km2 P= Potencia instalada em MW Hb= Queda bruta em metros Para efeito de análise dos sistemas de regulação e licenciamento, o processo de construção de uma PCH desde a sua concepção até o início da geração comercial foi dividido em etapas distintas: inventário, projeto básico, licenciamento ambiental e conexão com a rede. O processo de autorização de exploração de PCH's difere do processo de concessão dos demais aproveitamentos essencialmente pela ausência de licitação, ou seja, a competição pela autorização é feita segundo critérios menos objetivos, muito mais dependentes das características das empresas participantes do que critérios técnicos e econômicos. Embora o estabelecimento desses critérios tenha sido feito em 2001 (Resolução ANEEL 398/2001 [3]), somente agora alguns efeitos negativos dessas premissas têm aflorado, seja pelo amadurecimento de alguns projetos, seja pela maior procura por esse tipo de aproveitamento pelos empreendedores, que passou a gerar competição. 2.RISCOS REGULATÓRIOS PARA A AUTORIZAÇÃO DE EXPLORAÇÃO DE PCH'S 2.1. Estudos de Inventário O processo técnico e administrativo para obtenção de autorização para exploração de PCH's é iniciado com o registro de estudos de inventário na ANEEL. Em linhas gerais os estudos de inventário têm como finalidade determinar, para um determinado trecho de rio, qual a melhor divisão de quedas sob os aspectos econômico, ambiental e social. A resolução ANEEL 393/2001 [2] estabelece os procedimentos para registro e aprovação de inventário hidroelétrico. Prevê que os estudos de inventário podem ser efetuados por empreendedores, porem o empreendedor somente será ressarcido das despesas caso os aproveitamentos identificados venham a ser licitados, excluindo por definição as PCH's, que não se sujeitam a esse tipo de mecanismo. A resolução ANEEL 398/2001 [3] prevê a possibilidade de concessão de mais de um registro de inventário para um determinado trecho de rio e estabelece os procedi- 1.Economista, CESP-Companhia Energética de São Paulo. Aluno de MBA em Energia do Programa de Educação Continuada – PECE, da Escola Politécnica da Universidade de São Paulo. [email protected] 2.Engenheiro, ARSESP-Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo. Aluno de MBA em Energia do Programa de Educação Continuada – PECE, da Escola Politécnica da Universidade de São Paulo. [email protected] 3.Geólogo, EMAE-Empresa Metropolitana de Águas e Energia S/A. Aluno de MBA em Energia do Programa de Educação Continuada – PECE, da Escola Politécnica da Universidade de São Paulo. [email protected] 12 TECHNICAL ARTICLES mentos para apresentação de estudos de inventário. Caso haja a competição entre duas entidades para o registro do inventário, a decisão é feita pelo melhor estudo, escolhido através de um sistema baseado em notas técnicas e pesos. A tabela 1 resume os critérios e pesos aplicáveis ao inventário: Tabela 1-Critérios de pontuação e pesos para avaliação de estudos de inventário [3] I Precisão dos levantamentos cartográficos e técnica utilizada para determinar o perfil Perfil longitudinal do rio 3 Mapeamento cartográfico 2 II Investigações e estudos geológico /geotécnicos Investigações de campo 3 Investigações de escritório 2 III Estudos sedimentológicos 1 IV Estudos hidrometeorológicos Séries de vazões mensais 2 Área de drenagem em km 3 Curva de permanência de vazões 2 1 Risco de capacidade do vertedouro 2 V Estudos ambientais (área do reservatório e seus efeitos) 3 Meio sócio econômico 2 Meio físico e biótico VI Estudos de uso múltiplo de recursos hídricos 2 VII Estudos de dimensionamento Consistência da curva cota/área/volume 2 Apresentação gráfica (desenhos) 2 Alternativas de divisão de quedas 2 Energia média gerada 2 Potência instalada 2 Estimativa de custos 2 A iniciativa de executar de estudos de inventário não traz qualquer tipo de benefício ou vantagem para o executante na etapa seguinte, de obtenção da autorização para exploração dos respectivos aproveitamentos: ·Os estudos não são ressarcidos pelo poder concedente. Esse mecanismo é previsto na legislação somente para os aproveitamentos que venham a ser licitados, eliminando por definição as PCH's. ·A partir da aprovação dos estudos de inventário, os estudos se tornam públicos e abertos à participação de terceiros para o registro de projeto básico, em tese concorrendo em condições de igualdade com o executante para a obtenção da autorização de exploração; Consequentemente, os empreendedores muitas vezes minimizam as despesas com os estudos de inventário além do razoável: ·Os rios podem ser inventariados em trechos muito curtos de modo a abranger apenas um aproveitamento previamente identificado de forma intuitiva. A função principal do inventário, identificar a melhor divisão de quedas para um determinado rio sob múltiplos aspectos, é anulado. Um exemplo é o inventário aprovado em 2002 [5], [6] no Rio Tietê, que aprovou a AHE Jurumirim (19 MW) sobre um estudo que abrangeu apenas 13 km de um curso d'água importante. A sistemática atual ainda é um convite à omissão de informações levantadas nos estudos, que tendem a ser “guardadas” para a fase de projeto básico, sendo submetidas à ANEEL aquelas imprescindíveis para a aprovação dos estudos. A figura 1 mostra a quantidade de inventários envolvendo PCH's aprovados pela ANEEL desde sua criação em 1998 [7]. Embora possa haver inexatidão por conta dos critérios de pesquisa aplicados, existe uma diminuição real nas aprovações desde 2004. 2.2.Projeto básico Após a aprovação dos estudos de inventário pela ANEEL, estes se tornam públicos e qualquer interessado pode requerer o registro dos estudos de viabilidade e projeto básico de um ou mais aproveitamentos definidos nos estudos. O registro do projeto básico é o instrumento administrativo que permite ao empreendedor realizar os trabalhos de engenharia e solicitar o direito de exploração do empreendimento. A resolução ANEEL 395/1998 [4] estabelece os procedimentos gerais para o registro e aprovação dos estudos de viabilidade e projeto básico, assim como para autorização para exploração de PCH's: O artigo 12 estabelece que os estudos de viabilidade e projeto básico serão objetos de avaliação quanto: ·Ao desenvolvimento dos estudos ou projetos fundamentados em estudos básicos consistentes e adequados à etapa e porte do empreendimento; ·Atendimento à boa técnica de projetos e soluções para o empreendimento especialmente quanto á atualidade, eficiência, segurança e custos. INVENTÁRIOS APROVADOS fonte: ANEEL, até 29/10/07 20 18 ·Articulação com os órgãos ambientais e de gestão de recursos hídricos visando à definição do aproveitamento ótimo e uso das águas. 16 QUANTIDADE ·As minimizações nos orçamentos tendem a afetar mais os estudos de campo (topografia, sondagens), que têm grande participação nos custos e não sofrem uma avaliação crítica pela ANEEL, com prejuízo à qualidade do estudo. 14 12 10 8 6 4 2 0 01 98 02 98 01 99 02 99 01 01 02 01 01 02 02 02 01 03 02 03 01 04 02 04 01 05 02 05 01 06 02 06 01 07 02 07 SEMESTRE Figura 1: Inventários aprovados pela ANEEL envolvendo PCH's [7]. Em função dos critérios de busca nos registros da ANEEL, podem existir discrepâncias em relação a outras fontes. O artigo 14 estabelece que se houver mais de um projeto básico para um mesmo aproveitamento todos serão colocados à disposição para licitação, porem somente o escolhido pelo vencedor será ressarcido ao executante, porem as PCH's são excluídas desse mecanismo por não estarem sujeitas à licitação. O artigo 15 estabelece os critérios para a concessão de autorização para exploração de PCH's, para os casos onde houver mais de um interessado: 13 ARTIGOS TÉCNICOS ·Após a apresentação e aceite do primeiro projeto básico os demais interessados na exploração do empreendimento serão notificados para entregar seus projetos básicos no prazo de 90 dias. al é a ausência de qualquer critério técnico para a seleção do projeto, como acontece nos estudos de inventário, sem qualquer estímulo à qualidade dos projetos. É verdade que a faixa de potencia regulamentar para PCH's, entre 1.000 kW a 30.000 KW implica em patamares muito diferentes no nível de sofisticação do projeto, dificultando o estabelecimento de um procedimento padrão para análise. ·Caso mais de um projeto permaneça na competição, a escolha do explorador do potencial será feita na seguinte ordem: A ausência de requerimentos técnicos mais rígidos e sua exclusão na seleção do projeto básico conduzem a projetos de baixa qualidade, incertezas concentradas principalmente na parte de geologia e fundações, “quebras“ de orçamento e problemas contratuais durante a construção. Alem disso, más opções de projeto podem ser adotadas meramente em função do compromisso anteriormente firmado com a ANEEL, através do “Projeto Básico Aneel”. 2. aquele que não seja agente distribuidor de energia elétrica na área de concessão ou sub-concessão na qual esteja localizado o aproveitamento hidrelétrico objeto da autorização; 3. aquele que for proprietário ou detiver direito de livre dispor da maior área a ser atingida pelo aproveitamento em questão, com base em documentação de cartório de registro de imóveis; 4. aquele que possuir participação na comercialização de energia elétrica no território nacional inferior ao volume de 300 GWh/ano. Os critérios para a seleção do projeto a ser autorizado foram estabelecidos “visando aumentar o número de agentes produtores de energia elétrica e assegurar maior competitividade para a outorga de autorização” [4]; Uma análise rápida dos critérios de seleção de projetos mostra que a regra é muito frágil: os itens I, II e IV do artigo 15 da Resolução 395 são inócuos, na medida em que os projetos podem ser registrados em nome de terceiros ou de empresas de propósito específico, de propriedade de grandes empreendedores. Então, o único critério de seleção de fato para a concessão do direito de exploração em um ambiente de competição se resume ao direito de livre dispor ou propriedade da maior parcela de área inundada pelo aproveitamento. Daí a prática que vem sendo observada no mercado, a compra antecipada da maior parcela possível de terras naqueles locais onde foram identificados bons potenciais hidrelétricos. Aparentemente a “corrida por terras” não chega a perturbar o mercado e o critério não é questionado. Justa ou não, a regra tem se mostrado aplicável para o nível de competição existente entre os agentes. Caso a continuidade do aquecimento do mercado que vem sendo observada nos últimos meses se acentue, o acirramento da competição poderá fazer aflorar conflitos associados a esse item. O maior problema dessa regra, fundamentada somente em aspectos ligados ao empreendedor, seu patrimônio e razão soci- 14 De forma análoga à fase de Inventário, a fase de Projeto Básico mantém e amplia os riscos para o empreendedor, que somente terá direito à exploração do potencial após um processo longo, dispendioso e incerto: ·O mercado de projetos criou a expressão “Projeto Básico Aneel”, um estudo de baixo custo destinado exclusivamente ao preenchimento do “check list” da Agência e à obtenção do direito de exploração, sem maiores preocupações com a qualidade. Enquanto um projeto básico tradicional de uma PCH de 30 MW pode chegar à casa de R$ 1,0 milhão a mais, incluindo modelos reduzidos de hidráulica e sondagens de subsolo em quantidades suficientes para a execução da obra, o “projeto básico ANEEL” da mesma PCH pode ser contratado por R$ 300 mil ou menos. ·Alguns empreendedores fazem um projeto básico “de fato”, para embasar a construção da PCH após a obtenção do direito de exploração, mas como essa fase não é obrigatória, muitas vezes a construção é iniciada de forma precária, sem preocupação com a otimização de recursos ou segurança, seja por falta de orientação técnica adequada, seja por ganância. PROJETOS APROVADOS X PROJETOS ABORTADOS fonte: ANEEL, até 29/10/07 80 70 QUA NT IDA DE 1. aquele que possuir participação percentual na produção de energia elétrica do sistema interligado inferior a 1% (um por cento); 60 50 40 30 20 10 0 01 05 02 05 01 06 02 06 01 07 02 07 SEMESTRE Projetos Aprovados Projetos Abortados Figura 2: Projetos básicos aprovados x projetos básicos abortados [7]. A expressão "abortados" abrange os projetos rejeitados pela ANEEL por qualquer motivo, temporária ou definitivamente, bem como aqueles não selecionados em uma competição e devolvidos aos executantes. Os registros da ANEEL não permitiram a apuração dos números pré-2005 de forma confiável. Por outro lado, é questionável até qual nível de detalhe deve ser levada a análise do projeto pelo poder concedente. Em tese, uma análise detalhada pode demandar um número de homens-hora de profissionais qualificados similar ao da execução do projeto, encarecendo o serviço prestado pela agência. Menescal [8] aponta no mês de outubro de 2007 uma “fila” com 220 projetos de PCH's em fase de análise na ANEEL. A análise dos documentos expedidos pela ANEEL [7] demonstra também um crescimento das trocas de titulares dos direitos de exploração das PCH's (figura 3). Em alguns períodos, a quantidade de trocas foi superior ao do número de projetos básicos aprovados. Ainda que a prática não seja ilegal, os números transparecem a existência de um mercado de direitos sobre PCH's, nocivo à medida que a implantação dessas usinas é postergada em benefício do comércio, mas com prejuízos ao país. 2.3.Riscos nas autorizações de uso da água e de meio ambiente A questão sócio ambiental, que envolve a avaliação de impactos, licenciamentos e ris- TECHNICAL ARTICLES A quantidade de regulamentos torna os conflitos inevitáveis. Um caso interessante foi abordado por Gonçalves [12]. O questionamento jurídico sobre o licenciamento já concedido a uma PCH resultou em embargo das obras. A alegação dos questionantes foi embasada na Constituição Federal de 1988, que prevê o estudo prévio de impacto ambiental quando a obra ou atividade forem potencialmente causadoras de significativa degradação do meio ambiente, nos seguintes termos: TROCA DE TITULARIDADE DE DIREITOS DE EXPLORAÇÃO DE PCH'S fonte: ANEEL, até 29/10/07 80 70 60 50 40 30 20 10 0 01 02 01 02 01 02 01 02 01 02 01 02 01 02 01 02 01 02 98 98 99 99 01 01 02 02 03 03 04 04 05 05 06 06 07 07 Art. 225 -...... §1º. Para assegurar a efetividade desse direito, incumbe ao Poder Público: SEMESTRE Projetos Aprovados Troca de titularidade Figura 3: Projetos básicos aprovados x troca de titularidade de direitos [7]. Em função dos critérios de busca nos registros da ANEEL, podem existir discrepâncias em relação a outras fontes. cos judiciais pós-licenciamento é freqüentemente apontada por empreendedores a grande vilã inibidora de investimentos em PCH's, pelos riscos que impõem aos empreendimentos, inclusive aqueles na fase de execução. Por outro lado, organismos ligados ao licenciamento e á preservação ambiental freqüentemente apontam a má qualidade dos estudos de impacto ambiental e a ganância dos empresários como determinantes para os fracassos e atrasos nas licenças. É difícil avaliar de forma límpida essas questões, na medida em que há reconhecidamente outros fatores intervenientes, como a ideologização das questões ambientais, a falta de estrutura física, administrativa e de equipe técnica dos órgãos licenciadores, além do uso do licenciamento como pretexto por parte de empreendedores para encobrir atrasos nas obras ligados a outros motivos. Alem disso, o processo de avaliação de impactos ambientais e o conseqüente licenciamento das atividades têm por característica universal a inexatidão, sendo impossível seu julgamento ser desvinculado da aplicação de valores individuais, por mais aperfeiçoados que sejam os regulamentos e rituais que regem os processos de licenciamento. No Brasil, alguns pontos sugerem que o licenciamento é, de fato, demasiadamente complicado. Michellis Jr. [9] contabilizou os dispositivos legais e administrativos que relacionam o meio ambiente e os temas do setor elétrico. Os resultados são resumidos na tabela 2. Tabela 2: Dispositivos legais e administrativos relacionados ao meio ambiente e de interesse do setor elétrico [9] Leis 201 Portarias 83 Decretos 216 Instruções normativas 30 Resoluções 246 Normas 48 Convenções 4 Total 828 Tabela 3: Tempos de tramitação dos processos de licenciamento em países europeus e no Brasil Fonte Limite para PCH (MW) Tempo de Licenciamento País Fonte Limite para PCH (MW) Tempo de Licenciamento Romênia [10] 10 0,5 a 1 mês Letônia [10] 2 12 a 24 meses Estônia Reino Unido [10] 10 2- 5 meses Lituânia [10] 10 24 meses [11] -- 3 meses Eslovênia [10] 10 >24 meses Bulgária [10] 10 3 a 5 meses Eslováquia [10] 10 >24 meses Polônia [10] 5 3- 6 meses Itália [11] -- >36 meses Irlanda [11] -- 2- 12 meses Brasil [9] 10 17 – 47 meses Suíça [11] -- 4 a 14 meses Espanha [11] -- 48 – 72 meses Grécia [11] -- 10- 12 meses Portugal [11] -- 72 meses Hungria [10] 5 12- 15 meses [9] 10- 30 Rep. Checa [10] 10 12 a 24 meses País Brasil 33- 106 meses ... IV – exigir, na forma da lei, para instalação de obra ou atividade potencialmente causadora de significativa degradação do meio ambiente, estudo prévio de impacto ambiental, a que se dará publicidade. O artigo 225 da Constituição foi usado pelo questionante porque é superveniente e conflitante com os demais regulamentos que dispunham sobre a necessidade de elaboração de EIA-RIMA para PCH's, como a Res. CONAMA nº. 237, de 19 de dezembro de 1997, e a Res. CONAMA nº. 1, de 23 de janeiro de 1986, que abordam o tema de forma consistente e detalhada. Uma outra forma de avaliar a dimensão do problema “licenciamento” é comparar a situação brasileira com a de outros países. A ESHA [10], [11] entrevistou especialistas europeus para obter os tempos de licenciamento nos respectivos países. Apesar dos números embutirem alguma incerteza em função de limitações metodológicas, o resultado qualitativo do confronto com os números disponíveis para o Brasil [9] é inquestionável e reforça a impressão de que o sistema é excessivamente burocratizado e lento. 2.4.Conexão à rede Em geral as PCH's são interligadas ao sistema por meio das redes de distribuição, em tensão variando de 13,8 kV a 138 kV. Entretanto, devido ao crescimento do consumo do sistema, acrescido do montante de energia e das potências das usinas ingressantes, estas redes de distribuição passam a representar um gargalo ao escoamento da energia gerada, tornando necessários investimentos em reforços e ampliação no sistema. Em alguns casos, existe a possibilidade de conexão da PCH a uma linha de transmissão. Este tipo de interligação exige do Agente Gerador a implantação de uma subestação elevadora na usina, bem como prover adequação aos padrões de flexibili- 15 ARTIGOS TÉCNICOS dade e confiabilidade do sistema elétrico, necessários à operação da linha de transmissão em questão. Além disso, o Agente Gerador será o responsável na eventualidade de interrupção do fluxo de potência passante causado por problemas de operação e manutenção inerentes a subestação elevadora da PCH. A conexão elétrica pode ser mais ou menos complexa, e essa complexidade dependerá de certos fatores tais como: a capacidade instalada, a localização geográfica e o nível de tensão disponível na região. ponto de conexão de seu interesse, distante da PCH, imputando ao empreendedor gerador o ônus da interferência deste ingresso em subestação, linha de transmissão, conexões na rede de distribuição, adequação de proteções, etc. e todas as ampliações e alterações, que se fizerem necessárias na rede de distribuição, devido ao fluxo de potência injetada pela PCH. O empreedendor é então surpreendido com investimentos imprevistos, ocasionando em algumas situações a inviabilidade econômica do empreendimento. No modelo atual do setor elétrico, cabe ao Agente Gerador a responsabilidade da implantação das instalações de conexão desde sua usina até o chamado "Ponto de Conexão", inclusive. Este tipo de repartição de custos é caracterizado como "Conexão Rasa". A acessada, no caso as distribuidoras, cabe a responsabilidade pelas adequações em seu sistema elétrico, a fim de prepará-lo para a conexão do gerador. As PCH's geralmente estão situadas em locais de difícil acesso, distantes das redes de distribuição e ou de linhas de transmissão, e podem apresentar custos elevados para sua integração ao sistema elétrico, caso tenha que atender as exigências das Concessionárias. O embasamento legal é a Resolução Aneel nº. 281, de 1º de outubro de 1999 [13], que estabelece as condições gerais de contratação do acesso compreendendo o uso e a conexão, aos sistemas de distribuição e transmissão de energia, que no seu artigo 5º parágrafo II que atribui às concessionárias e permissionárias de distribuição conforme segue: Artigo 5º... II – Implementar as providências de sua competência, necessárias à efetivação do acesso requerido. Na mesma resolução o seu artigo 10 estabelece que: Artigo 10º... O acesso aos sistemas de transmissão e de distribuição será regido pelos Procedimentos de Rede, Procedimentos de Distribuição, pelos contratos celebrados entre as partes e pelas normas e padrões específicos de cada concessionária ou permissionária. Em complemento a Resolução acima, ainda há o disposto no artigo 10 da Resolução 456 de 29 de novembro de 2000 [14], que estabelece o seguinte: Do ponto de entrega... Art. 10. Até o ponto de entrega a concessionária deverá adotar todas as providências com vistas a viabilizar o fornecimento observadas as condições estabelecidas na legislação e regulamentos aplicáveis, bem como operar e manter o seu sistema elétrico. Como essas regras não serem muito claras, no que diz respeito à localização do ponto de conexão, o que tem acontecido freqüentemente é o distribuidor indicar um 16 Após o termino da construção da Linha de Conexão bem como a instalação dos equipamentos exigidos pela Concessionária de Distribuição (reles de proteção, TC, TP, UTR, etc.), o Agente Gerador por sua conveniência doa a Linha de Acesso para a Concessionária, para evitar custos de operação e manutenção da Linha. O empreendedor para não descumprir os compromissos assumidos e não atrasar o início de sua geração, às vezes acaba aceitando as condições da distribuidora mesmo que as ache absurdas e onerosas. Agentes de Geração sem muitos recursos, ou que durante a fase de planejamento ignoraram uma parcela considerável de investimentos na conexão, após serem surpreendidos pelo ônus da conexão definida pela Concessionária vêem a sua PCH ir, literalmente, “por água abaixo”. Depois de esgotadas todas as negociações o gerador recorre ao agente regulador, no caso do Estado de São Paulo a recém criada ARSESPAgência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo, sucessora da CSPE - Comissão de Serviços Públicos de Energia como ultima esperança de salvar a sua PCH. A CSPE ora sucedida pela ARSESP, foi criada através da Lei Complementar no 833, de 17 de Outubro de 1997, com a finalidade de regular, controlar e fiscalizar a qualidade de fornecimento dos serviços públicos de energia no estado de São Paulo, incluindo a energia elétrica. A ARSESP possui convênio de Cooperação e Descentralização de Atribuições com a ANEEL, o que tem permitido uma ampla cooperação técnica nos trabalhos visando agilizar os procedimentos pertinentes às atribuições da ARSESP e da ANEEL, inclusive àqueles assuntos relacionados com a fiscalização de empreendimentos de geração de energia elétrica localizados no Estado de São Paulo. No caso de pleitos envolvendo problemas de conexão, após a analise técnica, a ARSESP solicita à Concessionária de Distribuição a se manifestar e justificar a respeito do ponto de conexão e das condições exigidas ao acessante. Uma vez verificada a não conformidade, a ARSESP determina à Concessionária de Distribuição o cumprimento das resoluções que regulam o acesso às Linhas de Transmissão, Distribuição e Alimentadores. Há casos em que a Concessionária discorda da interpretação da Legislação vigente, a ARSESP remete o pleito para a manifestação da Superintendência de Regulação da Distribuição da ANEEL, que ira analisar o caso e determinar um ponto de conexão que seja plausível tanto para o Distribuidor como o Gerador, tendo em vista garantir a viabilidade econômica e financeira do acessante bem como da Distribuidora. Finalizando, na opinião da ARSESP para que pleitos envolvendo a Concessionária de Distribuição e Agente Gerador relativos a problemas de conexão será necessário que haja um posicionamento esclarecedor da ANEEL, em relação à conexão de novos agentes de geração, através de PCH's ou outra fonte renovável, (eólicas, biomassa, etc.) visando reduzir o embate entre concessionárias e novos empreendimentos. Cumpre ressaltar, que há estímulo do governo federal para a integração de novos empreendimentos de geração, razão pelo qual é determinado, no presente, a integração de menor custo ao acessante. Destaca-se que o custo associado que será de responsabilidade da concessionária acessada, deverá ser reconhecido pelo órgão regulador e comporá o montante de ativos da concessão que será computado para o cálculo da revisão tarifária da concessionária e portanto, estará onerando todos os consumidores do mesmo. Assim trata-se de mais uma medida de interesse nacional que deve ser gradativamente adequada visando à redução gradativa de ônus dos consumidores transferindo os para os empreendedores assim que houver maior disponibilidade no sistema interligado nacional guardada as peculiaridades das condições regionais de suprimento. 3.CONCLUSÕES E DISCUSSÃO Alem dos riscos de mercado e de engenharia, a exploração de PCH's implica em riscos provocados por deficiências de regulação, disseminados em todas as fases do empreendimento até a colocação em operação. A realização de um inventário em um de- TECHNICAL ARTICLES terminado trecho de rio não dá nenhuma vantagem ao executante na disputa pelo direito de exploração dos aproveitamentos, pois essa definição somente ocorre na fase de projeto básico. A queda no numero de inventários aprovados pela ANEEL pode estar associada a esse fenômeno. Investimentos em projetos básicos também apresentam riscos, na medida em que os dispositivos que regulamentam a escolha do empreendedor são falhos, transformando na prática a disputa pela concessão em uma briga por terras, sem incorporar qualquer critério técnico associado ao projeto na disputa. Os problemas de regulação existentes nas fases de inventário e projeto básico têm induzido distorções, como a figura do “projeto básico ANEEL”, de baixo custo, que tem como finalidade exclusiva preencher o “check list” da ANEEL. A regulamentação também é tolerante com o comercio de concessões de PCH's, que vem se acentuando nos últimos anos. Após a obtenção da concessão do projeto o empreendedor se depara com o emaranhado legal para obtenção da licenças ambientais. A necessidade de atender aos mais de 800 dispositivos existentes torna as incompatibilidades legais quase inevitáveis. Por conseguinte, os tempos para licenciamento no Brasil são muito elevados, quando comparados aos países onde essa grandeza pode ser recuperada. A conexão da usina ao sistema elétrico também é motivo de problemas, pois as normas não prevêem com exatidão o local onde essa conexão deve ser feita, motivando conflitos de interesse técnico e comercial com a distribuidora ou transmissora. Esses conflitos muitas vezes precisam ser intermediados pelo órgão regulador. Muitos dos problemas apontados podem ser solucionados ou minimizados através de modificações nos regulamentos aplicados na esfera exclusiva de atuação do órgão regulador. A magnitude das questões que envolvem a parte de licenciamento ambiental sugere que qualquer solução deve envolver intervenções significativas no quadro legal, ou seja, a partir de iniciativas nas esferas legislativa e ministerial. Os autores convidam à reflexão sobre os assuntos expostos, em particular sobre os pontos abaixo: ·Até que ponto o agente regulador deve fiscalizar ou controlar a qualidade dos projetos apresentados? No limite, uma análise detalhada pode consumir recursos humanos especializados na mesma magnitude que a execução do projeto. ·A aprovação do projeto pela ANEEL dei- xou de ser uma conseqüência natural no ciclo de um bom projeto para ser o motivo do projeto. Ou seja, a regulação deixou de ser um meio para se tornar um fim, com prejuízos evidentes à boa técnica. Quais modificações seriam necessárias para equilibrar essas funções? O empreendedor de PCH's que faz um inventário não tem nenhuma garantia de conseguir a outorga dos aproveitamentos identificados, sequer vantagem sobre um possível concorrente na fase de projeto básico. Esse sistema é justo? Quais as medidas possíveis para seu aperfeiçoamento, dentro de um ambiente competitivo? 4.NOTA FINAL O original foi finalizado no início de dezembro de 2007, dentro das atividades da disciplina “Regulação dos Setores Elétrico e de Gás“ ministrada no curso de “MBA em Energia” organizado pela EPUSP-Escola Politécnica de São Paulo com o apoio da ABDIB – Associação Brasileira da Infra-Estrutura e Indústrias de Base. Após a submissão do texto à Editoria da revista PCH NEWS, ocorreram dois rompimentos de barragens de hidrelétricas no Brasil: PCH Apertadinho (RO), dia 9/01/2008 e Espora (GO), dia 30/01/2008, ambas no período final de construção ou inicio de operação. Esses desastres consecutivos, somados a outros anteriores também envolvendo a construção de barragens, reforçam a percepção de que os projetos e obras de baixa qualidade não são casos isolados, mas reflexos de problemas sistêmicos graves, que precisam ser identificados e corrigidos com brevidade. 5.REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] ANEEL, resolução 652/2003, disponível em www.aneel.gov.br, acesso em 15/10/2007. [2] ANEEL, resolução 393/2001, disponível em www.aneel.gov.br, acesso em 15/10/2007 [3] ANEEL, resolução 398/2001, disponível em www.aneel.gov.br, acesso em 15/10/2007 [4] ANEEL, resolução 395/2001, disponível em www.aneel.gov.br, acesso em 15/10/2007 [5] ANEEL, DSP - DESPACHO Nº 820 de 17/12/2002, disponível em www.aneel.gov.br, acesso em 15/10/2007. [6] EMAE, “Inventário Hidroelétrico Simplificado do Rio Tietê entre a Confluência com o Rio Pinheiros e o Remanso de Barra Bonita", relatório interno, 2003. [7] ANEEL, pesquisa de registros na Biblioteca Virtual (pesquisa legislativa), disponível em www.aneel.gov.br, acessos entre em 15 e 29/10/2007. [8] Menescal, Rogério: A visão da ANEEL: O potencial hidroelétrico como bem público; A necessária viabilização dos projetos e ações para a aceleração dos investimentos. III Conferência de PCH-Mercado e meio Ambiente, São Paulo, 2007. [9] Michellis Jr, Décio Avaliação dos aspectos legais para obtenção de uma licença ambiental. – A Visão dos empreendedores. III Conferência de PCH-Mercado e Meio Ambiente, São Paulo, 2007. [10] ESHA- European Small Hydropower Association: Small hydropower situation in the new EU member states and candidate countries, 2004; disponivel em http://www.esha.be/fileadmin/esha_files/documents/publications/ publications/Report_on_SHP_in_New_European_Member_States.pdf, acesso em 5/11/07 [11] ESHA- European Small Hydropower Association BlueAGE: Blue Energy for A Green Europe- Strategic study for the development of Small Hydro Power in the European Unio n , 2 0 0 1 ; http://www.esha.be/fileadmin/esha_files/documents/publications/publications/BlueAGE .pdf, acesso em 5/11/07 [12] Gonçalves, Fernando Dantas Casillo: Pequena central hidrelétrica (PCH). Ação civil publica. Liminar exigindo EIA/RIMA. Desnecessidade por não exigir significativa degrad a ç ã o d o m e i o a m b i e n t e ; E f e i t o s u s p e n s i vo c o n c e d i d o e m a g ravo. http://jus2.oul.com.br/doutrina/texto.asp?id= 9848, acesso em 7/11/07. [13] ANEEL, resolução 281/1999, disponível em www.aneel.gov.br, acesso em 07/11/2007. [14] ANEEL, resolução 456/2000, disponível em www.aneel.gov.br, acesso em 07/11/2007. 17 ARTIGOS TÉCNICOS A COMERCIALIZAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA EM COMUNIDADE ISOLADA NA AMAZÔNIA: UM ESTUDO DE CASO DA COOPERATIVA DE AGROENERGIA – PROJETO NERAM 1 Rubem Cesar Rodrigues Souza 2 Eyde Cristianne Saraiva dos Santos 3 Adriana Coli Pedreira 4 Diogo Jackson Cajueiro Xavier RESUMO Grande parte dos povos amazônicos vive em situação de completa exclusão elétrica. O suprimento elétrico dessas comunidades não é de fácil solução, necessitando que sejam superadas questões tecnológicas, econômicas, ambientais, sociais e políticas. Este trabalho apresenta a avaliação de um modelo de negócio de energia elétrica que está sendo implantado no Estado do Amazonas, o qual se propõe não somente a ofertar energia elétrica mas também assegurar condições efetivas de renda e emprego. Foi realizado um estudo comparativo dos custos de geração para três entidades passíveis de serem implantadas no projetos, quais sejam: cooperativa de eletrificação rural, cooperativa de agroenergia e Produtor Independente de Energia. Utilizando-se como variável o fator de carga do sistema e considerando as especificidades locais, conclui-se pela constituição de uma cooperativa de agroenergia. Palavras-chave: geração descentralizada, comunidades isoladas, Amazônia, fontes renováveis de energia, comercialização de energia elétrica.. ABSTRACT Great part of the Amazonian people lives in situation of complete electric exclusion. The electric supply of those communities is not of easy solution, involving technological aspects, economical, environmental, social and politics which need to be overcome. This work presents the evaluation of a model of electric power business that is being implanted in the State of Amazon, which intends not only to present electric power but also to assure effective conditions of income and job. A comparative study of the generation costs was accomplished for three susceptible to entities that might be implanted in those projects, which are: cooperative of rural electrification, “agroenergia” cooperative and Independent Producer of Energy. Being used as variable the factor of load of the system and considering the local specificities, was concluded by the constitution of an “agroenergia” cooperative. Key words: Decentralized Generation, Communities Isolated, Amazonian, Renewable Sources of Energy, Electric Power Commercialization. 1. Introdução damentalmente como de inclusão social. atrasadas, todos os atendimentos efetivaDe modo a cumprir com esse objetivo, faz dos até o momento se deram através de exA idéia da universalização do acesso a parte de suas estratégias as denominadas tensão de rede de unidades geradoras a Dieenergia elétrica se fortaleceu no Brasil com ações integradas, a partir das quais se orisel e ainda, que há somente um projeto de a publicação da Lei 10.438 de 2002, deleginariam as ações para geração de empreação integrada em desenvolvimento no esgando a Agência Nacional de Energia Elétrigo e renda. tado e, mesmo esse, necessita ainda ser ca – ANEEL, a determinação de metas de efetivamente operacionalizado. universalização do acesso a energia elétriNa medida em que faltam menos de doAssim, discute-se nesse trabalho a viaca, para concessionárias e permissionárias is anos para a finalização do prazo de unibilidade econômica e aspectos regulatórios de serviço público de distribuição de enerversalização do serviço de energia elétrica associados a uma experiência que vem sengia, ou seja, assegurando legalmente o no âmbito do PLPT, é oportuno uma refledo desenvolvida no âmbito do Centro de Deacesso a energia a todos os indivíduos. De xão sobre os resultados deste Programa. senvolvimento Energético Amazônico – modo a antecipar os prazos e metas estaVários elementos sinalizam para a necessiCDEAM da Universidade Federal do Amazobelecidas pela ANEEL, o Ministério de Minas dade de ações mais eficazes sob pena do nas, com recursos do CNPq, como modelo e Energia, iniciou no ano de 2004, o Prograatendimento, particularmente nas áreas ruque pode vir a ser estimulado para asseguma Luz Para Todos - PLPT. O PLPT adotou corais da Amazônia, não ser efetivado ou enrar o suprimento elétrico de comunidades mo horizonte para a universalização o ano tão, vir a se materializar através da geraisoladas de forma compatível e apropriada de 2008, enquanto que a ANEEL estabeleção a Diesel com elevado custo de operaà realidade local. ceu esse prazo para o ano de 2015. Outra ção e manutenção, perpetuando um modecaracterística do PLPT consiste no fato deste ser dirigido exclusivamente para moradores de áreas rurais, além de contar com fortes subsídios do Governo Federal. Este se apresenta ainda, não somente como um programa de eletrificação rural, mas fun- lo inaceitável do ponto de vista econômico, ambiental e social. Tal assertiva fica perfeitamente defensável ao se observar que o índice de inadimplência no estado do Amazonas é de aproximadamente 70%. Salientase que as metas se encontram bastante 2.Objetivo O Projeto Modelo de Negócio de Energia Elétrica em Comunidades Isoladas na Amazônia-NERAM, discutido nesse trabalho, se apresenta como um modelo alternativo pa- 1.Doutor em Planejamento de Sistemas Energéticos pela Universidade Estadual de Campinas. Diretor do Órgão Suplementar da CDEAM/ UFAM. 2.Doutora em Planejamento de Sistemas Energéticos pela Universidade Estadual de Campinas. Professora vinculada ao CDEAM/UFAM 3.Mestre em Engenharia de Energia pela Universidade Federal de Itajubá. Consultora jurídica e colaboradora do CDEAM/UFAM. 4.Engenheiro Eletricista, Especialista em Planejamento Energético pela Universidade Federal do Amazonas. Pesquisador da Universidade Federal do Amazonas. 18 TECHNICAL ARTICLES ra suprimento elétrico de comunidades isoladas, viável sob o ponto de vista técnico, econômico, ambiental e social. O projeto objetiva não somente apresentar uma solução inovadora em termos de tecnologia de geração de energia mas, fundamentalmente, se apresentar como um modelo de exploração do negócio de energia elétrica, viável para o investidor e para os consumidores, através da modernização de cadeia produtiva de recurso extrativista. Portanto, o objetivo desse trabalho é apresentar essa experiência, dando ênfase aos aspectos econômicos e regulatórios associadas a esta. 3.Metodologia O estudo realizado consistiu em avaliar as variáveis econômicas e regulatórias associadas a três figuras jurídicas que poderiam isoladamente ou em conjunto com a concessionária, suprirem o mercado de energia elétrica em questão. As figuras jurídicas consideradas foram as seguintes: cooperativa de eletrificação rural, cooperativa de agroenergia e Produtor Independente de Energia - PIE. As duas primeiras seriam responsáveis pela geração, distribuição e comercialização de energia elétrica, enquanto que a terceira, teria que ter um propósito específico consistindo na geração e venda de energia elétrica para a concessionária. Do ponto de vista da produção de energia e renda, o projeto consiste em explorar a cadeia produtiva do açaí, implantando uma agroindústria para produção de polpa de açaí e a utilização do caroço de açaí como insumo para produção de energia elétrica através de um sistema de gaseificação. O referido sistema terá capacidade instalada de 80 kW, constituído por duas máquinas de 40 kW. A configuração de potência decorreu do estudo da curva de carga estimada para o mercado consumidor (Souza, 2006). O mercado consiste inicialmente de 136 domicílios, uma escola, três centros comunitários e a agroindústria de polpa de açaí implantada no âmbito do projeto, como estratégia de geração de renda. Realizou-se um levantamento acerca das obrigações das três figuras jurídicas com influência no custo da energia gerada. Utilizando-se o fator de carga como variável verificou-se a competitividade da energia gerada para as três figuras jurídicas em estudo. Tais estudos consideraram ainda, o efeito da sub-rogação da Conta de Consumo de Combustíveis, caso projetos dessa natureza pudessem vir a ser beneficiados por esse mecanismo de incentivo. Figura 1. Evolução do custo de geração em função do fator de carga para as entidades em estudo 4.Resultados De modo a organizar a produção local já existente e gerir a nova atividade de geração de renda (agroindústria) foi criada uma cooperativa denominada Cooperativa Energética Agroextrativista Rainha do Açaí. Portanto, o estudo com relação a comercialização da energia elétrica a ser gerada deveria passar pela figura da cooperativa agrícola. Outras sociedades também foram consideradas, quais sejam: a Cooperativa de Eletrificação Rural – CER, regulamentada pela Resolução ANEEL no.12/2002 e a modalidade de Produtor Independente de Energia regulamentada pelo Decreto 2003/1996. Para determinação dos custos totais de geração, foram pesquisados o custo de geração composto por: custo da fase préinvestimento, custo do gaseificador, custo do secador, infra-estrutura e Operação e Manutenção–O&M descritos por Freitas et al(2005), acrescido de encargos e tributos. Os encargos e tributos para cada uma das entidades constam da Tabela 1. Deve ser ressaltado que as Cooperativas de eletrificação rural são isentas de PIS/COFINS. Além disso, no Estado do Amazonas, devido ao Programa Zona Franca Verde do governo estadual, as cooperativas são isentas de ICMS e IPI. Na Figura 1 constam as curvas relativas a variação de custo de geração em função do fator de carga. Para analisar as curvas apresentadas na Figura 1 considerou-se como referência o valor de R$ 0,6/kWh, valor esse adotado Entidades Encargos Cooperativa Agrícola PIS – 0,65 % COFINS – 3% IRPJ- 1,5% Fundo de Reserva – 10% FATES – 5% Taxa Administrativa – 10% TOTAL = 30,15% Cooperativa de Eletrificação Rural IRPJ – 1,5% (OCB, 2005) Fundo de Reserva – 10% FATES – 5% Taxa Administrativa – 10% TOTAL = 26,50% Produtor Independente de energia(geradora) PIS – 0,65 % COFINS – 3% IRPJ- 15% RGR – 10% ICMS – 17% P&D – 1% TFSEE – 0,5% TOTAL = 47,15% Fonte: Adaptado de Organização das Cooperativas do Brasil e Abrace, 2005. nos contratos de energia firmados pela Companhia Energética do Amazonas – CEAM. Considerando que o fator de potência típico de mercados novos, como é o caso dos considerados nesse estudo, o fator de carga inicial é em torno de 0,3, verifica-se que nenhuma das entidades conseguiria atingir o valor de custo adotado como referência. 19 ARTIGOS TÉCNICOS O menor fator de carga que viabilizaria um custo de geração próximo ao valor de referência é de 0,6, para um custo de geração de R$ 0,59/kWh verificado para o caso da Cooperativa de Eletrificação Rural. A competitividade para a Cooperativa Agrícola seria alcançada com fator de carga de 0,65, levando a um custo de geração de R$ 0,57/kWh. Para o PIE sem considerar o benefício da sub-rogação da CCC o menor fator de carga seria de 0,85 correspondendo um custo de geração de R$ 0,59/kWh. Caso o PIE pudesse vir a usufruir dos benefícios da sub-rogação da CCC para o caso de novos mercados, o fator de carga mínimo seria de 0,65, o que corresponderia a um custo de geração de R$ 0,58/kWh. Considerando a especificidade da situação, decidiu-se pela constituição de uma cooperativa denominada Cooperativa Energética Agroextrativista Rainha do Açaí – CEARA. Essa solução viabiliza dispor de uma entidade que assuma a organização e desenvolvimento das atividades econômicas tradicionais, além de estar legalmente apta para receber autorização da ANEEL para produzir e comercializar energia elétrica. 5.Conclusões As oportunidades para penetração de tecnologias de energias renováveis para assegurar o suprimento elétrico de comunidades isoladas na região amazônica são inúmeras. No entanto, várias ações precisam ser desencadeadas para que estas deixem de ter um caráter de possível para assumir o papel de viáveis. O atual estágio da produção rural na região torna imprescindível a difusão do cooperativismo para alavancar seu desenvolvimento. Portanto, tal entidade pode também, contribuir com a solução do suprimento elétrico, desde que: i) sejam assegurados tecnologias nacionais com menor valor de mercado, o que poderia ser alcançado através de uma política industrial que estimule a produção de tecnologias de energias renováveis, se constituindo o Pólo Industrial de Manaus, em excelente candidato para receber tais empresas face aos incentivos fiscais que este goza e sua posição geográfica privilegiada em termos de marketing; ii) o incentivo da sub-rogação da CCC pudesse ser aplicado para situações de mercados ainda não atendidos e que seriam naturalmente atendidos pela geração a Diesel; iii) a implantação do sistema de geração de energia estivesse associado a geração de emprego e renda, o que faria com que o fator de carga sofresse um rápido aumento assegurando um preço para energia compatível com o custo de geração; iv) houvesse maior flexibilização do órgão regulador nacional quanto aos indicadores de fornecimento de energia, podendo estes estarem sujeitos a metas e prazos de melhoria de acordo com a realidade do mercado,e; v) houvesse flexibilização quanto ao processo de licenciamento ambiental, de forma a refletir favoravelmente nos custos e nos prazos de obtenção das licenças. Portanto, uma ampla discussão deverá ser realizada entre todos os agentes envolvidos no processo de modo a assegurar que a universalização do serviço de energia elétrica se torne uma realidade na região amazônica, e que esta possa, de fato, contribuir para o desenvolvimento regional. 6.Referências bibliográficas FREITAS, K. T.; SOUZA, R.C.R.; SEYE, O.; SANTOS, E.C.S.; XAVIER, D.J.C.; BACELLAR, A.A. Custo de geração de energia elétrica em comunidade isolada no Amazonas: estudo preliminar do Projeto NERAM, Revista Brasileira de Energia, 2: 2005. SOUZA, R. C. R. Modelo de negocio de energia elétrica em comunidades isoladas na Amazônia - NERAM. Manaus – AM. Relatório Técnico. UFAM: Manaus, 70p. ilust. 2006. Intermediação de Negócios Comercialização de energia Diversos aproveitamentos em carteira, divididos em: licença prévia; licença de implantação; licença de operação e até, centrais em operação. Para mais informações, contate: 20 [email protected] Projetos de repotenciação TECHNICAL ARTICLES Processos e Sistemas Morfogenéticos das Vertentes para Decisão na Instalação de Mini Centrais Elétricas 1 Marileia Ieno Gonçalves RESUMO Os processos morfogenéticos são responsáveis pela estruturação das formas de relevo, representando a dinâmica das vertentes ,onde os estudos dos processos demonstram a importância que o fator climático assume no condicionamento para esculturação das formas de relevo.A descrição das vertentes fornece informações básicas necessárias à caracterização de determinada área. As vertentes são partes integrantes das bacias hidrográficas e servem como base de estudo dos processos e das formas relacionadas com o escoamento dos rios; sendo necessário verificar a energia, carreamento de regolitos para a tomada de decisão na instalação de Mini Central Elétrica; aonde vem atender comunidades isoladas sem conexão com a rede elétrica nacional, proporcionando um desenvolvimento sustentável e minimizando impactos ambientais. Ter acesso à eletricidade melhora virtualmente a qualidade de vida. Palavras-chave: morfogenéticos das vertentes, bacia hidrografia , Mini central Elétrica. ABSTRACT The processes morfogenéticos are responsible for the structuring in the relief ways, representing the dynamics of the slopes, where the study of the processes demonstrates the importance that the climatic factor assumes in the conditioning for esculturação in the ways of relevo.A description of the slopes supplies necessary basic information to the characterization certain area. The slopes are integral parts of the basins hydrographical and they serve as base of study of the processes and in the ways related with the drainage of the rivers; being necessary to verify the energy, regolitos cerement for the socket of decision in the installation of Electric Central Mini; where he/she comes to assist connectionless communities with the national electric net, providing a maintainable development and minimizing environmental impacts. To have access to the electricity improves the quality of life virtually. Key words: morfogenéticos of the slopes, basin hydrographic, Electric central Mini. 1. Introdução Este artigo versa sobre os processos morfogenéticos responsáveis pela estruturação das formas de relevo no qual o fator climático assume a esculturação destas formas juntamente com a ação mecânica da chuva e, a drenagem pluvial que constituem partes integrantes das bacias hidrográficas e não podem ser descritas de modo integral sem que se faça considerações a propósito das relações entre elas e a rede hidrográfica.Fatores importantes para a tomada de decisão na instalação de Mini Centrais Elétricas em áreas sem conexão com a rede elétrica nacional, visando o desenvolvimento sustentável. 2.Justificativa Os processos de morfogenéticos são responsáveis pela esculturação das formas de relevo, representando a ação da dinâmica externa sobre as vertentes. Onde os estudos desses processos não agem separadamente , mas em conjunto , no qual a composição qualitativa e a intensidade dos fatores respectivos são diferentes e tem em sua eficácia variada, conforme o meio no qual agem. Eis a razão pela qual é possível distinguir os vários sistemas morfogenéticos e regiões morfogenéticas. O Intemperismo Físico-químico é responsável pela produção de detritos a serem eroditos , constituindo etapa na formação do regolito . Demonstra também a importância do fator climático que assume no condicionamento para esculturação das formas de relevo.Dos materiais da vertente dão informação básica e necessária para certa caracterização de uma área e, dela pode ser realizada em perfil ou plano. Nenhum dos processos morfogenéticos e ou no processo pluvial se fazem difundido , ambos tem a sua importância na formação das vertentes de na sua esculturação, distinguir a uma ação mecânica da chuva, a drenagem pluvial são importantes na formação das vertentes e na tomada de decisão de áreas adequadas para instalação de Micro Centrais Elétricas- MCH; aonde vem atender comunidades isoladas sem conexão com a rede elétrica nacional, proporcionando um desenvolvimento sustentável e minimizando impactos ambientais. Ter acesso à eletricidade melhora virtualmente a qualidade de vida. 3.Revisão bibliográfica O primeiro impacto erosivo dos solos é propiciado para uma ação mecânica das gotas de chuva que promovem arrancamento e deslocamento das partículas terrosas. O impacto da chuva engendra a primeira fase da morfogênese pluvial, mas essa influencia direta é relativamente efêmera. O processo mais importante é o escoamento pluvial, que começa a aparecer quando a quantidade de água precipitada é maior a veloci- dade de infiltração.A drenagem pluvial - na medida que o e descem a encosta , entre uma drenagem difusa pluvial, e se afirmando quando como águas escorrem em drenagem concentrada... O importante desta drenagem é que o transporte de sedimentos, bem como a velocidade da água dependem obviamente do tipo de vegetação que cobre a encosta(Christofolette2002) . O estudo dos processos morfogenéticos demonstra a importância do fator climático que produzem formas de relevo diferentes e conseqüentemente as oscilações climáticas podem ser reconhecidas através de elementos específicos na topografia , construindo as formas que ainda não se adaptaram às novas condições de fluxo de matéria e energia. Resultam de uma dinâmica própria refletindo a influencia do clima regional ; assim as descrições das vertentes fornecem informações necessárias às características de determinada área que podem ser, segundo Arthur N. Strahler (1950)in ect Christofolette2002, dividindo as vertentes erosivas em três tipos: conforme o ângulo de repouso dos materiais terrestres não coesivos. Aquelas que encontram em seus ângulos de repouso são denominadas de vertentes em repouso; as vertentes de alta coesão apresentam maiores declividades e comumente são elaboradas de material rochoso resistente ou em argila compacta e seca. As vertentes com declividades mais suaves são designadas como redu- 1.Geógrafa, pós-graduanda em Meio Ambiente e Recursos Hídricos - Universidade Federal de Itajubá - UNIFEI. 21 ARTIGOS TÉCNICOS zidas pelo escoamento e rastejamento. A umidade que consiste em um segmento onde os ângulos permanecem aproximadamente constantes ; e o elemento onde é a porção da vertente na qual a curvatura permanece em convexidade (não há diminuição dos ângulos em direção a jusante), concavidade (todos as partes de um perfil, não há aumento dos ângulos em direção a jusante); seqüência de vertente (porção do perfil consistindo uma convexidade ,de um seguimento maior com declividade maior que as unidades superior e inferior , e de uma concavidade. A vertente apresenta alta complexidade em seu funcionamento . Dentre as contribuições destinadas a elucida-la , duas abordagens merecem ser salienta-las, o conceito de balanço morfogenético e a dinâmica das vertentes como sistema aberto. As vertentes com declividades mais suaves são designadas como reduzidas pelo escoamento e rastejamento. Fatores importantes , pois agregam valor no custo operacional na manutenção de uma MCH. O conceito de balanço morfogenêtico foi apresentado por Alfred Jahn, em 1954-in ect Christofolette2002 e pode ser anunciado da seguinte maneira: a- a meteorização e a pedogênese correspondem às componentes verticais na vertente. A ação combinada dessas componentes tem o efeito de aumentar a espessura do regolito. b- os demais processos morfogenêticos (movimento do regolito, escoamento, infiltração, ação eólica e outros) Correspondem ás componentes paralelas. Tais processos têm o efeito de rebaixar os detritos da vertente, promovendo a diminuição da espessura do regolito e o rebaixamento do modelado. O balanço é calculado para cada ponto de vertente e resulta do jogo das componentes verticais e paralelas. Balanço morfogenético é calculado para cada ponto da vertente e resulta do jogo das componentes verticais paralelas. Se a ação da meteorização e da pedogênese for maior que a da retirada do material, o balanço será positivo; caso contrário , o balanço será negativo. Se houver equilíbrio entre as componentes. O balanço permanecerá estável e a espessura do regolito não se alterará. Em outros pontos o balanço morfogenético será positivo se a soma da componente vertical mais a quantidade de detritos que é fornecida da parte montante for maior que a quantidade do material retirado do local; em caso contrário, o balanço será negativo. Sendo que as plantas de geração hidroelétrica devem ser principalmente em função da topografia e da hidrologia e a potência a ser gerada. 22 Estes estudos nos auxiliam também no conhecimento da dinâmica de infiltração, percolação e do escoamento superficial , bem como o carreamento de detritos ao reservatório das MCH. 4.Metodologia As vertentes constituem partes integrantes das bacias hidrográficas e não podem ser descritas de modo integral sem que se faça considerações a propósito das relações entre elas e a rede hidrográfica. A compreensão desse assunto se tornará mais fácil após o estudo de drenagem. Todavia , podemos lembrar o exemplo que corresponde à relação entre o comprimento e a declividade das vertentes com a densidade da drenagem (que é o comprimento total dos rios dividido pela área da bacia). A distância horizontal média entre dois cursos d'água corresponde à recíproca da densidade da drenagem (1/Dd) e a distância horizontal entre o interflúvio e o canal fluvial é a metade da distancia anterior (1/2Dd) . Considerando o ângulo de inclinação de uma vertente (Θ) pode ser a relação entre a amplitude altimétrica (H) e a distancia que medeia entre o interflúvio e o canal fluvial conforme a formula. tgQ = H = 2HDd 1 2Dd Fonte (Christofolette2002). Pode-se inferir que quanto maior a densidade de drenagem em uma área com relevo constante , menores e mais inclinados serão as vertentes ; por outro lado, quanto maior a amplitude altimétrica em uma área de densidade de drenagem constante, mais longas e mais inclinadas será as vertentes. O trabalho realizado por Melton (1957)in ect (Christofolette2002) pode ser comparado a essas observações teóricas , pois ao analisar detalhadamente as influências ambientais sobre as bacias de drenagem e vertentes, mostrou que o ângulo máximo da vertente lateral dos vales correlaciona-se positivamente com o relevo relativo (H) e negativamente com a densidade de drenagem (Dd). Estudando as bacias hidrográficas de até sexta ordem , Carter e Chorley –1961 ect (Christofolette2002) encontraram uma relação significante entre a ordem da bacia de drenagem e o ângulo máximo da vertente englobado em tais bacias . A média dos ângulos máximos das vertentes aumentou progressivamente nas bacias de primeira ordem até as de quarta ordem. Esse aumento foi atribuído, conforme os autores, ao crescimento do débito fluvial de acordo com a ordem da bacia. A declivida- Fonte (Christofolette2002). de das vertentes laterais dos vales não pode aumentar indefinidamente com o crescer da ordem da bacia, porque a partir de determinado ângulo as vertentes se tornarão instáveis e, de novo , ângulos menores deverão ser estabelecidos. Nenhuma diferença significante foi encontrada entre os ângulos máximos para as bacias de quarta e quinta ordem, mostrando que provavelmente as vertentes tenham atingido o limite de crescimento proporcional ao aumento da ordem das bacias. Da mesma maneira , não há diferença sensível para os ângulos entre as bacias de quinta e de sexta ordem . As pesquisas de campo realizadas pelos autores assinalam que a deposição na base das vertentes , muito mais que a remoção ativa do material , era responsável pelas declividades menores no âmbito das bacias de drenagens de ordem mais elevadas. Esse estudo há de ser feito em função do estudo para implantação de MCH devem estar orientados para os sistemas que maximizem a queda e o otimizem a vazão, sem deixar de levar em conta os aspectos ambientais, levando-se em conta os comprimentos dos canais e condutos, assim como a melhor rota a seguir,a potencia a ser gerada , o tipo de equipamento a ser utilizado, bem como a potencia hidráulica disponível na entrada da turbina e, esta depende das paradas de energia intrínsecas ao escoamento da água no interior do sistema de adução, este deverá ser dimensionado, levando em conta as perdas admissíveis , tomadas através de critérios econômicos. Como também para tomada de decisão do material da barragem que se deve levar em conta a disponibilidade de material no local, do acesso ao local e se a obra será ou não galgável, ou seja, se a água transbordará ou não sobre a estrutura. Há outro aspecto de importância no estudo geomorgenéticos das vertentes que são os fenômenos atuantes que regulam o TECHNICAL ARTICLES o tipo de material a ser fornecido aos rios e aos demais meios de transporte do material detrítico. Conforme o tipo de material originário na fonte (vertente) será o tipo de material ocorrente no ambiente de sedimentação. Ambiente este que irão influenciar e causar danos à barragem de derivação , à estrutura da tomada d'água , as paredes do canal . As barragens constituem não só um importante meio de retenção de água mas também implicam em um investimento estratégico para prover recursos para o uso múltiplo da água , gerando vários benefícios. Mais uma vez a importância do balanço morfogenêtico das vertentes enfocando o uso de novos equipamentos na construção de maciços de terra e pedra. Sendo assim, o estudo morfogenético das vertentes e as bacias hidrográficas são necessários aos estudos dos micro aproveitamentos hidroenergéticos (MCHs) são aqueles que disponibilizam potência útil de 1 kW a 100 kW. A construção de uma microcentral hidrelétrica é viabilizada quando o empreendedor informa à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) a localização do empreendimento e as características do aproveitamento hidráulico, isentando-se de maiores burocracias. Com a edição da Lei Federal nº 9648, de maio de 1998, a definição de Centrais Elétrica (CH) foi estendida para potências até 30MW, desde que o empreendimento tivesse características de PCH. A Resolução 394 de dezembro de 1998, da Aneel definiu essas características sendo empreendimentos cujos reservatórios fossem inferiores a 3Km². Entretanto , atualmente , de acordo com a Resolução 652/03 da Aneel, esse limite foi expandido para reservatórios até 12km², levando-se em conta uma relação entre vazão e queda de projeto. “Ou seja com o passar do tempo , de maneira a se adequar ao mercado e incentivar os empreendimentos , o conceito de PCH mudou e, infelizmente, não foi levada em conta a sua principal característica que era a ser ambientalmente pouco impactante.”( prof. Tiago). 4.Conclusão Gerenciar é saber, no mínimo, em quaisquer situações prever a necessidade de recursos, antecipando-se a elas. Portanto se faz necessário analisar os processos e sistemas morfogenéticos, pois estes definem o balanço morfogenêtico; estes são base para inferir que quanto maior a densidade de drenagem em uma área com relevo constante , menores e mais inclinados serão as vertentes ; por outro lado, quanto maior a amplitude altimétrica em uma área de densidade de drenagem constante, mais longas e mais inclinadas será as vertentes. Além de que estas e o balanço morfogenêtico, encontraram em uma relação significante entre a ordem da bacia de drenagem e o ângulo máximo da vertente englobado em tais bacias. A média dos ângulos máxima das vertentes aumenta progressivamente nas bacias de primeira ordem até as de quarta ordem. Esse aumento foi atribuído, ao crescimento do débito fluvial de acordo com a ordem da bacia; sendo que as bacias de quinta e sexta ordem, há de repensar nos sistemas que maximizem a queda e otimizem a vazão d'água. Sendo assim é necessário utilizar estes conhecimentos e recursos disponíveis para a melhor maneira e métodos de implantar as MCH; para evitar-se o esgotamento ou a falta dos recursos necessários tanto naturais como econômicos à implantação , na tomada de decisão dos equipamentos e métodos necessários das MCH. Bem como os impactos ambientais dos reservatórios das Micros Centrais Elétricas. 5.Recomendações Mais de 12 milhões de brasileiros não têm acesso à energia elétrica, o que equivale à soma da população dos estados do Piauí, Mato Grosso do Sul, Amazonas e Distrito Federal. Desses, mais de 10 milhões vive no meio rural (CERPCH). No Brasil, a exclusão elétrica predomina em áreas com menor Índice de Desenvolvimento Humano (IDH) e entre famílias de baixa renda. Percentualmente, o maior número de pessoas que não tem acesso à energia elétrica no meio rural reside na região Norte, face às dimensões da região, dificuldade de utilização de rede de transmissão e pelo alto índice de pulverização das comunidades. Mapeando estas áreas e agregando ao estudo morfogenético das vertentes e as bacias hidrográficas podem levar energia elétrica às populações rurais dos Estados, mediante micro-centrais elétricas (MCH), que se constroem e são mantidas com a participação da comunidade, propiciando o desenvolvimento sustentável através de geração de empregos diretos e indiretos; onde os beneficiários recebem capacitação no uso eficiente da energia elétrica, em analise e definição de tarifas de consumo, em motivação para o uso produtivo da energia e sobre a conservação dos recursos hídricos. Sendo construídas micro-centrais e projetos produtivos (uma fábrica processadora de leite, outra para processar café, uma oficina artesanal e uma fábrica processadora de farinha de mandioca, entre outros empreendimentos),de acordo com as comunidades mapeadas em todo território nacional, além das aplicações da energia elétrica para uso das famílias, tirando-as da situação de pobreza. 6. Bibliografia CRISTOFOLETTI, Antonio; Geomorfologia. São Paulo ,Edgard Blücher , 2º edição 1980. GUERRA, T.J. Antonio e CUNHA,B. Sandra ( organizadores) ; Geomorfologia e meio ambiente; 3º edição – Rio de Janeiro: Bertrand Brasil, 2000. MARQUES, Milton, HADDAD Jamil, MARTINS, S.R. André; (Coordenadores) vários autores; Conservação de Energia : eficiência energética de instalações e equipamentos –Itajubá, MG : FUPAI, 2001. WWW.Aneel.gov.br/ Educação/pesquisa e desenvolvimento.Acesso em 19/04/2005. TIAGO Fº, Geraldo Lúcio; Anotações de aula no Módulo de Mudanças Climáticas e Impactos Ambientais –2º Parte em 16/17 /04/2007; Curso de Pós Graduação em Meio Ambiente e Recursos Hídricos / Instituto de Recursos Naturais / UNIFEI . SILVA, B.G. Fernando; Anotações de aula no Módulo de Manejo Quantitativa de Bacias Hidrográficas-1º Parte , Agosto de 2006; Curso de Pós Graduação em Meio Ambiente e Recursos Hídricos / Instituto de Recursos Naturais / UNIFEI. OTTONI, B.Artur; Anotações de aula no Módulo de Manejo Quantitativa de Bacias Hidrográficas-2º Parte, Agosto de 2006; Curso de Pós Graduação em Meio Ambiente e Recursos Hídricos / Instituto de Recursos Naturais / UNIFEI. os em: g i t r a os s s o n s o s o d o t e s s e c A www.cerpch.unifei.edu.br 23 ARTIGOS TÉCNICOS AVALIAÇÃO DA ATUAL METODOLOGIA DE CÁLCULO DA ENERGIA ASSEGURADA DE USINAS HIDRELÉTRICAS 1 Sergio Valdir Bajay 2 Ivone Maria De Oliveira 3 Paulo Cesar Magalhães Domingues 3 Admir Martins Conti 4 Gilma Dos Passos Rocha 5 Martha Sugai 5 Joaquim Guedes Corrêa Gondim Filho 6 Luiz Augusto Lattari Barretto 6 Manoel Vieira Júnior RESUMO Neste trabalho se descreve a atual metodologia e os critérios de cálculo da energia e da potência assegurada das usinas hidrelétricas para o período após 2002. O crescente uso múltiplo dos recursos hídricos no País tende a afetar cada vez mais a energia assegurada dos aproveitamentos hidrelétricos. Esta questão é discutida no trabalho, que apresenta algumas das atribuições dos Comitês de Bacia e da Agência Nacional de Águas (ANA), além do atual estágio de desenvolvimento da outorga do direito de uso de recursos hídricos para aproveitamentos hidrelétricos no Brasil. O trabalho se encerra com propostas de melhorias na atual metodologia de cálculo da energia e potência assegurada de usinas hidrelétricas. Palavras-chave:metodologia de cálculo, energia assegurada, recursos hídricos. ABSTRACT The current methodology and criteria used to calculate the assured energy and assured power of hydroelectric power stations for the period after 2002 are described in this paper. The growing multiple uses of the water resources in the country will affect more and more the assured energy of the hydro power plants. This issue is discussed in the paper, which presents some of the attributions of the River Basin Committees and of the Water National Agency (ANA), and how the rights for the use of water resources are granted today for hydro powerundertakings. The paper is closed with some proposals of improvements in the current methodology for calculating the assured energy and power of hydro power stations. Key words: methodology, insured energy, water resources. 1. INTRODUÇÃO Considerando que o valor da energia assegurada alocada a cada usina hidrelétrica do Sistema Interligado Brasileiro deveria ser revisto no ano de 2003, de acordo com o disposto no § 4o do art. 21 do decreto no 2.655, de 2 de julho de 1998, a Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica decidiu, através da Resolução no 75, de 20 de novembro de 2001, criar um Grupo de Trabalho com a finalidade de avaliar a atual metodologia de cálculo de energia assegurada das usinas hidrelétricas. Compuseram o Grupo de Trabalho representantes da Secretaria de Energia (SEN) e da Secretaria Executiva (SE) do Ministério de Minas e Energia (MME), Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos (CCPE), Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), Agência Nacional de Águas (ANA) e Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), sob a coordenação de Sérgio Valdir Bajay1, na épo- ca Diretor do Departamento Nacional de Política Energética, da SEN/MME. O relatório do Grupo de Trabalho foi finalizado em janeiro de 2002 (Bajay et alii, 2002). A partir de um cronograma preliminar apresentado pela ANEEL, o Grupo de Trabalho elaborou um cronograma completo, incluindo audiências públicas, para a revisão da metodologia atualmente empregada no cálculo da energia e potência asseguradas das usinas hidrelétricas no País, descrevendo cada atividade do cronograma e apontando o tempo estimado para que ela fosse realizada a contento. Com este cronograma efetuar-se-ia até dezembro de 2002 a revisão metodológica, restando para o primeiro semestre de 2003 o recálculo das energias asseguradas e a publicação da Resolução da ANEEL. A Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica (GCE) não acatou a proposta deste cronograma e um novo grupo de trabalho foi formado no âmbito da GCE para tentar desen- 1. Universidade Estadual de Campinas 2. Ministério de Minas E Energia 3. Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão Dos Sistemas Elétricos 4. Agência Nacional de Energia Elétrica 5. Agência Nacional de Águas 6. Operador Nacional do Sistema Elétrico 24 volver uma nova metodologia de cálculo, que não teve sucesso (Carvalho, 2002). A atual administração federal, que assumiu em janeiro de 2003, decidiu adiar esta revisão para 2004. O relatório do Grupo de Trabalho apresenta, inicialmente, como foi feito o cálculo das energias asseguradas para efeito dos Contratos Iniciais. Como este cálculo é diferente do atual, ele não é abordado aqui. A próxima seção deste artigo descreve a metodologia e os critérios de cálculo da energia e da potência assegurada das usinas hidrelétricas para o período após 2002. As premissas adotadas nos cálculos estão descritas no relatório do Grupo de Trabalho. O crescente uso múltiplo dos recursos hídricos no País tende a afetar cada vez mais a energia assegurada dos aproveitamentos hidrelétricos. Esta questão é discutida na seção seguinte deste artigo, onde se expõe o que é um plano de recursos hídricos e TECHNICAL ARTICLES se apresenta algumas das atribuições dos Comitês de Bacia e da Agência Nacional de Águas (ANA). Apresenta-se, também, o atual estágio de desenvolvimento da outorga do direito de uso de recursos hídricos para aproveitamentos hidrelétricos no Brasil. O artigo se encerra com melhorias propostas pelo Grupo de Trabalho na metodologia de cálculo da energia e potência assegurada de usinas hidrelétricas, melhorias estas divididas entre aquelas passíveis de implantação a curto prazo e aquelas que precisam ser melhor avaliadas, durante o processo de revisão metodológica. 2.CÁLCULO DAS ENERGIAS E POTÊNCIAS ASSEGURADAS PARA O PERÍODO APÓS 2002 A Lei no 9.648/98 e o Decreto no 2.655/98, que a regulamenta, determinaram que os montantes de energia e demanda de potência dos Contratos Iniciais fossem calculados pelo Grupo Coordenador para Operação Interligada GCOI), obedecendo a critérios estabelecidos pela ANEEL, que posteriormente os homologaria. Para o cálculo dos montantes dos Contratos Iniciais foi necessário o estabelecimento das energias asseguradas das usinas, que, para o período de 1998 a 2002 foram calculadas pelo GCOI. Para os certificados de energia, o cálculo foi feito em conjunto pelo GCOI/Grupo Coordenador do Planejamento dos Sistemas Elétricos (GCPS), sujeitos à homologação pela ANEEL. o Conforme o § 4 do Art. 21 do Decreto no 2.655, de 02 de julho de 1998, o valor da energia assegurada alocado a cada usina hidrelétrica deve ser revisto a cada cinco anos, ou na ocorrência de fatos relevantes. O § 4o do mesmo artigo determina que os cálculos dessas energias sejam elaborados em conjunto pelo CCPE e ONS (sucessores do GCPS e GCOI) e homologados pela ANEEL. A primeira revisão ordinária deveria ocorrer em 2003, mas, conforme comentado, foi adiada para 2004. 2.1.METODOLOGIA, CRITÉRIOS DE CÁLCULO DA ENERGIA ASSEGURADA A energia assegurada definida para os aproveitamentos hidrelétricos para o período após o ano 2002, e que se encontra em vigor2, corresponde a 100% de sua ener- gia garantida, obtida conforme os critérios resumidos a seguir: a) Determinação da oferta global de energia, feita através de uma simulação hidrotérmica com 4 subsistemas interligados, empregando o modelo NEWAVE. Este modelo determina, para cada estágio do período de planejamento, tanto os valores de geração associados aos subsistemas equivalentes e às usinas termelétricas quanto os intercâmbios entre os subsistemas eletricamente conectados. A formulação do problema se dá através de uma função objetivo que minimiza as funções custo imediato (custo da geração térmica no estágio t ) e custo futuro (associado ao valor esperado do custo de geração termelétrica e racionamento ao final do estágio t, até o final do período em estudo) sujeitas às restrições operativas relacionadas ao balanço hídrico, limites de armazenamento e turbinagem, limites na geração térmica e atendimento à demanda. b) Esta simulação é feita com uma configuração estática em um horizonte de 5 anos, com períodos de estabilização inicial (10 anos) e final (5 anos). A configuração estática contempla as usinas existentes e planejadas com concessão ou autorização já outorgadas na época de realização dos cálculos. A partir de 12/07/2001, a ANEEL, através do Fax n o 52/2001-DR/ANEEL, determina, salvo casos de orientação em contrário, a consideração, também, dos empreendimentos já licitados e com proposta vencedora, mesmo que os contratos de concessão ainda não tenham sido assinados. c) Adota-se um risco prefixado de 5 % (média dos 5 anos) na simulação, empregando 2000 séries sintéticas de afluências. d) No processo de ajuste para se obter a média de 5% para o risco prefixado durante os cinco anos da simulação com a configuração estática, mantém-se uma proporção fixa entre as ofertas dos subsistemas Sul e Sudeste, assim como nas ofertas dos subsistemas Norte e Nordeste. Há uma variação livre, no entanto, da oferta conjunta Sul/Sudeste e da oferta conjunta Norte/Nordeste. e) O cálculo das energias garantida (geração hidrelétrica mais geração termelétrica) dos subsistemas é baseado na ponderação da energia fornecida pelo custo marginal de operação para cada série sintética de afluências (mesmo critério do Plano de Operação para 1998). A oferta hidráulica total em cada subsistema é obtida multiplicando-se a energia garantida total por um “fator hidráulico”. No Submódulo 7.8 dos Procedimentos de Rede, do ONS, define-se este fator hidráulico para cada subsistema em relação à energia garantida total do próprio subsistema. Os técnicos do CCPE e do ONS que realizam estes cálculos verificaram, no entanto, que se obtém melhores resultados calculando-se o fator hidráulico com base na energia garantida total dos quatro subsistemas simulados e este tem sido o procedimento empregado mais recentemente. f) O rateio da oferta hidráulica global pelas usinas é feito proporcionalmente à energia firme de cada usina. Utiliza-se o modelo MSUI (Modelo de Simulação a Usinas Individualizadas), da Eletrobrás, que representa as centrais individualizadas, considerando as vazões do período crítico3 do sistema brasileiro, de 1949 a 1956, para o cálculo das energias firmes4 das usinas. g) Na fase de motorização de uma usina, a energia assegurada de uma unidade geradora (EAmot), em MWmédios, é calculada, de uma forma aproximada, através da fórmula (1): EAmot= PImot x (1- TEIF) x (1- IP) (1) onde: PImot: potência instalada na unidade geradora; TEIF: taxa equivalente de indisponibilidade forçada; IP: indisponibilidade programada. Para se ter a energia assegurada com um certo número de unidades geradoras igual ou menor que o correspondente à motorização final da usina basta se multiplicar o resultado da aplicação da equação (1) pelo número de unidades geradoras já instaladas. Se houver grupos de unidades geradoras diferentes entre si basta se aplicar este procedimento para cada um dos grupos e se adicionar os resultados. Como a equação (1) propicia um cálculo aproximado, que superestima a energia assegurada correspondente amotorizações parciais em usinas hidrelétricas com um elevado número de unidades geradoras, este valor precisa ser limitado pela energia assegurada final da usina, com sua motorização completa. 1 Professor do Departamento de Energia da Faculdade de Engenharia Mecânica da Universidade Estadual de Campinas e pesquisador do Núcleo Interdisciplinar de Planejamento Energético, da mesma universidade. 2 Conforme descrito no Submódulo 7.8 dos Procedimentos de Rede, do ONS, com algumas pequenas modificações. 3 Período crítico é aquele em que os reservatórios, partindo cheios e sem reenchimentos totais intermediários, são deplecionados ao máximo. 4 “Energia firme” é a energia média gerada no período crítico do sistema interligado brasileiro, que compreende o período de junho de 1949 a novembro de 1956. 25 ARTIGOS TÉCNICOS 2.2METODOLOGIA E CRITÉRIOS DE CÁLCULO DA POTÊNCIA ASSEGURADA A potência assegurada (PA) das usinas hidrelétricas para o período posterior ao ano 2002 é definida com base em sua potência garantida (PG), que, por seu turno, é calculada de acordo com os critérios resumidos a seguir: a) As potências garantidas do sistema são obtidas através da simulação a usinas individualizadas, com o modelo MSUI, do atendimento ao bloco hidráulico associado à oferta de energia, calculado com o modelo NEWAVE, empregando-se, na simulação com o MSUI, séries históricas de vazões afluentes. b) O Submódulo 7.8 dos Procedimentos de Rede, do ONS, define que a potência garantida do sistema para cada mês do ano é o valor de potência correspondente a 85% de probabilidade na curva de permanência mensal. Rateia-se, então, a potência garantida do sistema proporcionalmente à potência média gerada por cada usina durante o período crítico. Atualmente a potência garantida de uma usina hidrelétrica é calculada como o valor correspondente a 95% de permanência de todos os valores mensais de potência, obtidos a partir da mesma simulação que determinou o valor da energia firme da usina, ou seja, a simulação com o MSUI, com o histórico de vazões. Para a determinação da potência assegurada de uma usina deve-se considerar a sua potência disponível (PD) quando a usina estiver completamente motorizada abatida de seu consumo próprio (CP) e de sua parcela da reserva de potência(RP), contemplando, inclusive, a parcela associada a saídas intempestivas de unidades geradoras através do índice TEIF, conforme indicado nas expressões (2) e (3): PD = PG × (1 − TEIF ) (2) PA =PD − CP − RP (3) Considera-se o CP como sendo 1 % da potência instalada da usina. A RP comporta a reserva primária (R1), reserva secundária (R2) e a reserva destinada a cobrir a indisponibilidade forçada da usina(R3), ou seja: RP =R1 + R2 + R3 (4) sendo que: R1 = 0,01 RPG (5) RPG = CP + PA (6) R2 = 0,0025 RPG + 0,015 .CP (7) R3 = PG x TEIF (8) onde: RPG: Responsabilidade Própria de Geração. Substituindo as expressões (5), (7) e 26 (8) na equação (4), resulta: RP=0,035RPG+0,015CP+PGx TEIF (9) Substituindo,(6)em(9),obtém-se: RP=0,035(CP+PA)+0,015CP+PGxTEIF Finalmente, substituindo (2) e (10) em (3), tem-se: PA=PGx(TEIF)-105CP 1035 Para o cálculo da potência assegurada na fase de motorização utiliza-se a equação (11), substituindo-se PG pela potência instalada na fase de motorização. Este procedimento é feito até que o valor de mais uma unidade de motorização iguale-se a PA. A partir daí, a potência assegurada na fase de motorização é a própria potência assegurada da usina. 3.O USO MÚLTIPLO DOS RECURSOS HÍDRICOS E A ENERGIA ASSEGURADA DOS APROVEITAMENTOS HIDRELÉTRICOS 3.1PLANOS DE RECURSOS HÍDRICOS, COMITÊS DE BACIAS E A ANA Com o aumento populacional e das atividades econômicas, muitas delas de elevado impacto poluente, a sociedade está cada vez mais valorizando os recursos hídricos disponíveis e o emprego otimizado e integrado de suas múltiplas utilizações possíveis – abastecimento humano e de animais, irrigação, insumo industrial, navegação, controle de cheias, geração hidrelétrica, pesca, lazer, etc. o abastecimento humano deve ter a mais alta prioridade entre os usos competitivos da água. A Lei n° 9.433, de 08/01/1997, define a bacia hidrográfica como uma unidade de planejamento. Ela cria também um novo agente colegiado, o Comitê de Bacia, encarregado de formular um plano de recursos hídricos para a respectiva bacia. A Agência Nacional de Águas – ANA foi criada pela Lei n° 9.984, de 18/07/2000. Segundo o Art. 4o desta lei, a atuação da Agência obedecerá aos fundamentos, objetivos, diretrizes e instrumentos da Política Nacional de Recursos Hídricos e será desenvolvida em articulação com órgãos e entidades públicas e privadas integrantes do Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos. Entre as atribuições da ANA está a de definir e fiscalizar as condições de operação de reservatórios por agentes públicos e privados, visando a garantir o uso múltiplo dos recursos hídricos, conforme estabelecido nos planos de recursos hídricos das respectivas bacias hidrográficas. Para esta finalidade, a Lei n° 9.984, de 18/07/2000, estabelece que a definição das condições de operação de reservatórios de aproveitamentos hidrelétricos será efetuada em articulação com o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS. A utilização de um reservatório de usina hidrelétrica para fins múltiplos pode afetar a operação do mesmo e, consequentemente, sua energia e potência asseguradas, através da imposição de restrições aos níveis de água máximo e mínimo, afetando, com isso, a potência capaz de ser gerada, o rendimento das unidades geradoras e o volume útil do reservatório disponível para o armazenamento de água a ser turbinada nos momentos mais apropriados, e restrições quanto à vazão vertida máxima, ou vazão defluente mínima. A retirada de água para outros usos pode diminuir, também, a vazão afluente aos reservatórios hidrelétricos reduzindo a energia assegurada pelos mesmos. A necessidade de manutenção de uma vazão remanescente no trecho de desvio, durante a fase de operação da usina, também provoca uma redução na vazão turbinada. 3.2. A OUTORGA DO DIREITO DE USO DE RECURSOS HÍDRICOS PARA APROVEITAMENTOS HIDRELÉTRICOS A Lei n° 9.433, de 08 de janeiro de 1997, estabelece que os aproveitamentos dos potenciais hidrelétricos estão sujeitos à outorga do direito de uso de recursos hídricos.No caso de aproveitamentos novos, pela Lei n° 9.984, a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, para licitar ou autorizar o uso de potencial de energia hidráulica em corpos de água de domínio da União, deverá promover junto à Agência Nacional de Águas – ANA, a prévia obtenção de declaração de reserva de disponibilidade hídrica. No caso de aproveitamentos localizados em corpos de água de domínio dos Estados ou do Distrito Federal, a declaração de reserva de disponibilidade hídrica deve ser obtida em articulação com a respectiva entidade gestora de recursos hídricos. Essa declaração de reserva de disponibilidade hídrica será transformada, pelo respectivo poder outorgante, automaticamente em outorga de direito de uso, à instituição ou empresa que receber da ANEEL a concessão ou autorização de uso de potencial de energia hidráulica. Por força do Art. 23 do Decreto n° 3.692, de 19 de dezembro de 2000, a ANA e a ANEEL estavam elaborando, no biênio 2001/02 uma Resolução Conjunta, estabelecendo, em caráter temporário e em regime de transição, os procedimentos a serem adotados para emissão das declarações de TECHNICAL ARTICLES reserva de disponibilidade hídrica e para a outorga de direito de uso. tamentos já em operação deve contemplar as mesmas informações. Essas regras de caráter temporário e em regime de transição, pela Lei n° 9.984, deveriam vigorar pelo prazo não inferior a doze nem superior a vinte e quatro meses, regulando a emissão temporária, pela ANEEL, das declarações de reserva de disponibilidade hídrica. Grande parte das informações que constam da relação acima tem relação direta com a energia assegurada das usinas; pode-se ressaltar, dentre elas, as séries de vazões naturais, os volumes reservados para outros usos, as cotas máximas e mínimas do reservatório e as vazões remanescentes. A Resolução Conjunta ANEEL/ANA acabou não saindo, por conta da Procuradoria da ANEEL ter sido de opinião que este assunto é de alçada legal só da ANA, no caso dos rios de domínio da União, e dos Estados e do Distrito Federal, nos rios de seu domínio. Apesar disto, as declarações de reserva de disponibilidade hídrica tem sido emitidas sem grandes problemas por estas entidades, com a exceção de alguns Estados. As questões mais relevantes que têm sido colocadas pelos técnicos da ANEEL, ANA e entidades gestoras de recursos hídricos nos Estado e no distrito Federal são: em que fase dos estudos deve ser obtida essa reserva de disponibilidade hídrica e quais são os dados relevantes. Há um consenso de que a obtenção da declaração deve ser nas fases inicias dos estudos do aproveitamento, com a atualização dos dados a medida que os estudos forem evoluindo, fazendo-se as análises necessárias. Relaciona-se abaixo os principais da- dos que devem constar do processo de solicitação: localização geográfica; níveis de água: máximos e mínimo normal, e máximo maximorum; série de vazões utilizadas nos estudos; usos atuais e futuros, em termos de va- zão, reservados para outros usos de recursos hídricos consuntivos à montante do aproveitamento, que deverão ser deduzidos das vazões naturais no local; vazão remanescente; curva cota x volume com a especificação do volume útil e volume total do reservatório; curva cota x área do reservatório com a especificação da área para o nível máximo normal; vazão defluente x cota de jusante; potência efetiva; rendimento turbina/gerador; perdas hidráulicas na usina; tempo de residência; evaporações; volume de espera; regra de operação; e restrições de operação. A outorga do direito de uso de aprovei- 4.MELHORIAS PROPOSTAS PELO GRUPO DE TRABALHO NA METODOLOGIA DE CÁLCULO DA ENERGIA E POTÊNCIA ASSEGURADA DE USINAS HIDRELÉTRICAS 4.1.MELHORIAS PASSÍVEIS DE IMPLANTAÇÃO A CURTO PRAZO Propõe-se, a seguir, algumas medidas que melhoram a atual metodologia de cálculo de energia e potência assegurada e podem ser implementadas a curto prazo: Definição, pela ANEEL, consubstanciada em uma Resolução da Agência, de um processo de aferição de variações de parâmetros hidrenergéticos das usinas, devido, por exemplo, a melhorias na eficiência das novas máquinas, permitindo que, caso sejam comprovados estes ganhos, haja uma rápida revisão da energia assegurada das usinas envolvidas. Já há, hoje, um significativo número de máquinas antigas no parque gerador hidrelétrico brasileiro, de relativamente baixo rendimento e elevada taxa de manutenção, que poderiam ser recapacitadas ou repotenciadas, com substanciais ganhos de performance e capacidade de geração e que exigem investimentos modestos e possuem um prazo curto de instalação; diversos proprietários destas unidades estão dispostos a realizar estes investimentos, desde que os ganhos efetivos destas unidades possam ser traduzidos com uma certa rapidez em incrementos na energia assegurada das usinas a que pertencem. Na definição da metodologia e dos critérios para o cálculo da energia assegurada pelo GCPS e GCOI, acordou-se que os limites de transmissão entre os subsistemas Sul-Sudeste e Norte-Nordeste não teriam restrições. Os limites entre o Norte e o Sudeste seriam os reais (considerando-se as linhas de transmissão Norte Sul I e II). Entretanto, os valores atualmente utilizadosestão limitando os fluxos entre os sistemas Sul-Sudeste e Norte-Nordeste, uma vez que eles foram definidos baseados no final do horizonte do Plano de Expansão 1998/2007 (ano de 2007). Simulações efetuadas pelo CCPE registraram em 2002 uma diferença de 0,34% no cálculo da energia assegurada do bloco de todas as usinas hidrelétricas. Na medida em que novos empreendimentos vão sendo incorporados, estas restrições tendem a se agravar, assim como este erro no cálculo da energia assegurada. Para manter a coerência com o objetivo acordado em 1998, de não se ter restrições de transmissão entre os subsistemas Sul- Sudeste e Norte-Nordeste para efeito de cálculo de energia assegurada, os valores de capacidade de transmissão projetados para 2007 no Plano de Expansão 1998/2007 devem ser atualizados. Em vista da Resolução da GCE envolvendo a adoção de uma função de custo de déficit, em quatro patamares, para o Programa Mensal de Operação, elaborado pelo ONS, e como esta função é a mesma empregada pelo CCPE nas simulações do Plano Decenal de Expansão, seria coerente de se esperar que esta função passasse a ser utilizada também em novos cálculos de energia assegurada, que é uma responsabilidade conjunta do CCPE e do ONS. Recomenda-se um urgente estudo conjunto do CCPE e ONS a respeito do impacto da adoção da curva em quatro patamares sobre o cálculo de energias asseguradas. O modelo MSUI, da ELETROBRÁS, empregado nos cálculos de energia e potência assegurada, precisa ser atualizado Esta atualização é rápida e fácil de ser implementada a curto prazo. O ONS deve alterar a definição do “fator hidráulico”, no Submódulo 7.8 dos Procedimentos de Rede, ainda não homologado pela ANEEL, adotando a definição efetivamente empregada pelos técnicos do CCPE e ONS, conforme comentado na seção anterior deste trabalho. O CCPE e o ONS devem elaborar um glossário, homologado pela ANEEL, definindo os parâmetros básicos das usinas de potência elétrica. As superintendências envolvidas na fiscalização de usinas, na ANEEL e na ANA, devem atualizar os parâmetros básicos de todas as usinas instaladas no País o mais rápido possível. Estes parâmetros devem ser empregados nos cálculos de energia e potência assegurada dos novos empreendimentos. Recomenda-se que os estudos de consistência das vazões naturais afluentes aos reservatórios e a revisão das restrições de operação das UHEs, visando incorporar as mudanças decorrentes do aproveitamento dos mesmos para usos múltiplos, se processem o mais rápido possível, de forma a permitir a revisão prevista das energias asseguradas em 2004. A ANA, em conjunto com a ANEEL, CCPE e ONS, devem realizar estes estudos e esta revisão. O CCPE e o ONS devem atualizar os va- 27 ARTIGOS TÉCNICOS lores das taxas de indisponibilidade forçada e por manutenção empregados nos cálculos de energia e potência assegurada, além de representar estas grandezas de uma forma contínua, no caso de usinas em fase de estudo, e não discreta como feito atualmente. Para usinas em operação, estes valores devem ser informados pelas suas empresas proprietárias, sujeitos à homologação pela ANEEL. 4.2.MELHORIAS QUE PRECISAM SER MELHOR AVALIADAS, DURANTE O PROCESSO DE REVISÃO METODOLÓGICA As seguintes potenciais melhorias no processo de cálculo da energia e potência assegurada de usinas hidrelétricas devem ser devidamente avaliadas, durante o processo de revisão metodológica: Precisa-se reavaliar se deseja-se ter a energia assegurada como um bem puramente físico ou físico-econômico, como atualmente. A modelagem atualmente empregada (interação entre os modelos NEWAVE e MSUI) precisa ser revista, tanto em termos do uso de cada um destes modelos como a forma em que eles interagem. Procedimentos específicos devem ser definidos para o recálculo de energias asseguradas como resultado de variações dos parâmetros hidrenergéticos das usinas. Na revisão metodológica deve-se definir um critério de realocação da energia assegurada eventualmente perdida em algum empreendimento por questões ambientais ou de uso múltiplo da água. Não são considerados nos critérios vi- gentes perdas na transmissão entre os subsistemas, afetando-se, desta forma, os fluxos entre estes subsistemas e, consequentemente, a geração das usinas. Simulações efetuadas pelo CCPE em 2002 mostram que, considerando-se um nível de 5% de perdas na transmissão, tem-se uma redução de 1,66% na energia assegurada de todo o bloco de usinas hidrelétricas. Esta redução aumenta para 3,02% se o nível de perdas considerado for de 10%. Por outro lado, estas perdas tem que ser descontadas das energias asseguradas para que não haja uma dupla contagem quando as gerações são “transportadas” para o “centro de gravidade” dos subsistemas, para fechamento dos balanços energéticos ofer- 28 ta/demanda. É importante que, após a revisão, se comece a utilizar estas perdas nas simulações com o modelo NEWAVE, se ele continuar a ser utilizado, para se obter uma melhor estimativa dos fluxos entre os subsistemas, mesmo que se tenha que subtrair estas perdas das gerações, em um segundo momento. A crescente participação das usinas ter- melétricas no parque gerador do sistema interligado tem provocado uma alteração dos valores de energia assegurada das usinas hidrelétricas. Simulações efetuadas pelo CCPE em 2002 indicaram que reduzindo-se em 11.000 MW a potência instalada de usinas termelétricas, aproximando a configuração resultante daquela definida pelo CTDO/CCPE no seu Plano Decenal de Geração 2001-2010, a energia assegurada de todo o bloco de usinas hidrelétricas aumenta 1,79%. A eliminação de todas as centrais termelétricas do sistema de referência aumenta a energia assegurada deste bloco em 5,45%. Estes resultados demonstram a necessidade de se passar a definir criteriosamente, após a revisão metodológica, que unidades termelétricas candidatas ao plano de expansão devem ser consideradas nos cálculos de energia assegurada, em termos de que se tenha nesta relação usinas que, de fato, serão construídas nas épocas previstas; evita-se, com isto, uma subestimação da energia assegurada das usinas hidrelétricas. Por outro lado, deve-se definir critérios de rateio entre as usinas hidrelétricas e termelétricas que assegurem uma participação mais justa à geração hidráulica. Em cálculos recentes de energia assegurada de novas usinas hidrelétricas, a ANEEL definiu que usinas que já foram leiloadas mas que ainda não receberam a concessão devem fazer parte da configuração base para este cálculo. Por uma questão de coerência e na busca de uma solução de continuidade, este procedimento d e v e ser mantido após a revisão metodológica. Atualmente, o consumo próprio das usinas hidrelétricas, assumido como sendo 1 % da potência instalada da usina, é considerado apenas na disponibilidade de ponta e não na de energia. Na revisão, recomenda-se o desconto do consumo próprio real ou estimado de cada usina, tanto na disponibilidade de ponta como na de energia. De acordo com a metodologia atual, em que não se simula a adição de cada uni- dade geradora até a motorização final da usina, empregando-se a regra heurística representada pela equação 1, pode ocorrer uma sobrevalorização da energia assegurada na fase de motorização para usinas com um número elevado de unidades geradoras e sem uma grande regularização. A atual metodologia refere-se explicitamente à modelagem de uma configuração com 4 subsistemas. Isto deve ser flexibilizado na revisão, permitindo-se a modelagem de qualquer número de subsistemas que venha a ser definido no futuro. Atualmente as retiradas de água para irrigação não são consideradas no sistema equivalente (modelo NEWAVE), mas são levadas em conta na simulação individualizada com o modelo MSUI, nas usinas do subsistema Nordeste. Na revisão metodológica deve-se procurar um tratamento isonômico, avaliando-se este parâmetro para todas as usinas do sistema interligado brasileiro e sua possível utilização nos dois modelos. 5.BIBLIOGRAFIA Bajay, Sérgio Valdir, Ivone Maria de Oliveira, Paulo César Magalhães Domingues, Admir Martins Conti, José Alves de Mello Franco, Gilma dos Passos Rocha, Martha Sugai, Joaquim Guedes Corrêa Gondim Filho, Hermes Jorge Chipp, Luiz Augusto Lattari Barreto et Manoel Vieira Júnior. Relatório Técnico, Grupo de Trabalho para Avaliação do Cálculo de Energia Assegurada, Câmara de Gestão da Crise de Energia (GCE), Brasília, janeiro de 2002, 41 pags. Carvalho, Eliane Bezerra. Nota Técnica no 021/2002, Superintendência de Regulação da Geração, Agência Nacional de Energia Elétrica, agosto de 2002. CCPE. Plano Decenal de Expansão, 2001 – 2010. Brasília: Ministério de Minas e Energia, 2001. GCOI. Metodologia e Critérios para Elaboração do Plano de Operação para 1998, SCEN/GTMC, Rio de Janeiro, dezembro de 1997. GCOI, Plano de Operação para 1998 Sul/Sudeste - Norte/Nordeste, Relatório SCEN-GTPL-SE-S-02/97, Rio de Janeiro, 1997. GCPS, Plano Decenal de Expansão 1998/2007, Grupo Coordenador de Planejamento do Sistema, Rio de Janeiro, 1998. 29 INSTRUCTIONS FOR AUTHORS TO PREPARE TO HAVE ARTICLES TO BE SUBMITTED INSTRUÇÕES AOS AUTORES Forma e preparação de manuscrito Form and preparation of manuscripts Primeira Etapa (exigida para submissão do artigo) O texto deverá apresentar as seguintes características: espaço 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-Chaves. 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 seqüência: TÍTULO em português, RESUMO (seguido de Palavras chave), TÍTULO DO ARTIGO em inglês, ABSTRACT (seguido de key words); 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 seqüência: TÍTULO em inglês; ABSTRACT (seguido de Key words); TÍTULO DO ARTIGO em português; RESUMO (seguido de Palavras-chave); 1. INTRODUCTION (incluindo revisão de literatura); 2. MATERIALAND METHODS; 3. RESULTS AND DISCUSSION; 4. CONCLUSIONS (se a lista de conclusões for relativamente curta, a ponto de dispensar um capítulo específico, ela poderá finalizar o capítulo anterior); 5. ACKNOWLEDGEMENTS (se for o caso); e 6. REFERENCES. O artigo em ESPANHOL deverá seguir a seguinte seqüência: TÍTULO em espanhol; RESUMEN (seguido de Palabra llave), TÍTULO do artigo em português, RESUMO INTRODUCCTIÓN em português (incluindo (seguido revisão de de palavras-chave); literatura); 2. 1. MATERIALES YMETODOS; 3. RESULTADOS YDISCUSIÓNES; 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 seqüência corrente de frases e conter, no máximo, 250 palavras. Para submeter um artigo para a Revista PCH Noticias & 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 lingüística de um especialista. Segunda Etapa (exigida para publicação) O artigo depois de analisado pelos editores, poderá ser devolvido ao (s) First Step (required for submition) 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 METODOS; 3. RESULTADOS E DISCUSSAO; 4. CONCLUSAO (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 Palabra-llave), 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. 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. 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 For paper submission, the author(s) should access the online submission Web site www.cerpch.unife.edu.br/submeterartigo (submit paper). The Magazine SHP News accepts papers in Portuguese, English and Spanish. Papers in foreign languages will be requested a declaration of a specialist in language revision. Second Step (required for publication) 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 seqüencial 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. 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 30 AGENDA Power-Gen Índia & Central Ásia Data: 3 a 5 de abril de 2008 Local: New Delhi, Índia Contato: PennWell Corp, Warlies Park House, Horseshoe Hill, Upshire, Essex, Uk, EN9 3SR VI SPMCH - Simpósio Brasileiro sobre Pequenas e Médias Centrais Hidrelétricas Data: 21 a 25 de abril de 2008 Local: Belo Horizonte - MG Contato: www.spmch.unifei.edu.br 76Th Annual meeting of the International Commission on Large Dams Data: 2 a 6 de junho de 2008 Local: Sofia, Bulgária Contato: www.cim-pco.org Hidroenergia Data: 11 a 13 de junho de 2008 Local: Bled, Slovenia Contato: www.esha.be IV Conferência de PCH Mercado& Meio Ambiente Data: 19 e 20 de agosto de 2008. Local: São Paulo, Brasil Contato: www.conferenciapch.com.br 24th Hydraulic Machinery and Systems Symposium Data: 27 a 31 de outubro de 2008 Local: Foz do Iguaçu, Brasil Contato: www.iahrmachinery2008.com CURTAS Rompimento de barragem de PCH ocorre em Rondônia SHP Dam bursts in Rondônia Por Adriana Barbosa Translation Adriana Candal No dia nove de janeiro ocorreu um rompimento da barragem da Pequena Central Hidrelétrica (PCH) Belém em Vilhena, a 520 quilômetros de Porto Velho (RO), o que ocasionou um grande dano à comunidade local. A barragem media 46 metros de altura, e formava um lago de 280 hectares de extensão. A Defesa Civil de Rondônia, após um sobrevôo, constatou que a água cobriu uma vasta área da Floresta Amazônica, arrastando árvores de grande porte. On January 9th the dam of the Belém Small Hydropower Plant (SHP) burst, causing great damage to the local community. The SHP is located in Vilhena, 520 kilometers from Porto Velho, the capital city of the state of Rondônia. The dam was 46 meters high and formed a 280-hectare lake. After flying over the SHP, authorities observed that the water covered a vast area of the Amazon Forest, dragging many high and old trees. Falhas na construção causaram o rompimento da barragem (PCH) Belém, no rio Apertado, informou o governador do Estado, Ivo Cassol (sem partido). O acidente ocasionou destruição da floresta amazônica numa faixa de 30 quilômetros. Equipes da Secretaria de Desenvolvimento Ambiental (Sedam), do Corpo de Bombeiros e do governador sobrevoaram a região para estimar o dano. Failures in the construction caused the burst of the dam on the River Apertado, informed the State governor Mr. Ivo Cassol. The accident caused the destruction of an extension of 30 km of the Amazon Forest. Teams of the Secretary of Environmental Development, the Fire Department and the Government, flew over the area to estimate the damage. Segundo informações da Aneel, há a hipótese de uma infiltração na barragem ter deslocado o vertedouro, causando o rompimento.A informação só será confirmada após vistoria dos técnicos. According to information released by ANEEL (National Agency for Electric Energy) the hypothesis is that an infiltration in the dam may have dislocated the spillway, causing the burst. The information will only be confirmed after inspections carried out technicians. Os moradores de comunidades ribeirinhas da cidade de Pimenta Bueno, em Rondônia, vizinhos à pequena central hidrelétrica de Apertadinho foram abrigados em colégios e no ginásio de esporte da cidade, segundo informações do Corpo de Bombeiros. A água que vazou da central hidrelétrica foi contida em um dique no Vale do Apertadinho, a 20 km da barragem, minimizando assim maiores danos a comunidade. The dwellers of the riverside communities of the city of Pimenta Bueno, Rodônia, who lived near the SHP were sheltered at schools and at the city sport center, according to information given by the Fire Department. The water that flowed out of the reservoir was contained by a weir in the Apertadinho Valley, 20 km away from the dam, minimizing the damages to the communities. NEWS CERPCH participa do programa de Treinamento em Energia Renováveis na Região Amazônica CERPCH Participates in a Training Program on Renewable Energy in the Amazon Region Por Adriana Barbosa O programa, inserido no Programa de Erradicação da Exclusão da Energia Elétrica do Luz Para Todos e voltado para as comunidades locais, foi patrocinado pelo Ministério de Minas e Energia (MME), por meio da Secretaria de Energia. O treinamento contou com a participação dos principais centros de referência em energias renováveis do Brasil: O Centro Nacional de Referência em Pequenas Centrais Hidrelétricas (CERPCH), da Universidade Federal de Itajubá (UNIFEI); o Centro de Energias Renováveis e Sistemas Híbridos, da Universidade Federal do Pará (UFPA); o Centro de Bionenergia, da Universidade Federal do Amazonas (UFAM) e o Centro de Hidrocinética, da Universidade Federal de Brasília (UFBA). O curso teve duração de 40 horas e foi ministrado, simultaneamente, nas nove capitais dos estados amazônicos: Manaus, Belém, Rio Branco, Porto Velho, Macapá, Boa Vista, Palmas, além de Cuiabá e São Luiz, resultando no treinamento de mais de 200 técnicos, professores e estudantes da região. Os temas tratados durante o curso foram microcentrais hidrelétricas e hidrocinéticas, centrais termoelétricas a biomassa e sistemas híbridos. Este treinamento foi a primeira fase do programa que conta ainda com a elaboração de um filme, um manual de cada tecnologia e um livro com casos de sucesso desenvolvidos por cada uma dessas tecnologias na região. Também será elaborado um segundo livro e realizados, a partir de fevereiro de 2008, nas universidades da região, outros cursos com conceitos mais aprofundados. The program, which is part of 'Light for Everyone' a government program that aims at the universalization of electric energy mainly to the isolated communities, was sponsored by the MME (Ministry of Mines and Energy). The training program relied on the participation of the most important renewable enrgy reference centers in Brazil: CERPCH (National Reference Center for Small Hydropower Plants) from UNIFEI (Federal University of Itajubá), the Center for Renewable Energy and Hybrid Systems of the Federal University of the state of Pará (UFPA), the Bioenergy Center of the Federal University of the state of Amazonas (UFAM) and the Hydrokinetics Center of the Federal University of Brasília (UFBA). The course lasted 40 hours and was given simultaneously in the nine capitals of the Amazon states: Manaus, Belém, Rio Branco, Porto Velho, Macapá, Boa Vista, Palmas, Cuiabá and São Luiz, training more than 200 technicians, teachers and students of the region. The course dealt with Hydropower and Hydrokinetic MicroPlants, Biomass Thermal Power Plants and Hybrid Systems. This training was the first step of a program that will also have the elaboration of a film, a guide about each technology and a book talking about successful cases developed for each of these technologies in the region. There will also be a second book and other courses dealing with deeper concepts will start at the universities of the region in February 2008. CERPCH was represented by a team formed by Professor Geraldo Lúcio Tiago Filho and researchers Ângelo Stano Jr. and Fábio José Horta Nogueira. Talking to PCH Notícias & SHP News, the coordinator of the program Engineer Eduardo José Fagundes Barreto (MME) highlighted the importance of the participation of the CERPCH towards the realization of the trainings and paid compliments to the program: “MME's initiative was a success with a lot of positive repercussion. It was high above our expectations,” he celebrates. Foto: José Renato Esteves O CERPCH foi representado por uma equipe composta pelo prof. Geraldo Lúcio Tiago Filho e pelos pesquisadores Ângelo Stano Jr. e Fábio José Horta Nogueira. Em declaração à PCH Notícias & SHP News, o coordenador do programa, Eng. Eduardo José Fagundes Barreto do MME, ressaltou a importância da participação do CERPCH para a realização dos treinamentos, além de elogiar o programa. “A iniciativa do MME foi um sucesso, com muita repercussão positiva. Muito acima das expectativas”, comemora. Between November 19th and 23rd, 2007, a training program on the use of renewable was held in the capitals of the nine states of the Amazon Region. The program was called: 'Energy Solutions for the Amazon – Electrification of Isolated Communities'. Daniel Medeiros Macedo Entre os dias 19 e 23 de novembro de 2007, foi realizado nas capitais dos nove estados da Região Amazônica um programa de treinamento sobre o uso de energias renováveis denominado: Soluções Energéticas para a Amazônia – Eletrificação de Comunidades Isoladas. Translation Adriana Candal O pesquisador do CERPCH, Ângelo Stano Jr., durante curso ministrado em São Luis (MA). CERPCH's researcher, Mr. Ângelo Stano Jr., during a course in the city of São Luis (MA). 33 CURTAS CERPCH conclui projeto MCH Jatoarana CERPCH finishes the Project of Jatoarana MHP Translation Adriana Candal As comunidades de Nova Olinda e Santa Luzia, localizadas no Estado do Pará, possuem em seu entorno um igarapé de nome Jatoarana. Igarapé este escolhido após levantamento e estudos para a construção de uma microcentral. The Jatoarana Stream is in the surrounding area of the communities of Nova Olinda and Santa Luzia, located in the state of Pará. After serious studies this stream was chosen for the construction of a Micro Hydropower Plant. Os pesquisadores do Centro Nacional de Referência em Pequenas Centrais Hidrelétricas (CERPCH) foram responsáveis pela elaboração e execução do projeto, por meio do convênio firmado entre o Departamento de Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia (MME) e a Fundação de Apoio ao Ensino, Pesquisa e Extensão de Itajubá (FAPEPE). The researchers of the National Reference Center for Small Hydropower Plants (CERPCH) were responsible for the elaborations and execution of the project, which was carried out by means of an agreement between the Department of Energy Development of the MME (Ministry of Mines and Energy) and FAPEPE (a foundation that gives support to education and research). A microcentral implantada possui uma potência instalada de 50 kW, disponibilizando cerca de 1 kW para cada domicílio. Essa potência é suficiente para alimentação da iluminação das residências, bem como de eletrodomésticos como televisores e geladeiras. Nos períodos do dia, de menor carga, será possível o acionamento de motores elétricos de pequenos implementos agrícolas. The Micro Hydropower Plant (MHP) that was implemented has an installed power of 50 kW. Each house will have an available power of about 1 kW. This power is enough to feed the lighting of the houses and some appliances such as TV sets and fridges. During the periods of the day when fewer amounts of load are used, it will be possible to turn on small electrical engines used for agriculture. Os trabalhos de implantação da microcentral foram entregues à comunidade em outubro de 2007, quando o pesquisador do CERPCH, Fábio José Horta Nogueira, visitou a central para realizar o recebimento e comissionamento da central. The MHP implementation studies were given to the communities in October 2007 when CERPCH's employee, Mr. Fábio José Horta Nogueira, visited the communities to receive and commission the plant. CERPCH e MME lançam cartilhas sobre energias renováveis CERPCH and MME release guides about renewable energy Por Adriana Barbosa Translation Adriana Candal O Centro Nacional de Referência em Pequenas Centrais Hidrelétricas (CERPCH), em parceria com o Departamento de Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia (MME), lançou no final de 2007 oito cartilhas sobre energias renováveis. Essa parceria foi realizada por meio de um convênio que objetiva o fortalecimento do apoio do MME ao CERPCH. As cartilhas serão utilizadas para treinamentos voltados a energia renovável e como material apoio ao Curso de Agroenergia, ministrado pelo CERPCH no Parque de Alternativas Energéticas para o Desenvolvimento Auto-sustentável – PAEDA, localizado em Itajubá, Minas Gerais. O curso, realizado com o objetivo de apresentar o real valor da energia no cotidiano das pessoas é destinado a estudantes de primeiro e segundo graus. Nele os alunos conhecem de perto as energias alternativas. Serão cerca de cinco mil cartilhas divididas pelos seguintes temas: Energias Renováveis; Eletricidade; Hidráulica; Microcentrais Hidrelétricas; Biomassa; Eólica; Solar e Dendronergia. Foto: Arquivo CERPCH Foto: Arquivo CERPCH Por Adriana Barbosa At the end of 2007, CERPCH (National Reference Center for Small Hydropower Plants) and the Department for Energy Development of the MME (Ministry of Mines and Energy) released eight guides about renewable energy. This partnership was sealed through an agreement that aims at strengthening MME's support given to CERPCH. The guides will be used as extra material in the “Agro-energy Course” given by CERPCH at PAEDA (a park of energy alternatives for self-sustained development), located in the city of Itajubá, MG. The course, whose goal is to show the real value of the energy in people's daily activities, targets at junior high and high school students. During the course the students will have the opportunity to see, in real life, how alternative energy works. There will be about five thousand guides divided according to the following subjects: Renewable Energy, Electricity, Hydraulics, Micro-Hydropower Plants, Biomass, Wind, Solar and Wood Energy. Cartilhas sobre energias renováveis lançadas pelo CERPCH. Guide about renewable energy released by CERPCH. 34 NEWS Fortes chuvas causam rompimento de barragem em Goiás Heavy rain cause dam to break in the state of Goiás Por Adriana Barbosa Translation Adriana Candal O rompimento de parte da barragem da Usina Hidrelétrica de Espora, localizada nas divisas dos municípios de Itarumã, Aporé e Serranópolis alagou dezenas de fazendas na região. A ponte da GO-206 entre as cidades goianas de Itarumã e Itajá foi levada pela força das águas e inviabilizou o acesso da região aos estados do Mato Grosso do Sul e São Paulo. Além da ponte da GO-206, também foram arrastadas outras duas pontes de estradas vicinais e pelo menos duas casas ficaram cobertas pela água, mas os moradores saíram a tempo. “A nossa cidade está isolada de Goiás e o acesso agora é só pelo Mato Grosso do Sul, os prejuízos são incalculáveis", ressaltou o prefeito de Itajá, Luciano Leão. The breaking up of part of the dam of the Espora Hydropower Plant, located in the borders of the cities of Itarumã, Aporé and Serranópolis, flooded several farms in the regions. The bridge on Highway GO-206 between the cities of Itarumã and Itajá was washed away by the water and made the access of the region to the states of Mato Grosso do Sul and São Paulo impossible. Besides this bridge, two other smaller bridges located were also washed away and at least two houses were covered by the water. “Our city is isolated from Goiás and the access is only through Mato Grosso do Sul. The losses are unimaginable", said Itajá's Mayor Mr. Luciano Leão. O Rio Corrente, que formava o lago da usina, teve sua vazão aumentada em cerca de 30 metros cúbicos e deixou um rastro de destruição ao longo de sua margem, atingindo uma extensa faixa de vegetação. Matas ciliares e plantações foram destruídas pelo rápido aumento da vazão. The River Corrente, which formed the lake of the plant, had its flow increased by 30 m3 and left path of destruction along its banks, striking a wide range of vegetation. The vegetation along the banks and also crops were destroyed by the rise in the flow. Defesa Civil, Corpo de Bombeiros, Polícia Militar (PM), fiscais ambientais, técnicos da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e da empresa administradora da usina, a Espora Energética S.A fizeram o levantamento preliminar das conseqüências desse acidente. Técnicos da Delegacia Estadual de Repressão a Crimes Contra o Meio Ambiente (DEMA) se dirigiram para o local para avaliar o impacto ambiental. O engenheiro Marcelo Nogueira, que representa o escritório da Espora Energética S/A em Goiânia, afirmou que a diretoria da usina fará uma avaliação dos estragos para definir as primeiras providências. "Uma equipe nossa sobrevoou a área e fez um levantamento preliminar. Agora estamos definindo quais providências serão tomadas", ressaltou. A Usina de Espora está em operação desde setembro de 2006, tinha capacidade de produção de 32 megawatts e faz parte do sistema interligado da Aneel. Além do rompimento, toda a casa de máquinas da usina ficou submersa, o que dificulta uma análise da extensão dos estragos no sistema de produção de energia. Por isso, segundo Marcelo Nogueira, ainda não é possível estabelecer um prazo para a retomada das atividades. The municipal safety guard, the fire department, the police force, environmental inspectors, technicians of ANEEL (National Agency for Electric Energy) and the technicians of the company that runs the plant carried out a preliminary analysis of the consequences of the accident. Technicians of DEMA (State organ against environmental crimes) went to the place to assess the environmental impact. Engineer Marcelo Nogueira, who represents the company Espora Energética S/A in Goiânia, stated that the board of directors will assess the damage to define the initial measures. "Our team flew over the area and carried out a preliminary assessment. Now we are defining which measures must be taken", he said. Espora Hydropower Plant, which has been operating since September 2006, had a production capacity of 32 megawatts and it was part of ANEEL interconnected system. Besides the breaking up, the entire powerhouse was submersed, making it difficult to carry out an analysis of the extension of the damage in the energy producing system. That is thereason why, according to Mr. Nogueira, it is not possible to establish a deadline for the plant to resume its activities. www.cbdb.org.br/vispmch CRISE ENERGÉTICA Crise energética: O Brasil corre o risco de um novo apagão? Por Adriana Barbosa Com o volume dos reservatórios abaixo do nível esperado e a crescente necessidade por mais energia para evitar um desabastecimento no setor, durante as últimas semanas a crise energética virou um assunto político. O governo, temendo perder popularidade, nega de público a possibilidade de racionamento. Por outro lado a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) publicou relatório onde dá sinal verde para apenas 2.427 MW em 2008. O volume de energia considerado sem restrições para implementação é 40% menor que os 4.028,1 MW que entraram em operação em 2007 e 23% menor que os 3.120 MW previstos pelo Programa de Aceleração do Crescimento (PAC) para este ano. Dentro dessa aparente contradição entre o que afirma o governo e os dados da Aneel, a revista PCH Notícias traz uma entrevista com o presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Mauricio Tomasquim e com o Superintendente de Desenvolvimento da Geração da Energest (Grupo Energias do Brasil), Sávio da Rós. o Nordeste pode receber duas vezes e meia mais energia do que podia em 2001. Os investimentos no setor continuam em 2008, e no segundo semestre será inaugurada a Norte-Sul III, que aumenta ainda mais o intercambio entre as duas regiões. Pelo lado da geração, também, houve uma mudança muito grande, de 2001 pra cá ocorreu um aumento de 4.000 MW no Sistema Interligado Nacional. Houve, também, um aumento na participação de termoelétrica, elas representavam 11%, em 2001 e agora representam 20%. As termoelétricas permitem que nos momentos de péssimas condições hidrológicas seja possível poupar os reservatórios. Por tanto, hoje nós não dependemos mais de “São Pedro”, pois temos condições de gerir a escassez de chuva. PCH Notícias: O presidente da Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia Elétrica (Abiape), Mário Luiz Menel, afirmou que o setor de energia já opera em ritmo de apagão, o racionamento se faz no preço. Pois, atualmente, o setor está pagando de cinco a seis vezes a mais pela energia, isso segundo Menel já é racionamento. Como o senhor avalia a posição da Abiape? Sr. Maurício Tolmasquim Sr. Maurício Tolmasquim PCH Notícias: Segundo o ministro do Ministério de Minas e Energia, Edson Lobão, as autoridades do setor elétrico tomaram todas as providências para que o apagão não ocorra. O senhor concorda com essa afirmação do Ministro? Sávio da Rós: As autoridades brasileiras vêm trabalhando desde 2001 no sentido de minimizar o risco de um novo apagão, entretanto, a estratégia utilizada não permitiu uma entrada mais forte da iniciativa privada nos últimos leilões de hidrelétricas. Além disso, tem a questão da diversificação da matriz energética, que em nossa opinião deveria ser trabalhada no sentido de aproveitar melhor as fontes que já estão identificadas e que apresentam características de complementaridade com a geração hidrelétrica, especificamente a geração a partir de fonte eólica. Maurício Tomasquim: Hoje nós temos uma situação muito diferente de 2001, apesar de nós estarmos até pouco tempo com uma situação hidrológica pior do que 2001, mas isto agora está se revertendo. Primeiro porque nós temos um sistema de transmissão muito mais robusto, em 2001 tínhamos energia sobrando no Sul e não podia transmitir para o Sudeste e Centro-Oeste, por falta de linha de transmissão. Atualmente, foi duplicada a capacidade de intercambio entre o Sul e o Sudeste, tanto que no ano passado tivemos a pior seca da história no Sul e não faltou energia porque se mandou quantidade recorde de energia do Sudeste para o Sul, e agora o Sul está colaborando com o Sudeste e o Centro-Oeste. Da mesma forma foi aumentado em duas vezes e meia a capacidade de intercambio entre o Norte e o Sudeste com o Nordeste, ou seja, Rós: O valor do MWh gerado no Brasil é altamente afetado pela carga tributária e pelos encargos setoriais o que leva a uma sinalização distorcida do custo do MWh. A matriz energética brasileira deve se diversificar de tal forma que, primeiramente haja oferta de energia e depois que o preço médio ponderado dessa energia permita que o Brasil cresça em uma base sustentável. Tomasquim: Para mim, isto é uma falta de conhecimento do setor. Grande parte do setor está hoje com um contrato de longo prazo. Primeiro as distribuidoras já estão contratadas e, portanto o consumidor atendido pelas distribuidoras tem um preço fixo que não é influenciado pelo preço do mercado Spot, que é o preço mencionado pelo presidente da Abiape. Depois, os grandes consumidores de energia, aqueles que não estão ligados as distribuidoras, eles em grande parte, cerca de 90% deles têm, também, contratos de longo prazo e, portanto não estão sujeitos ao mercado Spot. Nós estamos falando é de uma ínfema parcela de consumidores que não estão respaldados por contratos e que agora estão pagando mais caro. Mas, vale lembra que estes consumidores que não estão respaldados por contratos, em algum momento no passado ganharam muito no mercado Spot, porque durante muitos anos a energia nesse mercado ficou de cinco a seis vezes mais barata do que os contratos de longo prazo. Então, aqueles que decidem investir no mercado Spot têm que correr o risco de ter o bônus de pagar mais barato quando o preço estiver baixo, mas também, o ônus de pagar mais quando o preço estiver mais alto. De tal maneira que esses preços mais altos no mercado Spot não atinjam a grande parte dos consumidores brasileiros e sim está atingindo uma pequena parte de consumidores que optaram por não estarem contratados e estão à mercê desse mercado. PCH Notícias: O que o senhor tem a dizer sobre a afirmação do 36 ENERGY CRISIS Energy Crisis: is Brazil on the brink of another blackout? Translation Adriana Candal With the volume of the reservoirs below the expected level and the growing demand for more energy to avoid shortage in the sector, over the past few weeks the energy crisis became, once more, a political subject. The government, afraid of losing its popularity, denies the possibility of another rationing. On the other hand, ANEEL (National Agency for Electric Energy) published a report that gives a green light only to 2,427 MW in 2008. The amount of energy that are considered to have no restrictions for their implementation is 40% lower than the 4,028.1 MW that entered the system in 2007 and 23% lower than the 3,120 MW forecast by PAC (a government plan aiming at accelerating the country's growth) for this year. Within this apparent contradiction between what the government says and the data released by ANEEL, PCH Notícias brings an interview with the president of the EPE (Energy Research Company), MR. Maurício Tomasquim, and with the Superintendent of Generation Development of Energest (Grupo Energias do Brasil), Mr. Sávio da Rós. PCH Notícias: According to the Minister of Mines and Energy, Mr. Edson Lobão, the authorities of the electric sector took all the measures for the blackout not to happen. Do you agree with the Minister's statement? Mr. Rós: The Brazilian authorities have been working since 2001 aiming at minimizing the risk of a new blackout. However, the strategy that was used did not allow a stronger participation of the private initiative in the last auctions of hydropower plants. Besides, there is also the issue regarding the diversification of the energy matrix, which, in our opinion, should work towards using the sources that have already been identified and that complement the hydropower generation, particularly wind energy. Mr. Tomasquim: Although the hydrologic situation now is worse than in 2001 (but it is getting better), the situation today is completely different. First because we have a much stronger power system; in 2001 there was a surplus of energy in the South that could not be transmitted to the Southeast and Center-west due to the lack of power lines. Today, the exchange capacity between the South and the Southeast was doubled. Last year, for example, we could see the worst drought in the history of the South and there was not an energy shortage because the Southeast sent a huge amount of energy to that region, and now the South is collaborating with the Southeast and the Center-west. In the same way, the exchange capacity between the North/Southeast and the Northeast more than doubled, i.e., the Northeast can receive twice as much energy as it could in 2001. The investments in the sector will continue in 2008, and in the second semester Norte-Sul III Power Lines will be inaugurated increasing the exchange between the two regions. As far as generation is concerned, there has also been a great change. Since 2001 4,000 MW have been added to the National Interconnected System. There has also been an increase in the participation of thermal power plants, which represented 11% in 2001 and now represent 20%. The thermal power plants help to maintain the level of the reservoirs in long periods of drought. Thus, today, we no longer depend on “Saint Peter”, given that we have the conditions to manage the lack of rainfall. PCH Notícias: The Prsident of ABIAPE (Brazilian association of the investors in electric energy self-production, Mr. Mário Luiz Menel, said that the energy sector is already operating in a blackout rhythm, the rationing is happening through the prices. Today, the sector is paying five or six times for the energy, and that, according to Mr. Menel is rationing. How do you assess ABIAPE's position? Mr. Rós: The value of the MWh generated in Brazil is highly affected by the tributary charges and sectorial taxes, and that may give a distorted impression about the cost of the MWh. The Brazilian energy matrix must be diversified in such a way that, first, there is energy offer and, second, the pondered average price of this en- ergy allows the country to grow in a sustainable way. Mr. Tomasquim: In my opinion, this shows that ABIAPE does not know the sector very well. Most of the sector today has long term contracts. First the distributors already have contracts and, therefore, the consumers have a fixed price that is not influenced by the price of the spot market, which is the price mentioned by ABIAPE's president. Second, about 90% of the large energy consumers, those that are not connected to the distributors, also have long term contracts, and therefore, are not subjected to the spot market. We are talking about an extremely small number of consumers that are not supported by contracts and that now are paying more. However, it is worth remembering that the consumers that are not supported by contracts, earned a lot in the spot market in the past, because for many years, the energy in this market was five or six times cheaper than in long term contracts. So, those that decide to invest in the spot market must risk having to pay more when the price is higher, but they will also pay less when the price is lower. Then, the higher prices in the spot market do not affect most of the Brazilian consumers, they are affecting a small part of the consumers that chose not to have contracts and now depend on this market. PCH Notícias: What do you have to say about president Luiz Inácio Lula da Silva's statement: “the Brazilian energy problem lives with rumors”? 37 CRISE ENERGÉTICA presidente Luiz Inácio Lula da Silva que disse: “a questão energética brasileira vive de boatos”? Rós: A nossa matriz energética possui, em torno de, 75% da potência instalada com base geração Hidrelétrica, e todo o setor acompanha a questão da hidrologia, logo, quando se tem uma seqüência de anos secos e uma grande dificuldade para a entrada de novos projetos de geração, sempre existirão previsões a respeito do que vai acontecer no setor. Insisto, o Brasil deve focar numa maior diversificação da matriz investindo fortemente em energias renováveis que são abundantes no País. Tomasquim: Eu não creio que o presidente tenha afirmado isso, mas de qualquer maneira há uma verdade nessa afirmação. Pois, no setor energético existem muitos boatos. PCH Notícias: A crise hoje se dá porque a expansão da geração não vem acompanhando a demanda? Rós: Toda crise sempre é o somatório de vários fatores. No caso da crise atual não há dúvidas de que a expansão da geração não está acompanhando o crescimento econômico do Brasil. Se não forem tomadas medidas no sentido de se agilizar o prazo para que os novos projetos estejam em condições (até obtenção da Licença de Instalação) de iniciarem as obras e se não for dada especial atenção a fontes ainda pouco exploradas no Brasil no curto prazo, mesmo chovendo, poderemos ter problemas de abastecimento por falta de oferta. Tomasquim: Não existe crise. Pois não falta energia em nossas casas, nas indústrias, então por que existe crise? PCH Notícias: No início do ano, o presidente da Aneel, Gerson Kelman, disse haver a possibilidade de racionamento de energia. O governo nega a afirmação. O que se deve esperar para o ano de 2008? Rós: Nós achamos que 2008 será um ano normal. Entretanto, se não forem tomadas medidas no sentido de permitir que fontes de geração ainda pouco exploradas no Brasil se viabilizem e se não for dada especial atenção numa maior diversificação das fontes de geração no Brasil, poderemos ter um agravamento da situação para os próximos anos. Tomasquim: Ele falou uma frase que foi muito explorada pela imprensa, que era muito pouco provável haver racionamento, mas que não era impossível. Nessa categoria de muito pouco provável, entra várias coisas, a questão é quantificar essa probabilidade. Foi uma frase que não quer dizer nada, mas que foi explorada. PCH Notícias: Em recente entrevista o prof. Luiz Pinguelli Rosa, ex-presidente da Eletrobrás, afirmou "Há muito investimento engargalado. Há também o problema do gás natural, que serve para gerar energia elétrica, mas não é suficiente para todas e nem elas fizeram contrato para gás natural." Qual a alternativa para a mitigação deste cenário? As PCHs representam uma alternativa viável? Rós: A solução desse problema passa pela diversificação da matriz de geração. Essa diversificação deve ter foco, mas não se limitar, nas fontes renováveis que são abundantes no nosso país, como por exemplo, a energia eólica e a energia das PCH's. É obvio que o problema da oferta de energia no Brasil não será integralmente resolvido (no curto prazo) com geração eólica e com geração de PCH's, mas existe um potencial enorme dessas fontes ainda não explorado e que deveriam entrar na mira do governo como mais uma maneira de colaborar com a solução do problema da oferta. Tomasquim: Não existe investimento engargalados, hoje nós temos uma situação onde os investidores, ao contrário do passado 38 estão antecipando investimentos. Um exemplo é a usina de Estreito que estava prevista para sair 2011 e foi antecipada para setembro de 2010. Outro exemplo é a usina de São Salvador que estava prevista para final de 2009 e que agora sairá no final de 2008 ou janeiro de 2009. A própria usina de Santo Antônio do rio Madeira que estava prevista no edital para o final de 2012, já foi anunciada pelos empreendedores que sairá até maio de 2012. Isso acontece porque o novo modelo de setor elétrico estimula as antecipações de usinas, pois quanto antes às usinas ficarem prontas antes do prazo estipulado no contrato, o investidor pode comercializar a energia no mercado livre. Então, quanto mais o investidor antecipar as obras, mais receita ele tem com essa comercialização. Assim, temos uma situação onde não existem atrasos, as obras estão saindo antes dos prazos. Com relação ao gás natural, a demanda cresceu cerca de 17% nos últimos anos e as medidas que foram tomadas pelo governo para tentar expandir a oferta de maneira, atende o crescimento. Isto está gerando frutos, foi inaugurado em fevereiro de 2008, o gasoduto Capiunas-Vitória que vai trazer mais cinco milhões e meio de metros cúbicos de gás para o Rio de Janeiro, o que permitirá o acionamento de mais 1.000 MW de Térmicas. Além disso, está previsto para 2008 uma expansão da oferta interna de Gás que vai passar na região Sudeste, de 16 para 40 milhões de metros cúbicos dia de gás e mais, no primeiro semestre desse ano será inaugurado o terminal de PCEM para regasificar gás natural liquefeito e no segundo semestre o terminal da baia de Guanabara para regasificar gás natural liquefeito que chegará naquela região. Portanto, está havendo uma forte expansão no setor de gás. As PCHs têm colaborado para a expansão do setor, é uma alternativa interessante e que tem nos leilões uma participação bastante razoável. ENERGY CRISIS the measures to make renewable sources feasible in Brazil and if the diversification of the generation sources is not given a special attention in Brazil, the situation might become critical within the next years. Mr. Tomasquim: He made a statement that was very exploited by the media: he said that the possibility of rationing was very unlikely, but it was not impossible. Within the 'very unlikely' category, among several things, it is important to quantify this probability. It's a sentence that does not mean anything, but it was exploited. PCH Notícias: In a recent interview, Professor Luiz Pinguelli Rosa, former president of Eletrobrás, said: "There is a lot of entangled investment. There is also the problem involving the natural gas, which serves to generate electric energy, but it not enough for all of them and they did not signed contracts regarding the natural gas." What is the alternative regarding the mitigation of this scenario? Are the SHPs a viable alternative? Mr. Rós: The solution for this problem goes through the diversification of the matrix generation. The diversification must focus, but not be limited, on the renewable sources that are very abundant in the country such as wind and SHP energy. It is obvious that the problem regarding the energy offer in Brazil will not be completely solved (in the short run) with the wind and SHP generation, but there but is a huge potential of these sources that are not used and that should be targeted by the government as another way to collaborate with a solution aiming at the offer problem. Mr. Rós: Our energy matrix has about 75% of its installed power based on hydroelectric generation, and the entire sector follows the hydrology issue, therefore, when there is a sequence of dry years and great difficulty regarding the development of new generating projects, there will always be predictions about what is going to happen in the sector. I insist, Brazil must focus on a greater diversification of the matrix investing in renewable enrgy, which are abundant in the country. Mr. Tomasquim: I do not believe that the president has said such a statement. Anyway, this is partially true, given that there are always a lot of rumors in the energy sector. PCH Notícias: The crisis today, is it because the expansion of the generation is not following the demand? Mr. Rós: Every crisis is a sum of several factors. In the case of today's crisis there are no doubts that the expansion of generation is not following the Brazilian economic growth. If no measures are taken aiming at accelerating the deadlines for the new projects to have operation conditions (the attainment of the installation licence, for expalme) and if no special attention is given to sources that still aren't being used in Brazil even with a good amount of rainfall we may have supplying problems because of lack of offer. Mr. Tomasquim: There is no such crisis because we have energy in our houses and industries. So where is the crisis? PCH Notícias: At the beginning of the year, ANEEL's president, Mr. Gerson Kelman, said that there was the possibility of an energy rationing. The government denies such statement. What can be expected in relation to 2008? Mr. Tomasquim: There are no entangled investments. Today we have a situation where the investors are anticipating the investments. An example is the Estreito plant, which was forecast to be ready in 2011 and was anticipated to September 2010. Another example is the São Salvador plant that was forecast to be finished by the end of 2009. It will be finished by the end of 2008 or January 2009. The Santo Antônio plant on the River Madeira, which that was forecast for the end of 2012, will be ready by May 2012 as the entrepreneurs have announced. This happens because the new model of the electric sector encourages the anticipation of the plants, for as soon as the plants are ready, before the deadline established in the contract, the investor can commercialize the energy in the free market. This way, the more the investor anticipates the works, the more income he is going to have. We have a situation where there are no delays, the plants are ready before the deadlines. In relation to the natural gas, the demand increased about 17% over the past few years and the measures that were taken by the government to try to expand the offer meet the demand. This is producing good results, the gas pipe-line Capiunas-Vitória that will bring 5.5 million m3 of cas to Rio de Janeiro was opened in February 2008. This gas will allow the addition of over 1,000 from thermal power plants. Besides, 2008 also expects an expansion in the gas internal offer that in the Southeast region will go from 16 to 40 million cubic meters day of gas and liquefied natural gas. In the first half of 2008 the PCEM terminal will be opened to re-gasify the liquefied natural gas and in the second semester, the terminal of the Guanabara Bay to re-gasify the liquefied natural gas that arrives in that region. So, there is a strong expansion in the gas sector. The SHPs have being collaborating As PCHs towards the expansion of the sector. It is as interesting alternative and has a considerably reasonable participation in the actions. Mr. Rós: We think that 2008 will be a normal year. However, if 39