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

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