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ANÁLISE DE VIABILIDADE TÉCNICA-
ECONÔMICA DE REPOTENCIAÇÃO DE
PCHS COM INSERÇÃO DE BENEFÍCIOS
AMBIENTAIS: ESTUDO DE CASO
2007
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DINARA FERNANDES SILVA GYORI
ANÁLISE DE VIABILIDADE TÉCNICA-ECONÔMICA DE REPOTENCIAÇÃO
DE PCHS COM INSERÇÃO DE BENEFÍCIOS AMBIENTAIS: ESTUDO DE CASO
Dissertação apresentada à
Faculdade de Engenharia do
Campus de Guaratinguetá,
Universidade Estadual Paulista,
para a obtenção do título de
Mestre em Engenharia Mecânica
na área de Transmissão e
Conversão de Energia.
Orientador: Prof. Dr. Oscar Armando Maldonado Astorga
Co-Orientador: Prof. Dr. José Luz Silveira
Guaratinguetá
2007
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de modo especial, ao meu marido e à minha família, que nos
momentos mais difíceis estiveram ao meu lado, me apoiando e
me incentivando nesta importante etapa de minha vida.
AGRADECIMENTOS
Em primeiro lugar, como não poderia deixar de ser, agradeço à Deus por ter
guiado meus passos, me fortalecendo a cada momento para que fosse possível superar
as dificuldades,
ao meu orientador, Prof. Dr. Oscar A. Maldonado e ao meu co-orientador, Prof.
Dr. José Luz Silveira, pelas muito bem direcionadas orientações e pela confiança em
mim depositada,
aos meus pais e à minha irmã, pelo apoio e carinho constante e incondicional,
ao Colégio Técnico, à Faculdade de Engenharia de Guaratinguetá, aos meus
colegas de trabalho e aos meus alunos, pela importante colaboração durante o período
de realização deste trabalho,
em especial, ao meu marido Carlos Gyori, pela compreensão, companheirismo e
amor a mim demonstrados, que foram essenciais para que o desânimo, em momento
algum, se tornasse maior do que a minha vontade de vencer os obstáculos e alcançar
esta conquista.
“A mente que se abre a uma nova idéia
jamais voltará ao seu tamanho original”.
Albert Einstein
GYORI, D. F. S. Análise de Viabilidade Técnica-Econômica de Repotenciação de
PCHs com Inserção de Benefícios Ambientais: Estudo de Caso. 2007. 126 f.
Dissertação (Mestrado em Engenharia Mecânica) – Faculdade de Engenharia do
Campus de Guaratinguetá, Universidade Estadual Paulista, Guaratinguetá, 2007.
RESUMO
O crescente aumento da demanda de energia elétrica, aliada ao aumento dos
custos de produção de energia e à preocupação com questões ambientais e sociais,
conduz o planejamento do setor energético mundial para uma estratégia de utilização
mais eficiente das fontes de produção já existentes.
Neste trabalho é apresentado um estudo de caso de repotenciação de uma
Pequena Central Hidrelétrica (PCH), com o objetivo de demonstrar que este tipo de
empreendimento é viável para aumentar a oferta de energia elétrica do sistema,
necessária para suprir a demanda futura. Do levantamento do potencial hidráulico do
rio que alimenta a usina, verifica-se a possibilidade de elevar a capacidade de geração
a fio d’água em aproximadamente 75%.
A análise de viabilidade técnica-econômica apresentada não considera somente
os custos de equipamentos e preços de mercado da energia elétrica, mas incorpora o
benefício ambiental referente à comercialização dos créditos de carbono que podem
ser obtidos com a repotenciação da PCH e que promovem a redução do tempo de
amortização do investimento.
Citam-se ainda diversas contribuições sociais que podem resultar de um projeto
de repotenciação, principalmente no caso de usinas desativadas, tornando este tipo de
empreendimento mais atrativo, tanto do ponto de vista técnico-econômico quanto
sócio-ambiental.
PALAVRAS-CHAVE: Repotenciação, Pequenas Centrais Hidrelétricas, capacidade
de geração de energia, viabilidade econômica, crédito de carbono, desenvolvimento
sustentável.
GYORI, D. F. S. Technical-economical Viability Analysis of SHPPs's Repowering
including Environmental Benefits: Case Study. 2007. 126 f. Dissertation (Master’s
degree in Mechanical Engineering) - Faculdade de Engenharia do Campus de
Guaratinguetá, Universidade Estadual Paulista, Guaratinguetá, 2007.
ABSTRACT
The increase of the electrical energy demand associated with the high cost of
the energy production and some concerns regarding social and environmental issues
led the energy sector to develop new efficient ways of energy production.
This work has analyzed the repowering of a Small Hydroelectric Power Plant
(SHPP) of the ‘‘run-off river’’ type, aiming to demonstrate that such activity is
feasible and able to increase the energy supply to handle future demands. It was
verified, after an analysis of a river hydraulic potential, the possibility of a 75%
increase of its own capacity to generate energy.
The presented analysis of the technical-economical viability doesn’t only
consider the value of the equipments and the current costs of the electrical energy, but
it incorporates the environmental benefit regarding the commercialization of the
carbon credits which can be obtained by the repowering of a SHPP and that it promote
the reduction of the investment paying-off time.
Several social contributions that can be resulted of a repowering project are
mentioned, mainly in the disabled plants case, making this enterprise more attractive,
so much of the standpoint technician-economical as socio-environmental.
KEYWORDS: Repowering, Small Hydroelectric Power Plant, economical viability,
electrical generation capacity, carbon credit, sustainable development.
LISTA DE FIGURAS
FIGURA 1: Participação da Capacidade Instalada Hidrelétrica por
Subsistema ....................................................................................... 39
FIGURA 2: Participação da Capacidade Instalada Termelétrica por
Subsistema ....................................................................................... 41
FIGURA 3: Evolução da Participação dos Diversos Tipos de Fonte
(% de Capacidade Instalada) ............................................................. 42
FIGURA 4: Ganhos de Potência em Função do Tipo de
Repotenciação .................................................................................. 70
FIGURA 5: Perfil Longitudinal da PCH Sodré .................................................... 95
FIGURA 6: Efeitos do Golpe de Aríete no Conduto Forçado – PCH
Sodré ................................................................................................ 96
FIGURA 7: Grupo Turbina Gerador – PCH Sodré ............................................... 97
FIGURA 8: Vazões Médias Mensais no ano de 1998 ........................................... 101
LISTA DE TABELAS
TABELA 1: Matriz de Geração de Energia Elétrica no Brasil .............................. 23
TABELA 2: Empreendimentos em construção no Brasil ..................................... 24
TABELA 3: Empreendimentos Outorgados no Brasil .......................................... 25
TABELA 4: Evolução da Potência Instalada de PCHs – 1920 – 1930 .................. 26
TABELA 5: Dados das PCHs do PROINFA ........................................................ 29
TABELA 6: Economia e Mercado de Energia Elétrica no Brasil
(1980-2015) .................................................................................... 32
TABELA 7: Consumo de Energia Elétrica por Subsistema .................................. 33
TABELA 8: Sistema Interligado Nacional e Subsistemas – Carga de
Energia ........................................................................................... 34
TABELA 9: Subsistemas Interligados - Fator de Carga ....................................... 34
TABELA 10: Sistema Interligado Nacional e Subsistemas – Carga de
Demanda ....................................................................................... 35
TABELA 11: Programa de Obras de Geração Hidrelétrica .................................. 37
TABELA 12: Programa de Obras de Geração Termelétrica ................................. 40
TABELA 13: Riscos de Déficit ............................................................................ 43
TABELA 14: Custos Marginais de Operação Médios Anuais .............................. 44
TABELA 15: Ganhos da Repotenciação .............................................................. 48
TABELA 16: Alternativas de Repotenciação das Unidades Geradoras ................ 51
TABELA 17: Custos de Repotenciação ............................................................... 55
TABELA 18: Usinas Hidrelétricas com mais de 20 Anos e Capacidade
Instalada Acima de 30MW ............................................................ 68
TABELA 19: Emissões Atmosféricas: Central Termelétrica 1.000MW................ 81
TABELA 20: Vazões Médias Mensais do Rio Piagüi (1971-2002) ...................... 98
TABELA 21: Resultados da Somatória (Qmi-Qmed)² ......................................... 100
TABELA 22: Custos dos Equipamentos Eletromecânicos ................................... 104
TABELA 23: Repotenciação da PCH Sodré: Resultados da Análise
Econômica .................................................................................... 113
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
a.a. - ao ano
ACP - Ação Civil Pública
AIA - Avaliação de Impacto Ambiental
AND - Autoridade Nacional Designada
ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica
AP - Ação Popular
BM - subsistema Belo Monte
BNDES - Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social
CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
CFURH - Contribuição Financeira para o Uso dos Recursos Hídricos
CGEE - Centro de Gestão e Estudos Estratégicos
CIMGC - Comissão Interministerial de Mudança Global do Clima
CNPE - Conselho Nacional de Política Energética
CNUMC - Comissão das Nações Unidas para a Mudança do Clima
CO - Centro Oeste
COMASE - Comitê Coordenador das Atividades de Meio Ambiente do Setor
Elétrico
CONAMA - Conselho Nacional do Meio Ambiente
CONFINS - Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social
Constr. - Construção
CPMF - Contribuição Provisória sobre Movimentação Financeira
CSLL - Contribuição Social sobre o Lucro Líquido
DAEE - Departamento de Águas e Energia Elétrica
DCP - Documento de Concepção de Projeto
EIA - Estudo de Impacto Ambiental
EMAE - Empresa Metropolitana de Águas e Energia S.A.
EOD - Entidade Operacional Designada
EOL - Central Geradora Eolielétrica
EPE - Empresa de Pesquisa Energética
FBOMS - Fórum Brasileiro de ONG's e Movientos Sociais para o Meio
Ambiente e Desenvolvimento
FINEL - Fundo de Financiamento da Eletrobrás
FNDCT - Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico
GEE - gas de efeito estufa
hab - habitante
IBAMA - Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais
Renováveis
IEE-USP - Instituto de Eletrotécnica e Energia da Universidade de São Paulo
INESC - Instituto de Estudos Socioeconômicos
IPCC - Painel Intergovernamental sobre Mudanças Climáticas
IR - Imposto de Renda
kW - quilowatt
LAIR - lucro antes do imposto de renda
LI - Licença de Instalação
LO - Licença de Operação
LP - Licença Prévia
Man - Manaus
MCH - Mini Central Hidrelétrica (< 1.000 kW)
MCT - Ministério da Ciência e Tecnologia
MD - subsistema Madeira
MDL - mecanismo de desenvolvimento limpo
MME - Ministério das Minas e Energia
Motoriz. - Motorização
MP - Material Particulado
MPF - Ministério Público Federal
MW - megawatt
N - Norte
NE - Nordeste
O&M - Operação e Manutenção
ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico
ONU - Organização das Nações Unidas
P&D - Projeto e Desenvolvimento
PACDEE - Programa Anual de Combate ao Desperdício de Energia Elétrica
PBA - Programa Básico Ambiental
PCH - Pequena Central Hidrelétrica (1.000 kW - 30.000 kW)
PDEEE - Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica
PDMA - Plano Diretor de Meio Ambiente do Setor Elétrico
PIB - Produto Interno Bruto
PIS - Programa de Integração Social
PNCE - Programa Nacional de Pequenas Centrais Elétricas
PNMA - Política Nacional do Meio Ambiente
PNRH - Política Nacional de Recursos Hídricos
PROINFA - Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica
Qtde - Quantidade
RAS - Relatório Ambiental Simplificado
RCE - Redução Certificada de Emissão
RGR - Reserva Global de Reversão
RIMA - Relatório de Impacto no Meio Ambiente
RIRP - Rentabilidade Inicial de Redução de Perdas
S - Sul
SE - Sudeste
SEP - Sistema Elétrico de Potência
SIN - Sistema Interligado Nacional
SOL - Central Geradora Solar Fotovoltaica
TEAM - esforços térmicos, elétricos, ambientais e mecânicos
TFSEE - Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica
TJLP - Taxa de Juros a Longo Prazo
TUSD - Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição
TUST - Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão
UBP - Uso de Bem Público
UE - União Européia
UF - Unidade da Federação
UHE - Usina Hidrelétrica de Energia (>30.000 kW)
UTE - Usina Termoelétrica de Energia (Óleo Combustível, Óleo Diesel, Gás
Natural)
UTN - Usina Termonuclear
ZTA - Zona Termicamente Afetada
LISTA DE SÍMBOLOS
A Custo anual equivalente do projeto de repotenciação R$
C
A
Custo com impactos ambientais (Reconstrução) R$
C
C
Custo com obras civis (Reconstrução) R$
C
E
Custo de repotenciação dos equipamentos eletromecânicos
R$
CEP Custo da Energia Produzida R$
C
I
Custo de indisponibilidade (Usinas em Operação) R$
C
LT
Custo das perdas em Linhas de Transmissão R$
C
O&M
Custo operacional e manutenção (Usinas Desativadas) R$
CO
2
Dióxido de Carbono -
C
P
Custo de projeto R$
C
T
Custo Total da Obra de Repotenciação R$
C
TE
Custo dos tributos e encargos (Usinas Desativadas) R$
EP Energia Produzida MWh
FC Fator de Capacidade -
FE
Fator de emissão de CO
2
e tCO
2
e/MWh
FE_MC
Fator de emissão de CO
2
e na margem construtiva tCO
2
e/MWh
FE_MO
Fator de emissão de CO
2
e na margem operacional tCO
2
e/MWh
h Altura da queda d’água m
HC Hidrocarbonetos -
i Taxa de juros ao ano sobre o investimento %
k Índice de perdas nas Linhas de Transmissão %
Rendimento -
n Tempo de retorno do investimento ano
NO
X
Óxido de Nitrogênio -
O
3
Ozônio -
P Potência Instalada kW
Q
med
Média aritmética das vazões mensais m³/s
Q
mi
Vazão mensal m³/s
Q
Min
Vazão mínima m³/s
Vazão regularizada m³/s
R
CC
Receita Anual da Comercialização de Créditos de Carbono
R$
R
EE
Receita Anual da Comercialização de Energia Elétrica R$
Q
REP Receita por Energia Produzida R$/MWh
R
T
Receita Total R$
S Enxofre -
SO
2
Dióxido de Enxofre -
t Número de horas por ano h
T
C
Tarifa de venda de créditos de carbono
R$/tCO
2
e
tCO
2
e tonelada de CO
2
equivalente
-
T
D
Tarifa de demanda de energia elétrica R$/kW
T
E
Tarifa de venda de energia elétrica R$/MWh
Vol Volume do reservatório m³
X Índice de Viabilidade Econômica R$
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO .......................................................................................................17
2 O SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO: PERPECTIVAS FUTURAS .............23
2.1 A MATRIZ DE ENERGIA ELÉTRICA BRASILEIRA ........................................23
2.2 PEQUENAS CENTRAIS HIDRELÉTRICAS (PCHS) ..........................................26
2.3 PERSPECTIVAS PARA O SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO ...........................31
2.3.1 Consumo, Carga de Energia e Demanda Prevista até 2015 ............................32
2.3.2 Planejamento para a Expansão do Parque Gerador Brasileiro ......................35
3 REPOTENCIAÇÃO DE USINAS HIDRELÉTRICAS ........................................45
3.1 DEFINIÇÃO ..........................................................................................................45
3.2 AVALIAÇÃO TÉCNICA DA REPOTENCIAÇÃO ..............................................47
3.2.1 Repotenciação do Grupo Turbina-Gerador ....................................................51
3.3 AVALIAÇÃO ECONÔMICA DA REPOTENCIAÇÃO .......................................55
3.4 A REPOTENCIAÇÃO NO CENÁRIO ENERGÉTICO ATUAL ..........................64
4 ASPECTOS AMBIENTAIS DA REPOTENCIAÇÃO .........................................75
4.1 A GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA E O MEIO AMBIENTE .....................75
4.1.1 Crescimento Econômico e Desenvolvimento Sustentável ................................75
4.1.2 Impactos Ambientais de Usinas Hidrelétricas .................................................77
4.1.3 Impactos Ambientais de Usinas Termelétricas ................................................79
4.1.4 Impactos Ambientais da Repotenciação de Usinas Hidrelétricas ...................82
4.1.5 Legislação e Licenciamento Ambiental ............................................................84
4.2 A ENERGIA ELÉTRICA E O MERCADO DE CARBONO .................................87
4.2.1 Tratado de Quioto e Mecanismo de Desenvolvimento Limpo ........................88
4.2.2 A Repotenciação de Usinas Hidrelétricas e o Mercado de Carbono ...............92
5 ESTUDO DE CASO – PEQUENA CENTRAL HIDRELÉTRICA
SODRÉ ..............................................................................................................95
5.1 CARACTERÍSTICAS GERAIS DA PCH SODRÉ ................................................95
5.2 AVALIAÇÃO DA CAPACIDADE DE GERAÇÃO DA PCH SODRÉ .................98
5.3 AVALIAÇÃO ECONÔMICA DA REPOTENCIAÇÃO DA PCH SODRÉ ...........103
5.3.1 Análise de Viabilidade Econômica – Cenário de Referência ..........................103
5.3.2 Análise de Viabilidade Econômica – Cenário Baixo ........................................108
5.3.3 Análise de Viabilidade Econômica – Cenário Alto ..........................................111
5.3.4 Análise dos Resultados do Estudo de Caso de Repotenciação: PCH
Sodré ..........................................................................................................113
6 CONCLUSÃO .........................................................................................................116
REFERÊNCIAS .........................................................................................................119
17
1 INTRODUÇÃO
As usinas hidrelétricas constituem a base do sistema de geração de energia
elétrica no Brasil, respondendo por 77% da oferta de eletricidade (ANEEL/Banco de
Informações de Geração, 2007). Essa elevada participação foi alcançada no século XX
através da construção de usinas de grande porte, a qual pode causar impactos sociais e
ambientais que, com o passar do tempo, vêm sendo tratados com importância cada vez
maior. No presente, a reordenação da matriz energética nacional é orientada pela falta
de recursos públicos para investimentos em grandes empreendimentos, esgotamento
dos recursos hídricos em locais próximos aos centros de consumo e legislação rigorosa
referente aos impactos sócio-ambientais negativos que os projetos podem causar. O
desenvolvimento econômico tem proporcionado o crescimento acelerado do consumo
de energia no país e, conseqüentemente, os riscos de uma crise no setor energético não
podem ser descartados.
Para que o Sistema Elétrico Brasileiro (SEB) seja capaz de suprir a demanda
futura de forma confiável, é preciso buscar alternativas eficientes para se obter o
incremento da capacidade de geração de energia elétrica no país. A estratégia a ser
adotada para a busca e implementação destas alternativas deve levar em consideração
a viabilidade técnica-econômica associada, principalmente, aos impactos sócio-
ambientais que tais empreendimentos possam vir a provocar (MALDONADO et al.,
2005).
Nesse contexto, a repotenciação de usinas hidrelétricas surge como uma
importante alternativa para se obter ganho de potência para o Sistema Elétrico
Brasileiro, tendo em vista a predominância da hidroeletricidade na matriz energética
nacional. Mesmo com bons programas de manutenção, o natural envelhecimento e
desgaste dos equipamentos, e a obsolescência dos sistemas de controle comprometem
a qualidade do atendimento à demanda, aumentando a freqüência de paradas forçadas
e a indisponibilidade da usina no fornecimento de energia elétrica.
Um recente estudo elaborado pelo Instituto de Eletrotécnica e Energia da
Universidade de São Paulo (IEE-USP) em parceria com a WWF-BRASIL
(BERMANN et al., 2004), aponta que 67 usinas hidrelétricas com potência instalada
18
acima de 30 megawatt (MW) atualmente em operação, são passíveis de repotenciação.
Estas usinas podem aumentar sua capacidade de produzir energia elétrica através de
investimentos na troca de equipamentos e na modernização de seus componentes e
sistemas. Estima-se que o Sistema Elétrico Brasileiro pode alcançar um acréscimo de
potência da ordem de 8.600 MW, resultante da reabilitação, reconstrução ou reparos
nas usinas hidrelétricas que operam há mais de vinte anos. Este ganho de potência
pode ser obtido com custos que variam entre US$
1
200 e US$ 1.500 por quilowatt
(kW), representando um terço do custo referente à construção de uma nova usina
(VEIGA, 2001). Se a repotenciação não interferir no nível do reservatório, não
aumentando a cota de operação, tem-se um aumento na capacidade de geração sem
provocar os impactos sociais e ambientais que ocorrem na construção de uma nova
hidrelétrica.
Atualmente, o licenciamento ambiental tem sido a principal obstáculo para a
construção de novos empreendimentos energéticos, devido à rigorosidade das
exigências e burocracia envolvidas. O governo brasileiro está concentrando a expansão
da geração na construção das grandes usinas hidrelétricas no rio Madeira: Jirau e Santo
Antônio (RO) e da hidrelétrica Belo Monte (PA), localizada no rio Xingú. A primeira
fase de Belo Monte (5.500 MW), prevista para 2013; mais as usinas de Santo Antonio
(3.150 MW) e de Jirau (3.300 MW), previstas para até 2012, representam 30% do total
proposto pelo governo a ser expandido até 2015 (PDEEE, 2006). O custo do kW
instalado das usinas do rio Madeira será algo em torno de R$ 4.000, segundo artigo
publicado no site da Agência Canal Energia, no dia 11 maio 2007 (CANAZIO, 2007).
Entretanto, essas grandes hidrelétricas, importantes para garantir o abastecimento do
país a partir de 2012, encontraram diversas barreiras na legislação ambiental.
O Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis
(IBAMA) publicou um parecer técnico apontando elevado grau de incerteza sobre os
impactos da construção das usinas do rio Madeira, principalmente porque o Estudo de
Impacto Ambiental (EIA) apresentado, subdimensionava as áreas impactadas pela
obra. Enquanto o EIA não fosse reelaborado, as usinas Jirau e Santo Antônio não
receberiam a Licença Prévia (LP) (CANAZIO, 2007).
1
Atualmente, US$ 1,00 equivale a
R$ 2,00
19
Porém, em 9 jul. 2007 o IBAMA concedeu a licença prévia para as usinas do Rio
Madeira, com 33 condicionantes a serem cumpridas. Este tipo de atraso não
programado da expansão do parque gerador nacional eleva os riscos de uma crise
energética nos próximos anos. Diante deste cenário energético em que o Brasil
encontra-se inserido atualmente, se propõe que a repotenciação de usinas hidrelétricas
com mais de vinte anos pode vir a contribuir, em curto prazo, para a diminuição desses
riscos, elevando a oferta de energia elétrica no país.
Dentro da concepção de repotenciação, uma atenção especial deve ser dada às
Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs), pois podem agregar potência ao parque
gerador a custos econômicos favoráveis e com diversos impactos sócio-ambientais
positivos. No Brasil, um grande número de PCHs encontram-se desativadas ou
operando abaixo da sua capacidade de geração.
De acordo com a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL (Banco de
Informações de Geração, 2007), atualmente existem 281 PCHs em operação no país,
agregando 1.667 MW ao Sistema Elétrico e que representa 1,70% do total da
capacidade instalada no país. No Brasil, ainda não foi feito um inventário aprofundado
sobre a situação atual de todas as Pequenas Centrais Hidrelétricas existentes. Estima-se
que 600 PCHs encontram-se desativadas, com as instalações em condições de serem
repotenciadas, com baixo custo de implantação e redução significativa dos impactos
sócio-ambientais que são causados pelos grandes empreendimentos (TIAGO et al.,
2006). Comparado ao número de PCHs em operação atualmente, as centrais
desativadas representam um importante potencial a ser explorado. Segundo Bianchi e
Souza (2001), com a repotenciação de 90 PCHs do Estado de São Paulo é possível
inserir mais 117 MW no Sistema Elétrico, que representaria um ganho de 34% na
geração de energia elétrica proveniente dessas usinas atualmente no estado, sendo que
12,6% referem-se à repotenciação de centrais que se encontram desativadas. De
acordo com o estudo realizado pelo Centro de Gestão e Estudos Estratégicos - CGEE
(Estado da Arte e Tendências das Tecnologias para Energia, 2003), é possível
adicionar 680 MW de capacidade ao parque gerador nacional apenas com a
repotenciação e reativação das PCHs antigas existentes no Brasil.
20
O mercado nacional possui fabricantes que podem fornecer quase a totalidade
dos equipamentos para PCHs. As instalações menores que 5 MW, em geral, têm sido
atendidas por inúmeras pequenas empresas totalmente nacionais. Vale destacar que o
Brasil possui profissionais competentes, que vêm atuando no desenvolvimento e
implementação de projetos de PCHs. Para atender a esse mercado, várias tecnologias
têm sido produzidas no país com fabricantes nacionais e estrangeiros, embora muitas
vezes a partir de projetos desenvolvidos no exterior (WWF-BRASIL, 2006).
Desse modo, no desafio de atender ao crescimento da demanda em contraposição
à crescente exaustão dos recursos instalados, a repotenciação de empreendimentos
hidrelétricos que existem há mais de vinte anos torna-se importante para suplementar a
oferta de energia ao Sistema Elétrico Brasileiro, principalmente quando, a partir de
2009, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) passará a penalizar os
geradores que não disponham de capacidades de geração, em MW, suficientes para
atender aos requisitos de potência estabelecidos nos contratos de venda de energia
negociados a partir dos leilões de 2004 (PDEEE, 2006).
Atualmente, a atenção mundial tem se voltado para as questões ambientais que
ameaçam o futuro do planeta. A busca pelo desenvolvimento econômico “a qualquer
preço” tem sido responsável pelo caos ambiental que a cada dia, e com uma
velocidade incrível, deixa de ser uma previsão e passa a se tornar uma realidade.
Inserida neste cenário, a preocupação quanto ao futuro da oferta de energia ganhou
posição de destaque nas discussões políticas em todo o mundo. Não existirá uma
segurança energética real, caso não exista um meio ambiente estável e seguro,
principalmente quando considerado os agressivos impactos causados pelas mudanças
climáticas.
No estudo realizado pela WWF-Brasil (Agenda elétrica sustentável 2020: estudo
de cenários para um setor elétrico brasileiro eficiente, seguro e competitivo, 2006) são
apresentados dois cenários para o setor elétrico brasileiro até 2020: um cenário
Tendencial e outro, Sustentável. O cenário Tendencial requer 204.000 MW de
capacidade instalada (ou um crescimento anual em torno de 5%, de 2004 até 2020),
enquanto o cenário Elétrico Sustentável requer uma capacidade total de 126.000 MW
(um crescimento de 2% ao ano, no mesmo período). Isto significa que se o cenário
21
Elétrico Sustentável for aplicado no Brasil com as medidas de eficiência energética,
em 2020 haverá redução da demanda esperada de energia elétrica em até 38%. Em
termos práticos, essa energia corresponde à geração evitada de sessenta usinas
nucleares de Angra III, 14 hidrelétricas de Belo Monte ou seis hidrelétricas de Itaipu.
A participação de fontes fósseis para a geração de eletricidade que, em 2004
representava 19% da capacidade instalada do país, no cenário Tendencial atinge 24%
da capacidade em 2020. Entretanto, o cenário Elétrico Sustentável propõe sua redução
para 14% do total da capacidade instalada projetada e, em contrapartida, as fontes
alternativas (eólica, solar, biomassa e PCH) como sendo responsáveis por 20% da
geração total de eletricidade no país para o mesmo período.
No leilão de energia, ocorrido em dezembro de 2005, 70% da energia disponível
foram vendidos para termelétricas movidas a combustíveis fósseis. Desta forma, o
Brasil compromete a imagem “limpa” de sua matriz energética, podendo colocar-se na
contramão de acordos e esforços globais, tais como o Tratado de Quioto. Neste
contexto, a repotenciação de usinas hidrelétricas surge como um empreendimento que
contribui para o desenvolvimento sustentável, pois coloca energia limpa e renovável
no sistema elétrico nacional. Isso pode ocasionar o atraso do acionamento ou mesmo a
desativação de usinas termelétricas abastecidas com combustível fóssil, evitando-se a
emissão de gases de efeito estufa (GEEs) gerados pela queima desse combustível.
Sendo assim, projetos de repotenciação podem gerar créditos de carbono que, se
incorporados na análise de viabilidade econômica, proporcionam a redução do tempo
de amortização do capital investido no empreendimento (MALDONADO et al., 2006).
Este trabalho, diante das considerações anteriores, tem como objetivo demonstrar
como a repotenciação de usinas hidrelétricas, particularmente de PCHs, pode ser uma
alternativa viável para elevar a capacidade de energia elétrica do parque gerador
nacional, tanto no ponto de vista técnico-econômico quanto sócio-ambiental. Através
do estudo de caso de repotenciação de uma PCH, que atualmente encontra-se
desativada, é apresentado como o benefício ambiental referente à comercialização de
créditos de carbono adquiridos em função da substituição de energia térmica por
energia hidrelétrica no sistema de potência, podem ser incorporados à análise
econômica do projeto. Demonstra-se, desta forma, que o tempo de amortização do
22
capital a ser investido é reduzido pela inserção dos créditos de carbono no estudo de
viabilidade, tornando a repotenciação de PCHs uma oportunidade de negócio bastante
atrativa, principalmente quando considerada a importante contribuição deste
empreendimento ao desenvolvimento sustentável.
A organização deste trabalho tem o propósito de apresentar todo o universo que
envolve a repotenciação de usinas hidrelétricas, especialmente as PCHs, de forma
objetiva e atual, alicerçada em uma intensa e confiável pesquisa bibliográfica.
O Capítulo 2 apresenta um estudo da matriz energética nacional atual e quais as
perspectivas futuras para o Setor Elétrico Brasileiro, com destaque especial para as
Pequenas Centrais Hidrelétricas.
O Capítulo 3 tem por objetivo apresentar uma análise detalhada dos aspectos
técnicos e econômicos referentes à repotenciação de usinas hidrelétricas e quais são as
perspectivas para este tipo de empreendimento no cenário energético atual.
Como as preocupações com meio ambiente vêm sendo prioridade na análise de
projetos energéticos, o Capítulo 4 é dedicado a fazer um estudo dos aspectos
ambientais que envolvem a repotenciação, principalmente quando comparado à
construção de novas usinas hidrelétricas e termelétricas. Neste contexto, destaca-se a
repotenciação de grandes e pequenas centrais hidrelétricas como mecanismo para
obtenção de créditos de carbono, que podem ser inseridos na análise de viabilidade
econômica do empreendimento, tornando o investimento mais atrativo.
Com o propósito de demonstrar como um projeto de repotenciação pode ser uma
alternativa viável para se obter ganhos de energia para o Sistema Elétrico, o Capítulo 5
apresenta o estudo de caso de uma PCH que, conforme já mencionado, na análise
econômica são inseridos os benefícios referentes à comercialização dos créditos de
carbono que o empreendimento pode gerar. São apresentados três cenários de análise,
variando-se o fator de capacidade em cada caso, pelo fato de se tratar de uma usina
desativada e, sendo assim, este dado representa uma variável desconhecida no estudo.
Por fim, o Capítulo 6 apresenta uma análise das principais conclusões do trabalho
proposto, destacando que a preocupação com as questões ambientais que envolvem um
empreendimento pode resultar em benefícios tanto para os investidores, quanto para a
sociedade.
23
2 O SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO: PERPECTIVAS FUTURAS
Este capítulo tem como objetivo apresentar o cenário atual e as previsões para o
Sistema Elétrico Brasileiro quanto ao crescimento do consumo de energia elétrica e ao
planejamento proposto pelos órgãos competentes para atender a demanda futura, sendo
a meta principal prover o suprimento de energia de forma econômica e confiável.
2.1 A MATRIZ DE ENERGIA ELÉTRICA BRASILEIRA
O setor elétrico brasileiro sempre baseou o seu modelo de geração nos
abundantes recursos hídricos do país. Entretanto, essa elevada participação alcançada
nos últimos trinta anos, desencadeou uma série de impactos ambientais e sociais
(BERMANN et al., 2004).
Atualmente, a geração de energia elétrica, no Brasil, baseia-se na utilização das
seguintes fontes identificadas na Tabela 1:
Tabela 1: Matriz de Geração de Energia Elétrica no Brasil (ANEEL/Banco de Informações de Geração, 2007).
TIPO QUANTIDADE POTÊNCIA INSTALADA (kW) %
Hidráulica 643 75.581.831 76,94
UHE 158 73.807.077 75,13
PCH 281 1.666.872 1,70
CGH 204 107.882 0,11
Térmica 951 22.414.259 22,81
UTE 949 20.407.259 20,77
UTN 2 2.007.000 2,04
Outras Renováveis 16 236.870 0,24
EOL 15 236.850 0,24
SOL 1 20 0,00
TOTAL 1.610 98.232.960 100,00
UHE
Usina Hidrelétrica de Energia (>30.000 kW)
PCH
Pequena Central Hidrelétrica (1.000 kW - 30.000 kW)
CGH
Central Geradora Hidrelétrica (< 1.000 kW)
UTE
Usina Termoelétrica de Energia (Óleo Combustível, Óleo Diesel, Gás Natural)
UTN
Usina Termonuclear
EOL
Central Geradora Eolielétrica
SOL
Central Geradora Solar Fotovoltaica
LEGENDA
24
Observa-se a preponderância da hidroeletricidade para a geração de energia
elétrica no Brasil, respondendo por 77% da oferta de eletricidade. Considerando que as
fontes eólicas e fotovoltaicas têm uma contribuição muito pequena no parque gerador,
praticamente os outros 23% são provenientes de usinas térmicas. Se for computada na
matriz elétrica nacional a energia referente às interligações internacionais em
operação, está sendo importado para o Brasil 5.650 MW do Paraguai, 2.250 MW da
Argentina, 200 MW da Venezuela e 70 MW do Uruguai, totalizando 8.170 MW, que
representam 7,68% do total de eletricidade disponibilizada, atualmente, pelo Sistema
Elétrico de Potência (SEP) (ANEEL/Banco de Informações de Geração, 2007).
De acordo com dados obtidos através do Operador Nacional do Sistema Elétrico
(ONS), em abril de 2007, a geração de energia elétrica do Sistema Interligado
Nacional (SIN) era de 50.101,74 MWmédio
2
, representando 51% da oferta total de
eletricidade no Brasil. As usinas hidrelétricas são responsáveis pela geração de
47.832,57 MW, significando 95,5% do total gerado no país. Com relação ao total da
capacidade instalada referente às usinas hidrelétricas, 63,3% está sendo consumido.
Na tentativa de diminuir o risco de uma possível crise energética no país, novos
empreendimentos de geração de energia elétrica estão previstos para os próximos anos.
Os empreendimentos que encontram-se em construção estão apresentados na Tabela 2:
Tabela 2: Empreendimentos em Construção no Brasil (ANEEL/Banco de Informações de Geração, 2007).
TIPO QUANTIDADE POTÊNCIA OUTORGADA (kW) %
Hidráulica 62 2.933.318 78,87
UHE 9 1.984.100 53,35
PCH 52 948.370 25,50
CGH 1 848 0,02
Térmica 17 785.818 21,13
UTE 17 785.818 21,13
UTN 0 0 0,00
Outras Renováveis 0 0 0,00
EOL 0 0 0,00
SOL 0 0 0,00
TOTAL 79 3.719.136 100,00
2
MWmédio é uma medida criada pelo setor elétrico para referenciar o consu
mo médio em determinado período
(dias, meses ou anos).
Nada mais é do que a energia consumida ou produzida num período dividida pelas horas
desse período. Disponível em: http://www.itaipu.gov.br/pdf/beaba_21_40.pdf.
25
Atualmente em construção tem-se 62 usinas hidrelétricas (UHE, PCH e MCH)
totalizando 2.933,32 MW e 17 usinas termelétricas (UTE) resultando em mais 785,82
MW que serão acrescentados ao Sistema Elétrico de Potência.
Os empreendimentos outorgados pela Agência Nacional de Energia Elétrica
(ANEEL) entre 1998 e 2005, mas que ainda não iniciaram sua construção estão
relacionados na Tabela 3:
Tabela 3: Empreendimentos Outorgados no Brasil (ANEEL/Banco de Informações de Geração, 2007).
TIPO QUANTIDADE POTÊNCIA OUTORGADA (kW) %
Hidráulica 288 7.830.786 34,30
UHE 26 4.877.300 21,36
PCH 195 2.907.991 12,74
CGH 67 45.495 0,20
Térmica 127 10.306.689 45,15
UTE 127 10.306.689 45,15
UTN 0 0 0,00
Outras Renováveis 109 4.691.943 20,55
EOL 109 4.691.943 20,55
SOL 0 0 0,00
TOTAL 524 22.829.418 100,00
Está autorizada pela ANEEL a construção de 524 empreendimentos que
adicionarão mais 22.829,42 MW ao parque gerador. Observa-se que as usinas
termelétricas serão responsáveis por 45,15% da energia elétrica outorgada, superando
a potência outorgada para usinas hidrelétricas, que correspondem a 34,3%. Isto
representa um índice negativo referente à expansão do setor elétrico brasileiro, já que
usinas à base de combustíveis fósseis em operação agridem significativamente mais o
meio ambiente do que as usinas hidrelétricas. Apesar do número de usinas
termelétricas outorgadas ser menor do que o número de hidrelétricas, as emissões de
gases de efeito estufa (GEE) é proporcional à potência gerada por essas térmicas.
Atualmente, o Brasil é um país que possui uma das matrizes de energia elétrica
mais limpas do mundo, com a participação de 77,2% das energias renováveis no total
da potência instalada de acordo com os dados referentes à abril de 2007
(ANEEL/Banco de Informações de Geração, 2007). Se comparado com a média
26
mundial, de 18% de participação das energias renováveis, verifica-se que o país
assume uma posição de destaque no setor elétrico mundial com relação à utilização
sustentável dos seus recursos naturais (TIAGO et al., 2006).
2.2 PEQUENAS CENTRAIS HIDRELÉTRICAS (PCHS)
No Brasil, as PCHs representam um enorme potencial a ser explorado e deve ser
dada uma atenção especial a este tipo de aproveitamento no planejamento da expansão
do Sistema Elétrico Brasileiro. As PCHs são usinas com potência instalada desde 1
MW até 30 MW, conforme a Resolução da ANEEL nº. 652, de 09 dez. 2003.
O primeiro aproveitamento hidrelétrico do Brasil ocorreu na mineração Santa
Maria, em Diamantina (MG), em 1883. As PCHs, instaladas principalmente na
primeira metade do século passado, visavam atender sistemas isolados nos estados e
foram construídas por pequenos empresários da época ou pelas prefeituras municipais.
Este processo teve uma rápida expansão no período 1920/1930, quando o número de
empresas passou de 306 para 1.009, com a maioria operando pequenos
aproveitamentos hidrelétricos, como mostrado na Tabela 4:
Tabela 4: Evolução da Potência Instalada de PCHs – 1920 – 1930 (BERMANN et al., 2004).
1920 1930 1920 1930
Bahia
8 36 17.689 22.264
Espírito Santo
11 31 5.537 8.301
Minas Gerais
72 252 42.934 90.750
Rio de Janeiro
18 63 83.040 193.664
São Paulo
66 108 155.208 331.164
Santa Catarina
11 29 5.638 9.270
TOTAL 186 519 310.046 655.413
Unidades da Federação
Número de PCH's Potência Instalada [kW]
Em 1998, a ANEEL criou um programa de fiscalização de todas as centrais de
geração de eletricidade do setor público existentes no país e, em 1999, a fiscalização
foi estendida ao setor privado, envolvendo os autoprodutores e os produtores
independentes. O resultado indicava a existência de 325 PCHs em operação, com
27
capacidade de 815,6 MW e 9 PCHs fora de operação, deixando de ofertar 23,5 MW
(BERMANN et al., 2004). Comparando com os dados da Tabela 4, verifica-se que, no
mínimo, 185 PCHs encontravam-se em situação desconhecida.
Hoje, de acordo com os registros da ANEEL, são 281 PCHs em operação, com
potência instalada em torno de 1.667 MW (1,70% da capacidade total instalada), e 204
Centrais Geradoras Hidrelétrica (menores que 1 MW), com 107,9 MW de potência
instalada. O estado com maior concentração de PCHs é Minas Gerais, com 77 usinas
em operação, somando 398 MW (PDEEE, 2006).
Nos próximos anos, o parque gerador nacional poderá contar com 5.523 MW de
potência instalada proveniente de Pequenas Centrais Hidrelétricas, de acordo com os
dados disponibilizados pela ANEEL em abril de 2007 referente às usinas em operação,
construção e outorgadas no Brasil (ANEEL/Banco de Informações de Geração, 2007).
Além das PCHs atualmente em construção e outorgadas pela ANEEL, outro
grupo de centrais poderá entrar em operação nos próximos anos, referente às PCHs
cujos projetos encontram-se em fase de elaboração por empreendedores ou que já
foram entregues na ANEEL para análise, aprovação e posterior outorga de
autorização. Segundo Tiago et al. (2006), existem 82 novos projetos em fase de
elaboração e 114 projetos entregues para análise, o que representará, respectivamente,
um acréscimo de 752,8 MW e 1.300,2 MW à capacidade instalada nacional.
O grupo de PCHs cujos aproveitamentos foram apenas inventariados devem ser
levados em consideração, pois futuramente poderão ser objeto de projeto básico e de
outorga de autorização. Existem disponíveis para elaboração de novos projetos 716
pequenas centrais, correspondendo a um potencial inventariado de 4.487 MW (TIAGO
et al., 2006).
Estima-se um potencial teórico para PCHs, que ainda não foi inventariado, em
torno de 14.864 MW, que somado ao potencial conhecido a ser instalado futuramente
(10.396 MW), resulta em um potencial total de 25.264 MW que poderá ser
acrescentado ao parque gerador nacional a partir de pequenos aproveitamentos
hidrelétricos ainda não explorados no Brasil (PNE, 2006). Nos dias de hoje, isso
representaria 26,3% do total da oferta de energia elétrica no país.
28
Com o esgotamento das possibilidades das grandes centrais hidrelétricas
próximas ao centro consumidor, quer por falta de investimentos, impacto ambiental ou
esgotamento dos recursos hídricos, torna-se fundamental a valorização das Pequenas
Centrais Hidrelétricas (PACDEE/CPFL, 2000).
A atratividade destas usinas fundamenta-se, principalmente, por suas
características de menor impacto ambiental, menor volume de investimentos, curto
prazo de maturação e tratamento diferenciado por parte da regulamentação vigente.
Nesse sentido, uma característica das PCHs é a dispensa de licitação para obtenção da
concessão, bastando o empreendedor obter autorização da ANEEL.
Outras características atrativas das pequenas centrais são: a isenção de
pagamento de Uso de Bem Público (UBP), taxa de compensação financeira aos
Estados e Municípios; a isenção da obrigação de aplicar, anualmente, o montante de,
no mínimo, 1% de sua receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento do
setor elétrico; a isenção relativa à compensação financeira pela utilização de recursos
hídricos; a possibilidade de comercializar de imediato a energia elétrica produzida com
consumidores cuja carga seja maior ou igual a 500 kW e a redução de no mínimo 50%
no pagamento dos encargos por uso das redes de transmissão e distribuição (PDEEE,
2006).
Atualmente, existem programas que foram criados pelo governo para aumentar a
participação de PCHs e outras fontes renováveis de energia no parque gerador
nacional, devido às preocupações com as questões ambientais ligadas à geração de
energia elétrica. O maior programa brasileiro nesta área é o Programa de Incentivo às
Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA), gerenciado pela Eletrobrás,
instituído pela Lei 10.438 de abril de 2002, e revisado pela Lei 10.762, de novembro
de 2003.
Até dezembro de 2007, quando termina a primeira etapa do PROINFA, o
programa será responsável por colocar em operação 144 projetos, no total de 3.299,4
MW de potência instalada.
Na segunda etapa, o programa deve ser realizado de modo que as fontes
alternativas atendam a 10% do consumo anual de energia elétrica do país, objetivo a
ser alcançado em vinte anos, incorporando os resultados da primeira etapa. A
29
aquisição será feita anualmente, de forma que as referidas fontes atendam no mínimo
15% do incremento anual da energia a ser fornecida ao mercado consumidor,
compensando-se os desvios entre o previsto e o realizado de cada exercício no ano
subseqüente (REIS, 2002).
A energia produzida pelas usinas do PROINFA, que corresponde a
aproximadamente 12.013.120 MWh/ano, ou seja, 3,6% do consumo total anual do
país, terá a garantia de compra pela Eletrobrás por um período de 20 anos. Dos 3.299,4
MW contratados pela Eletrobrás, por meio do PROINFA, 1.191,2 MW são de 63
PCHs; 1.422,9 MW são de 54 usinas eólicas; e 685,2 MW são de 27 usinas a base de
biomassa.
A Tabela 5 detalha o número de PCHs e o acréscimo de potência e energia por
subsistema e por ano devido ao PROINFA:
Tabela 5: Dados das PCHs do PROINFA (PDEEE, 2006)
2006 2007 TOTAL
Qtde 6 34 40
MW 116 668 784
Mwmédio 72 414 486
Qtde 4 10 14
MW 63 200 263
Mwmédio 39 124 163
Qtde - 3 3
MW - 42 42
Mwmédio - 26 26
Qtde - 6 6
MW - 102 102
Mwmédio - 63 63
Qtde 10 53 63
MW 179 1.012 1.191
Mwmédio 111 627 738
PCH
N
Brasil
SE/CO
S
NE
O maior programa de apoio ao desenvolvimento de fontes renováveis deverá ter
investimentos da ordem de R$ 9 bilhões, com financiamentos de cerca de R$ 7 bilhões
e receita anual em torno de R$ 2 bilhões (ELETROBRÁS/PROINFA, 2007).
30
O financiamento dos projetos do PROINFA é feito através do Programa de
Apoio do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES). A linha
de crédito prevê financiamento de até 70% do investimento, excluindo apenas bens e
serviços importados e a aquisição de terrenos. Os investidores terão que garantir, no
mínimo, 30% do projeto com capital próprio. As condições do financiamento serão
Taxa de Juros a Longo Prazo (TJLP) mais 2% de spread básico e até 1,5% de spread
de risco ao ano (a.a.), carência de seis meses após a entrada em operação comercial,
amortização por dez anos e não-pagamento de juros durante a construção do
empreendimento (MME/PROINFA, 2007).
Outro incentivo financeiro que beneficia as PCHs, inclusive em projetos de
repotenciação, é o Programa Nacional de Pequenas Centrais Elétricas (PNCE), criado
pelo Fundo de Financiamento da Eletrobrás (FINEL), que tem por objetivo financiar
projetos de construção, recapacitação e/ou revitalização de centrais elétricas, com
capacidade instalada igual ou menor do que 10 MW, de todas as concessionárias do
país.
O PNCE é destinado a financiar projetos como: estudos, projetos de engenharia,
construção, aquisição de equipamentos e montagem. O limite máximo de
financiamento é de 30% para Sistemas Interligados e 70% para Sistemas Isolados, com
relação ao investimento total da obra. A taxa de juros do financiamento é de 5 % a.a. e
a taxa administrativa, 1% a.a., sobre o saldo devedor corrigido
(ELETROBRÁS/FINEL, 2007). O índice de correção é igual ao RGR (Reserva Global
de Reversão), que vem a ser o encargo pago mensalmente pelas empresas
concessionárias de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, com a
finalidade de prover recursos para serem revertidos aos serviços públicos de energia
elétrica. O valor anual do RGR equivale a 2,5% dos investimentos efetuados pela
concessionária em ativos vinculados à prestação do serviço de eletricidade e é limitado
a 3,0% de sua receita anual, conforme consta na Resolução da ANEEL n
o
. 023, de 5
fev. 1999. O PNCE estipula que o prazo de carência deve ser ajustado de acordo com
o cronograma de execução do projeto a ser financiado, sendo que o máximo para
amortização seria no prazo de dez anos.
31
2.3 PERSPECTIVAS PARA O SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO
A partir dos dados obtidos através do Plano Decenal de Expansão de Energia
Elétrica – 2006-2015 (PDEEE) é apresentado um panorama das expectativas para o
futuro do Setor Elétrico Brasileiro quanto ao consumo de energia elétrica e quanto ao
planejamento para a expansão do parque gerador para suprir a demanda esperada.
Verifica-se que, praticamente, nenhuma importância é dada à repotenciação de
usinas hidrelétricas como meio de se elevar a capacidade de geração nacional. O
governo considera que a repotenciação e a modernização das usinas existentes podem
agregar pouco em termos de energia assegurada ao sistema, contribuindo apenas para
o atendimento do crescimento da demanda máxima de energia. Entretanto, no Capítulo
3 são apresentados dados que indicam que a repotenciação de usinas hidrelétricas,
principalmente as de grandes centrais com mais de vinte anos de operação, pode
contribuir de maneira positiva para o aumento a oferta de energia do parque gerador
nacional.
A expansão do parque gerador está baseada em uma política que prioriza a
construção de grandes centrais hidrelétricas e de termelétricas, como é apresentado a
seguir. As fontes alternativas de energia são praticamente desconsideradas, enquanto
deveriam ser encaradas como uma solução viável para a questão energética.
Apesar de a Europa planejar que 20% de sua matriz energética seja composta por
fontes alternativas até o ano de 2020, o Brasil segue desconsiderando essa tendência
internacional apesar de possuir potencial suficiente para suprir a demanda nacional e
também para fornecer eletricidade a locais remotos que não a possuem ou que utilizam
outras fontes como a geração a diesel ou a gás (FBOMS, 2006).
Como mencionado no item 2.2, existe um enorme potencial a ser explorado em
relação às PCHs (em torno de 26.000 MW), e o Plano Decenal de Expansão de
Energia Elétrica, fazendo uma análise somente na região sudeste, prevê que até 2015
as PCHs serão responsáveis por agregar 267 MW ao parque gerador (133 MW em
2011, 67 MW em 2012 e 67 MW em 2013), ou seja, praticamente, um centésimo do
potencial existente para este tipo de aproveitamento.
32
2.3.1 Consumo, Carga de Energia e Demanda Prevista até 2015.
Para acompanhar o crescimento econômico apresentado pelo Brasil nos últimos
tempos, o sistema elétrico precisará expandir 56% até 2015 para atender a demanda de
energia que está sendo prevista para os próximos anos e afastar a possibilidade de uma
crise no setor, como a que ocorreu em 2001, quando o país enfrentou um intenso
racionamento de energia elétrica. Entretanto, uma crise no setor elétrico nos dias de
hoje, pode vir a apresentar conseqüências mais graves devido às dificuldades
ambientais e burocráticas que atualmente envolvem a construção de novos
empreendimentos energéticos.
Na Tabela 6 apresenta-se a trajetória da economia e do mercado de energia
elétrica no período de 1980 a 2015. Os dados apresentados até 2005 provêm dos
históricos do setor, enquanto os de 2006 a 2015 são previsões relativas ao mercado
futuro de energia elétrica de acordo com o PDEEE (2006). Os dados de consumo de
energia elétrica incluem a parcela de consumo atendida por autoprodução.
Tabela 6: Economia e Mercado de Energia Elétrica no Brasil (1980-2015) (PDEEE, 2006).
Discriminação 1980 1990 2000 2005 2010 2015
Produto Interno Bruto
R$ bilhões [2004] 1.069 1.249 1.624 1.819 2.213 2.745
Variação no período (% ao ano) - 1,6 2,7 2,3 4,0 4,4
População Total Residente
mil habitantes 119.844 145.130 170.894 182.508 193.027 202.416
Variação no período (% ao ano) - 1,9 1,6 1,3 1,1 1,0
PIB per Capita
R$ [2004]/hab/ano 8.920 8.606 9.503 9.967 11.465 13.560
Variação no período (% ao ano) - -0,4 1,0 1,0 2,8 3,4
Consumo de Energia Elétrica
TWh 122 219 333 374 484 618
Variação no período (% ao ano) - 6,0 4,3 2,3 5,3 5,0
Consumo de Energia Elétrica per Capita
kWh/hab/ano 1.018 1.509 1.949 2.049 2.507 3.053
Variação no período (% ao ano) - 4,0 2,6 1,0 4,1 4,0
Intensidade Elétrica do PIB
kWh/R$ [2004] 0,114 0,175 0,205 0,206 0,219 0,225
Elasticidade-Renda do Consumo de
Energia Elétrica
- 3,84 1,61 1,02 1,32 1,14
33
Através dos dados da Tabela 6 verifica-se que está previsto para os próximos
anos um aumento no consumo de energia elétrica em torno de 5% ao ano, superando a
taxa de crescimento do Produto Interno Bruto (PIB), que fica por volta de 4% ao ano.
Observa-se ainda, que na década de 80 houve um aumento percentual expressivo do
consumo de energia elétrica por ter sido um período de significativa expansão do setor
industrial nacional.
A Tabela 7 a seguir, apresenta os resultados das projeções do consumo de energia
elétrica a ser atendido pelo sistema elétrico (excluída a autoprodução), por subsistema:
Tabela 7: Consumo de Energia Elétrica por Subsistema (PDEEE, 2006).
Subsistema
2005 2010 2015 2005-2010 2010-2015
Isolado 7.178 10.874 15.988 8,7 8,0
Norte 23.526 30.729 45.460 5,5 8,1
Nordeste 47.541 61.222 78.118 5,2 5,0
Sudeste/Centro-Oeste 209.059 266.841 335.072 5,0 4,7
Sul 58.764 73.864 92.180 4,7 4,5
TOTAL 346.068 443.530 566.818 5,1 5,0
Consumo (GWh) Variação (% ao ano)
O Sistema Isolado é o que apresenta maior crescimento percentual de consumo
de energia elétrica, considerando a integração de dois sistemas isolados ao Sistema
Interligado Nacional (SIN): o sistema Acre-Rondônia interligado ao subsistema
Sudeste/Centro-Oeste em janeiro de 2008 e o sistema Manaus-Macapá se integrando
ao subsistema Norte a partir de janeiro de 2012.
O Sistema Norte também apresenta uma maior elevação percentual no consumo
de energia elétrica no período de 2010 a 2015, devido ao aumento da oferta de energia
em função dos aproveitamentos Belo Monte (5.500 MW), Santo Antônio (3.150 MW)
e Jirau (3.300 MW), previstos para entrar em operação a partir de 2012 nesta região.
Entretanto, vale ressaltar que os valores absolutos do crescimento no consumo de
energia elétrica referente ao Sistema Isolado e ao Sistema Norte, representam uma
pequena parcela quando comparados, principalmente, ao Sistema Sudeste/Centro-
Oeste. O Sistema Isolado representa 7% e o Sistema Norte, 17,4% do valor absoluto
do crescimento no consumo previsto para o Sistema Sudeste/Centro-Oeste no período
34
de 2005 a 2015. Sendo assim, o crescimento de 5% a.a. no consumo de energia elétrica
previsto para o Sistema Sudeste/Centro-Oeste representa uma necessidade de expansão
do parque gerador 14 vezes maior do que o necessário para atender o crescimento de
8% a.a. previsto para o Sistema Isolado.
A Tabela 8 apresenta a previsão para a carga de energia (MWmédio) por
Subsistema, até o ano de 2015:
Tabela 8: Sistema Interligado Nacional e Subsistemas – Carga de Energia (PDEEE, 2006).
2005 2010 2015 2005-2010 2010-2015
Norte 3.150 4.098 6.039 5,4 8,1
Nordeste 6.725 8.526 10.712 4,9 4,7
Sudeste/Centro-Oeste 28.812 36.433 45.346 4,8 4,5
Sul 7.654 9.578 11.901 4,6 4,4
SIN 46.341 58.635 73.998 4,8 4,8
Carga de Energia (Mwmédio) Variação (% ao ano)
Subsistema
Com base nas projeções da carga de energia e na hipótese de que os valores dos
fatores de carga dos subsistemas interligados Norte, Nordeste, Sudeste/Centro-Oeste e
Sul, se manterão aproximadamente constantes e iguais aos respectivos valores no ano
de 2004, ao longo do horizonte decenal, projeta-se a carga de demanda, para os quatro
subsistemas, dividindo a carga de energia, expressa em MWmédio, pelo respectivo
fator de carga. Os fatores de carga, considerados constantes ao longo do período
2005-2015, para os quatro subsistemas interligados, estão apresentados na Tabela 9:
Tabela 9: Subsistemas Interligados - Fator de Carga (PDEEE, 2006).
Subsistema Fator de Carga (%)
Norte 85,4
Nordeste 75,8
Sudeste/Centro-Oeste 75,3
Sul 72,7
A Tabela 10 apresenta as projeções da carga de demanda (demanda máxima
integralizada em uma hora) para o Sistema Interligado Nacional e Subsistemas:
35
Tabela 10: Sistema Interligado Nacional e Subsistemas – Carga de Demanda (PDEEE, 2006).
2005 2010 2015 2005-2010 2011-2015
Norte 3.688 4.798 7.071 5,4 8,1
Nordeste 8.869 11.244 14.127 4,9 4,7
Sudeste/Centro-Oeste 38.272 48.395 60.235 4,8 4,5
Sul 10.535 13.184 16.380 4,6 4,4
N/NE 12.557 16.042 21.198 5,0 5,7
S/SE/CO 48.807 61.579 76.615 4,8 4,5
SIN 61.364 77.621 97.813 4,8 4,7
Carga de Demanda (Mwh/h) Variação (% ao ano)
Subsistema
Os índices de crescimento da carga de energia e da carga de demanda do Sistema
Interligado Nacional previstos para os próximos anos, indicam a necessidade da
expansão do parque gerador nacional em torno de 5% ao ano para atender todos os
respectivos requisitos de energia.
Com base nos dados da matriz energética atual apresentada no item 2.1, esse
percentual de crescimento indica a necessidade de aumentar a capacidade instalada até
2015 em torno de 55.000 MW, que representa, atualmente, 56% da oferta de energia
do parque gerador nacional, ou seja, o equivalente à construção de quatro novas
Itaipus. Estes valores apresentados mantêm a condição atual em que a geração de
energia representa cerca de 50% da capacidade instalada no país.
2.3.2 Planejamento para a Expansão do Parque Gerador Brasileiro
O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) estabeleceu, através da
Resolução n
o
. 1 de 18 nov. 2004, que os estudos de planejamento de expansão da
oferta de energia elétrica devem garantir que o risco de insuficiência da oferta de
energia elétrica no Sistema Interligado Nacional não poderá exceder a 5% em cada um
dos subsistemas que o compõem. O “risco de déficit” significa a probabilidade de que
a disponibilidade de oferta de energia elétrica seja menor do que o mercado de energia
correspondente, em pelo menos um mês do ano, não importando a magnitude do
déficit.
36
O Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica – 2006-2015 apresenta a
seqüência de obras que considera mais econômica, em termos de seus custos de
geração e das ampliações das capacidades de intercâmbio entre os subsistemas. Foram
selecionadas como candidatas, obras julgadas como sócio-ambientalmente viáveis e
com datas previstas de início de operação compatíveis com os prazos necessários ao
desenvolvimento de suas etapas de projeto, licenciamento ambiental e construção.
Adotou-se como critério de elaboração das alternativas de expansão da geração a
igualdade entre os custos marginais de operação e de expansão para cada ano no
período 2009 a 2015. A metodologia consiste em agregar fontes de geração de energia,
segundo um critério de ordenação dos índices custo/benefício dos projetos candidatos
no período 2009 a 2015, de tal forma que o custo marginal de operação
3
em cada
subsistema seja igual ao custo marginal de expansão
4
, pré-fixado em R$
118,00/MWh (PDEEE, 2006).
Este valor foi estimado com base em uma média ponderada de preços finais
relativos ao conjunto de novos empreendimentos hidrelétricos e termelétricos que
venderam energia a ser entregue às distribuidoras do SIN a partir de janeiro de 2010,
no leilão de compra de energia realizado em dezembro de 2005. Adotou-se como
tolerância superior no processo de convergência o valor de R$ 130,00/MWh para o
custo marginal de expansão, correspondente ao valor de preço máximo obtido na
mesma amostra (PDEEE, 2006).
Resumidamente, dado um determinado custo do déficit, o planejamento da
expansão da geração deve atender ao critério de segurança estabelecido pelo CNPE em
que o risco anual de déficit não deve superar 5% em cada subsistema e,
simultaneamente, ao critério da expansão econômica com a igualdade do custo
marginal de operação e do custo marginal de expansão. O custo do déficit utilizado
neste ciclo de planejamento foi de R$ 2.261,00/MWh, conforme Nota Técnica MME –
“Estimativa de Valor para Patamar Único de Custo de Déficit”, de março de 2005
(PDEEE, 2006).
A Tabela 11 apresenta as obras de geração hidrelétricas programadas até 2015:
3
Custo marginal de operação é o custo do atendimento ao adicional de carga sem incorrer em nenhuma obra.
4
Custo marginal de
expansão é o custo de atendimento ao diferencial de carga considerando obras adicionais ao
sistema. Disponível em: http://www.eps.ufsc.br/teses96/camargo/anexo/apendice1.htm.
37
Tabela 11: Programa de Obras de Geração Hidrelétrica (PDEEE, 2006).
Aproveitamento Rio UF Subsistema
Potência
(MW)
Data Classificação
Itaipu Binacional Iguaçu - SE/CO/RO 1.400,0 jan-06 Em Constr./Motoriz.
Tucuruí Tocantins PA N/Man 1.500,0 jan-06 Em Constr./Motoriz.
Capim Branco I Araguari MG SE/CO/RO 240,0 fev-06 Em Constr./Motoriz.
Picada Peixe MG SE/CO/RO 50,0 mar-06 Em Constr./Motoriz.
Corumbá IV Corumbá GO SE/CO/RO 127,0 mar-06 Em Constr./Motoriz.
Irapé Jequitinhonha MG SE/CO/RO 360,0 abr-06 Em Constr./Motoriz.
Barra Grande Pelotas RS/SC S 460,0 mai-06 Em Constr./Motoriz.
Peixe Angical Tocantins TO SE/CO/RO 452,0 mai-06 Em Constr./Motoriz.
Fundão Jordão PR S 120,0 mai-06 Em Constr./Motoriz.
Espora Correntes GO SE/CO/RO 32,0 jun-06 Em Constr./Motoriz.
Mascarenhas Doce MG SE/CO/RO 49,5 jul-06 Em Constr./Motoriz.
Campos Novos Canoas SC S 880,0 jul-06 Em Constr./Motoriz.
Monte Claro Das Antas RS S 65,0 set-06 Em Constr./Motoriz.
Capim Branco II Araguari MG SE/CO/RO 210,0 dez-06 Em Constr./Motoriz.
Castro Alves Das Antas RS S 130,0 dez-07 Em Constr./Motoriz.
Rondon II Comemoração RO SE/CO/RO 73,5 jan-08 Em Constr./Motoriz.
14 de Julho Das Antas RS S 100,0 jul-08 Em Constr./Motoriz.
Salto Verde GO SE/CO/RO 108,0 jan-09 Com Concessão
Salto do Rio Verdinho Verde GO SE/CO/RO 93,0 jan-09 Com Concessão
Barra do Braúna Pomba MG SE/CO/RO 39,0 fev-09 Com Concessão
Barra dos Coqueiros Claro GO SE/CO/RO 90,0 abr-09 Com Concessão
Retiro Baixo Paraopeba MG SE/CO/RO 82,0 abr-09 Leilão 2005
Caçu Claro GO SE/CO/RO 65,0 abr-09 Com Concessão
São José Ijuí RS S 51,0 abr-09 Leilão 2005
Paulistas São Marcos GO/MG SE/CO/RO 53,6 jun-09 Leilão 2005
Olho D'água Correntes GO SE/CO/RO 33,0 jun-09 Com Concessão
Baguari Doce MG SE/CO/RO 140,0 set-09 Leilão 2005
Passo de São João Ijuí RS S 77,1 set-09 Leilão 2005
Monjolinho Passo Fundo RS S 67,0 jan-10 Com Concessão
Baú I Doce MG SE/CO/RO 110,1 fev-10 Com Concessão
Foz do Rio Claro Claro GO SE/CO/RO 67,0 jun-10 Leilão 2005
Simplício + PCH Paraíba do Sul MG/RJ SE/CO/RO 333,7 set-10 Leilão 2005
Cambuci Paraíba do Sul RJ SE/CO/RO 50,0 dez-10 Leilão 2006
Serra do Facão São Marcos GO/MG SE/CO/RO 212,6 dez-10 Com Concessão
Dardanelos Aripuanã MT SE/CO/RO 261,0 dez-10 Leilão 2006
Barra do Pomba Paraíba do Sul RJ SE/CO/RO 80,0 dez-10 Leilão 2006
Corumbá III Corumbá GO SE/CO/RO 93,6 dez-10 Com Concessão
São João Chopim PR S 60,0 dez-10 Com Concessão
Salto Pilão Itajaí SC S 182,3 dez-10 Com Concessão
Salto Grande Chopim PR S 53,4 dez-10 Leilão 2006
Foz do Chapecó Uruguai RS/SC S 855,2 dez-10 Com Concessão
Cachoeirinha Chopim PR S 45,0 dez-10 Com Concessão
Estreito Toc Tocantins TO/MA N/Man 1.087,2 dez-10 Com Concessão
38
Aproveitamento Rio UF Subsistema
Potência
(MW)
Data Classificação
Mauá + PCH Tibagi PR S 387,9 jan-11 Leilão 2006
Jirau Madeira RO MD 3.300,0 jan-11 Leilão 2006
São Salvador Tocantins TO/GO SE/CO/RO 243,2 mar-11 Com Concessão
Itaguaçu Claro GO SE/CO/RO 130,0 jul-11 Leilão 2006
São Miguel Grande MG SE/CO/RO 61,0 dez-11 Indicativa
Telêmaco Borba Tibagi PR S 120,0 dez-11 Indicativa
Cachoeira Parnaíba PI/MA NE 93,0 dez-11 Indicativa
Santo Antonio do Jari Jari AM/PA N/Man 99,9 dez-11 Com Concessão
Santo Antonio Madeira RO MD 3.150,0 jan-12 Indicativa
Mirador Tocantinzinho GO SE/CO/RO 80,0 fev-12 Indicativa
Buriti Queimado Das Almas GO SE/CO/RO 142,0 mar-12 Indicativa
Murta Jequitinhonha MG SE/CO/RO 120,0 mar-12 Com Concessão
Maranhão Baixo Maranhão GO SE/CO/RO 125,0 mar-12 Indicativa
Ribeiro Gonçalves Parnaíba PI/MA NE 173,0 mar-12 Indicativa
Uruçuí Parnaíba PI/MA NE 164,0 mar-12 Indicativa
Riacho Seco São Francisco BA/PE NE 240,0 abr-12 Indicativa
Traíra II Suaçuí Grande MG SE/CO/RO 60,0 mai-12 Indicativa
Água Limpa Das Mortes MT SE/CO/RO 320,0 mai-12 Indicativa
Baixo Iguaçu Iguaçu PR S 340,0 set-12 Indicativa
Porto Galeano Sucuriú MS SE/CO/RO 139,0 nov-12 Indicativa
Pai Querê Pelotas RS/SC S 291,9 nov-12 Indicativa
São Roque Canoas SC S 214,0 nov-12 Indicativa
Belo Monte Compl. Xingu PA N/Man 181,3 dez-12 Indicativa
Tocantins Tocantins TO SE/CO/RO 480,0 dez-12 Indicativa
São Domingos Verde MS SE/CO/RO 48,0 dez-12 Com Concessão
Serra Quebrada Tocantins TO/MA N/Man 1.328,0 dez-12 Indicativa
Itapiranga Uruguai SC/RS S 580,0 mar-13 Indicativa
Estreito Parn. Parnaíba PI/MA NE 86,0 mar-13 Indicativa
Pedra Branca São Francisco BA/PE NE 320,0 abr-13 Indicativa
Novo Acordo Sono/M Tocantins TO SE/CO/RO 160,0 mai-13 Indicativa
Cachoeirão Juruena MT SE/CO/RO 64,0 mai-13 Indicativa
Torixoréu Araguaia GO/MT SE/CO/RO 408,0 mai-13 Indicativa
Tucano Verde GO SE/CO/RO 157,0 mai-13 Indicativa
Tupiratins Tocantins TO N/Man 619,8 nov-13 Indicativa
Cebolão Tibagi PR S 152,0 dez-13 Indicativa
Volta Grande Chopim PR S 54,7 dez-13 Indicativa
Belo Monte (1ª etapa) Xingu PA BM 5.500,0 dez-13 Indicativa
Toricoejo Das Mortes MT SE/CO/RO 76,0 jan-14 Indicativa
Castelhano Parnaíba PI/MA NE 96,0 mar-14 Indicativa
Juruena Juruena MT SE/CO/RO 46,0 mai-14 Indicativa
Jataizinho Tibagi PR S 155,0 ago-15 Indicativa
TOTAL 31.144,5
SE/CO/RO = subsistema Sudeste/C. Oeste/Rondônia, S = subsistema Sul, NE = subsistema Nordeste, N/Man =
subsistema Norte/Manaus, MD = subsistema Madeira, BM = subsistema Belo Monte
39
Os percentuais de participação de cada subsistema na capacidade instalada
hidrelétrica de janeiro de 2006 a dezembro de 2015 são apresentados na Figura 1.
Observe-se que para a referida análise foi considerada a importação de Itaipu
proveniente da potência contratada do Paraguai.
Figura 1: Participação da Capacidade Instalada Hidrelétrica por Subsistema (PDEEE, 2006).
Note-se que a capacidade instalada do SIN em janeiro de 2006 inclui o conjunto
dos empreendimentos que já se encontram em operação comercial nos sistemas
isolados Acre-Rondônia e Manaus-Macapá. A análise da participação da capacidade
instalada hidrelétrica resultante permite identificar que os aproveitamentos Belo
Monte, Santo Antônio e Jirau (rio Madeira) serão responsáveis por 10% da capacidade
total instalada do SIN no final do horizonte decenal.
40
De acordo com os dados apresentados na Tabela 11, verifica-se um acréscimo de
40% na oferta de geração hidrelétrica no período 2006-2015, totalizando 104.000 MW
no final desse período.
A Tabela 12 apresenta as obras de geração termelétrica programadas até 2015:
Tabela 12: Programa de Obras de Geração Termelétrica (PDEEE, 2006).
Usina Subsistema Combustível
Potência
(MW)
Data Classificação
670
123 mar-06
370 ago-06
Óleo Diesel 347
Gás Natural 3 dez-06
166
316 fev-07
Vale do Açu NE Gás Natural 340 mar-07 Em Construção/Ampliação
240
110 jan-08
160
90 jan-08
Cubatão SE/CO/RO Gás Natural 216 jul-08 Em Construção/Ampliação
Goiânia II - BR SE/CO/RO Óleo Diesel 140 nov-08 Leilão 2005
Biomassa - LEN 2005 SE/CO/RO Biomassa 267 nov-08 Leilão 2005
Araucária S Gás Natural 469 dez-08 Em Construção/Ampliação
Jacuí S Carvão Mineral 350 dez-08 Leilão 2005
Candiota III S Carvão Mineral 350 dez-09 Leilão 2005
Carvão Indic. S S Carvão Mineral 350 dez-10 Indicativa
450 dez-10
400 dez-11
450 dez-12
Biomassa Indic. NE NE Biomassa 250 dez-10 Indicativa
2.450 dez-10
100 dez-11
Angra III SE/CO/RO Urânio 1.309 dez-12 Indicativa
TOTAL 10.486
Termorio SE/CO/RO Gás Natural Em Construção/Ampliação
Três Lagoas
Camaçari (D/G) NE Em Construção/Ampliação
Em Construção/AmpliaçãoÓleo DieselSE/CO/ROSanta Cruz Nova (D)
IndicativaGás NaturalNE
Em Construção/AmpliaçãoGás NaturalSE/CO/RO
Gás NE
SE/CO/RO = subsistema Sudeste/C. Oeste/Rondônia, S = subsistema Sul, NE = subsistema Nordeste. No
caso de ampliações e motorizações, a potência corresponde ao valor incremental do ano.
Canoas
IndicativaBiomassaSE/CO/ROBiomassa Indic. SE
Em Construção/AmpliaçãoGás NaturalS
41
O montante indicado de expansão termelétrica para o Nordeste utilizando gás
natural como combustível representa apenas a necessidade de energia complementar
para o atendimento da região. Estudos complementares, a serem realizados pela
Empresa de Pesquisa Energética (EPE), avaliarão a melhor composição do mix de
combustíveis (gás natural/bicombustível e/ou carvão) para geração térmica indicativa
de 2.450 MW, bem como a viabilidade de redução deste montante com adoção de
novos projetos de geração eólica.
Os percentuais de participação de cada subsistema na capacidade instalada
termelétrica de janeiro de 2006 a dezembro de 2015 são apresentados na Figura 2:
Figura 2: Participação da Capacidade Instalada Termelétrica por Subsistema (PDEEE, 2006).
Analogamente à análise das participações dos subsistemas na capacidade
instalada hidrelétrica, a capacidade termelétrica do SIN em janeiro de 2006 inclui a
42
potência dos empreendimentos que já se encontram em operação comercial nos
sistemas isolados de Acre-Rondônia e Manaus-Macapá. Observa-se que a participação
do subsistema Nordeste na capacidade instalada termelétrica do SIN aumenta de 13%
para 22% e a do Sudeste reduz em 6% ao longo do horizonte de análise. De acordo
com os dados apresentados anteriormente, verifica-se um acréscimo de 69% na oferta
de geração termelétrica no período 2006-2015, totalizando, aproximadamente, 26.000
MW de capacidade instalada no SIN no final desse período.
A Figura 3 sintetiza a evolução da potência instalada hidrotérmica total e por
fonte. Este gráfico permite avaliar a diversificação da matriz de eletricidade e a
evolução, dentre outros, da participação do PROINFA.
Figura 3: Evolução da Participação dos Diversos Tipos de Fonte (% de Capacidade Instalada) (PDEEE, 2006).
43
O programa de referência de geração contempla, portanto, uma expansão
hidrelétrica de aproximadamente 31.000 MW e uma expansão térmica de cerca de
10.000 MW, mantendo-se a participação de capacidade hidrelétrica em torno de 73%
até 2015.
Deve-se ressaltar que as ofertas de geração termelétrica com base em gás
natural/bicombustível consideradas para complementar o balanço energético, poderão
vir a se concretizar a partir dos níveis de competitividade de outros potenciais, tais
como: termelétricas a carvão mineral, a biomassa, cogeração, geração eólica, etc.
Considera-se que haverá tempo hábil para tomada de decisão e implementação da
solução.
A seguir, são apresentados os seguintes parâmetros energéticos associados à
expansão da geração: probabilidade de ocorrência de déficits e os custos marginais de
operação.
A Tabela 13 apresenta os riscos de ocorrência de déficits de energia de qualquer
valor para cada um dos quatro subsistemas que tem carga representada.
Tabela 13: Riscos de Déficit (PDEEE, 2006).
SE/CO/RO S NE N/Man
2006 0,1 0,3 0,4 0,5
2007 1,5 0,7 2,5 3,4
2008 2,2 1,9 3,4 4,7
2009 1,3 0,3 2,2 2,5
2010 2,3 1,4 1,8 2,8
2011 3,3 1,7 2,3 3,2
2012 2,6 1,7 3,3 4,4
2013 2 0,9 1,7 1,7
2014 1,5 0,6 0,9 0,8
2015 1,8 1,3 1,8 1,8
Risco Anual de Déficit (%)
Ano
Pelos resultados apresentados, verifica-se que os riscos de déficit resultantes para
a configuração de referência atendem ao critério de garantia de suprimento do CNPE
(riscos não superiores a 5%) ao longo do período de expansão, 2009 a 2015.
A Tabela 14 apresenta os correspondentes valores dos custos marginais de
operação médios anuais.
44
Tabela 14: Custos Marginais de Operação Médios Anuais (PDEEE, 2006).
SE/CO/RO S NE N/Man
2006 25 26 17 19
2007 70 70 70 72
2008 164 163 153 157
2009 105 99 106 106
2010 96 85 98 98
2011 124 111 122 124
2012 122 113 128 128
2013 115 105 115 116
2014 122 111 119 119
2015 84 79 87 88
R$/MWh
Ano
Observa-se que a expansão da geração atende aos critérios descritos
anteriormente, com a igualdade entre o custo marginal de operação e o custo marginal
de expansão (valores de custos marginais de operação inferiores a R$ 130,00/MWh) e
riscos de déficit não superiores a 5% em qualquer subsistema ao longo de todo o
período de expansão da geração (2009 a 2015).
Ao analisar os montantes dos custos marginais de operação, destacam-se os
valores elevados para o ano de 2008, que é o imediatamente anterior ao período de
expansão da geração, que tem início em 2009. Entretanto, não se justifica a
necessidade de expansão estrutural da geração para esse ano, com base nos seguintes
aspectos: a baixa probabilidade de déficit para o ano de 2008, com valores atendendo
ao critério de garantia de suprimento (entre 1,9% e 3,4% para os subsistemas SE, NE e
S); o fato de a ocorrência se dar em apenas um ano isolado no horizonte da operação;
além de que as condições de atendimento de 2008 estarem sujeitas à influência
conjuntural das condições de armazenamento e de tendência hidrológica.
O total de investimentos associados às novas usinas que compõem a
configuração de referência de geração para o período 2009 a 2015 resultou da ordem
de R$ 75 bilhões, sendo: R$ 60 bilhões referentes a usinas hidrelétricas e R$ 15
bilhões em usinas termelétricas. Um alto investimento que resultará em diversos
impactos sócio-ambientais considerados o grande obstáculo para que se tornem
realidade os planos governamentais para a expansão do parque gerador nacional, como
é apresentado no Capítulo 3.
45
3 REPOTENCIAÇÃO DE USINAS HIDRELÉTRICAS
O presente capítulo apresenta um panorama geral sobre os aspectos técnicos e
econômicos que envolvem a repotenciação de usinas hidrelétricas, particularmente de
PCHs, e quais as perspectivas para este empreendimento no cenário energético atual.
3.1 DEFINIÇÃO
A repotenciação de um empreendimento ou equipamento corresponde a todas as
obras que tem por objetivo gerar ganhos de potência e de rendimento.
Para se realizar a repotenciação de usinas hidrelétricas, o primeiro passo é fazer
uma análise técnica precisa e criteriosa, verificando a eficiência da geração de energia
e o estado atual de seus componentes mais importantes em relação à confiabilidade
operacional que se espera da usina. Feita esta análise, é possível otimizar a geração
elétrica, prevenir as paradas não programadas, introduzir oportunamente ações
corretivas e também estimar as condições dos equipamentos e quanto tempo ainda
resta de vida útil dos mesmos.
Após a avaliação do desempenho integrado de uma usina e de suas unidades
separadamente, as opções a serem consideradas são (VEIGA, 2001):
Desativação;
Reparo e prosseguimento operacional;
Reconstrução;
Reabilitação.
No caso de ser detectar na avaliação baixa confiabilidade e baixo fator de
capacidade que podem comprometer a disponibilidade futura da máquina, o
investimento no empreendimento não é justificado, optando-se então pelo reparo ou,
até mesmo, pela desativação da usina.
A opção reconstrução implica na total substituição dos principais componentes e
de estruturas importantes para a otimização do recurso, resultando na construção de
uma usina essencialmente nova. Esta opção é mais aplicada em PCHs e em usinas
termelétricas.
46
A reabilitação, mais comumente aplicada em grandes centrais hidrelétricas, visa
aumentar a vida útil, melhorar o rendimento, incrementar a confiabilidade, reduzir a
manutenção e simplificar a operação.
A reconstrução e reabilitação de usinas é uma oportunidade para se efetuar a
modernização do empreendimento, inserindo novas tecnologias na operação,
automatizando e, até mesmo, tornando-as desassistidas através da digitalização e
informatização dos sistemas de comando e controle.
Conceitualmente, a energia produzida anualmente (EP) obedece à equação (1):
FCPtEP
(1)
Onde:
t = Número de horas por ano (t = 8760 horas).
P = Potência Instalada (total das potências nominais das unidades geradoras);
FC = Fator de Capacidade (Relação entre a potência gerada e a potência instalada
da usina);
O objetivo da repotenciação é aumentar a quantidade de energia elétrica
produzida. Analisando a equação (1), este objetivo pode ser atingido pelo aumento da
potência instalada ou do fator de capacidade.
O fator de capacidade original das máquinas pode ser recuperado através de
ações presentes na reconstrução e reabilitação. O reparo interfere no fator de
capacidade, apenas pela redução de paradas para manutenção corretiva da usina.
Quando o fator de capacidade das máquinas apresenta uma diminuição significativa, a
repotenciação torna-se uma necessidade.
A reconstrução pode interferir diretamente na potência instalada quando, através
de estudos hidrológicos precisos, verifica-se a possibilidade de aumentar a capacidade
instalada da usina. A substituição de máquinas pode resultar em aumentos
significativos na energia gerada, sem a necessidade de alterações na estrutura civil.
A viabilidade econômica de uma obra de repotenciação é verificada quando o
custo de energia produzida atinge valores menores que os de referência de
comercialização. Desta forma, este custo passa a ser considerado um índice de
47
sensibilidade para seleção dos melhores investimentos em repotenciação (BERMANN
et al., 2004).
Nos projetos de repotenciação, é necessário que o custo da obra e o ganho de
produção de energia sejam muito bem detalhados para determinar a sua atratividade.
Para tanto, basta retirar o custo dos capitais não amortizados anteriormente, os custos
de outras partes da obra que não de repotenciação e os custos administrativos da usina
que continuam os mesmos (eventualmente até menores), para se obter o valor presente
anualizado dos custos.
No caso de usinas que serão reativadas após passar por um processo de
repotenciação, deverá ser feita uma análise econômica cautelosa, pois além dos custos
das obras de repotenciação, devem ser acrescentados os custos administrativos e
operacionais da usina que anteriormente inexistiam.
Dependendo do tempo de amortização do investimento encontrado no estudo de
viabilidade, pode-se chegar à conclusão de que o empreendimento não é
economicamente viável.
3.2 AVALIAÇÃO TÉCNICA DA REPOTENCIAÇÃO
A repotenciação de usinas hidrelétricas é um empreendimento que envolve
aspectos técnicos, econômicos e ambientais como fatores decisivos para a análise da
viabilidade. Os resultados econômicos são, sem dúvida, a principal variável que
determina a viabilidade de um projeto de repotenciação, já que, diferente da
construção de uma nova usina, não encontra barreiras na legislação ambiental que vem
sendo o principal obstáculo para a liberação de muitos empreendimentos energéticos.
Em um projeto de repotenciação, é através de um detalhado estudo técnico que se
consolida uma análise econômica confiável.
Usinas construídas há mais de duas décadas já necessitam de manutenção mais
minuciosa e prolongada. Nesse caso, o acréscimo de geração torna-se atraente devido
ao custo ser de natureza incremental, não arcando com investimentos em
desapropriação, construção de barragem, vertedouro, casa de máquinas, tomada
48
d’água, conduto forçado, comportas, etc. Além disso, os custos ambientais são
praticamente nulos.
Outro detalhe importante é que etapas como o projeto, a fabricação dos
equipamentos, entre outras, são feitas com a usina em operação sendo bastante
limitada a necessidade de paradas.
A decisão também envolve estudos preliminares sobre a vida útil da usina e seus
principais equipamentos, considerando seu ritmo de envelhecimento. Esta é uma
análise que vai definir a extensão da obra, seu orçamento e seu custo benefício.
Para a elaboração do Estudo de Viabilidade da obra de repotenciação as seguintes
avaliações preliminares da usina devem ser realizadas (VEIGA, 2001):
Taxa de disponibilidade das unidades geradoras;
Queda da eficiência operacional das unidades geradoras;
Perspectivas de ganhos de potência e energia com a repotenciação mínima,
leve ou pesada, tendo em vista a reabilitação das unidades geradoras e qual é o
sistema, Interligado (SIN) ou Isolado, que será beneficiado com o acréscimo
de energia;
Análise de sensibilidade das oportunidades de negócio para avaliação
econômica (levantamento dos custos/benefícios de cada alternativa de
repotenciação).
A Tabela 15 indica os pontos possíveis de se obter ganhos de potência:
Tabela 15: Ganhos da Repotenciação (VEIGA, 2001).
Recapacitação Tipo Percentual de Ganho
Hidrológica Energia/Potência 10 a 15%
Circuito Hidráulico Potência Até 1%
Turbina Potência 2 a 5%
Gerador Potência 20 a 30%
Esta tabela permite uma avaliação preliminar da extensão da repotenciação que
se pretende executar. Vale lembrar que paradas para recapacitar turbinas ou geradores
levam de seis a nove meses e nestas paradas é conveniente desenvolver em paralelo as
outras reabilitações dos equipamentos.
49
A avaliação definitiva da usina deve constar das seguintes etapas:
Avaliação Hidrológica:
Consiste na análise dos dados antigos e novos da série histórica de vazões do rio
que poderá concluir pela revisão do projeto hidrológico, motivado por alterações
climáticas, maior série de dados coletados e, inclusive, melhores condições de
monitoramento dos reservatórios. Neste estudo se reavalia vazão assegurada, queda de
projeto, potência assegurada e energia assegurada.
Para Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs), devem sempre estar previstos
novos estudo hidrológicos, devido a prática de não se esgotar o potencial hidrelétrico
disponível nas construções mais antigas e, no caso de usinas à fio d’água, isso é um
fator decisivo na avaliação da real capacidade de geração de energia elétrica.
Avaliação do Circuito Hidráulico:
É o diagnóstico do estado das estruturas civis e mecânicas do circuito hidráulico
da máquina, desde as grades na tomada d’água até o tubo de sucção, que podem
provocar perdas de carga. Existe uma série de componentes no circuito hidráulico que
se deterioram com o tempo e que devem ser recuperados como vigas, as próprias
grades, a caixa espiral e septos tanto da tomada d’água como da sucção. A recuperação
se constitui em eliminar incrustações, deformações e desgastes tanto das partes
metálicas como de concreto, diminuindo a rugosidade das paredes e peças.
Avaliação da Turbina:
Exige o estudo da sua documentação de projeto e de seu prontuário de
manutenções, a inspeção visual detalhada do seu estado de conservação, ensaios de
vibração do eixo e a execução de ensaios de rendimento operacional. O ensaio de
rendimento da turbina é o ensaio que vai determinar a viabilidade da sua
repotenciação, isto é, o restabelecimento de suas condições originais ou, até mesmo, a
50
substituição de sua roda. Este ensaio é conhecido como “Index Test” e se utiliza da
vazão medida na entrada da caixa espiral da turbina, da queda líquida e do rendimento
do gerador, para comparar a potência motora à potência produzida e, então, determinar
o rendimento da turbina.
Avaliação do Gerador:
Consiste na análise da idade, das características e do estado de envelhecimento
provocado pelos esforços térmicos, elétricos, ambientais e mecânicos (TEAM). Deve-
se verificar no prontuário do gerador a existência de sobrecargas imprevistas como
excesso de temperatura ou deficiência de construção como desgaste da isolação por
efeito corona. Para que a avaliação tenha um alto índice de confiabilidade, deve-se
adotar um programa para a avaliação das condições dos componentes do gerador,
como: enrolamento do estator, enrolamento de campo, ranhuras do enrolamento do
estator, núcleo do estator, rotor, etc.
Avaliação do Sistema de Transformação e Transmissão:
O circuito elétrico em série na saída dos terminais do gerador precisa ser
examinado em sua totalidade: disjuntor, barramento de fases isoladas ou cabos
elétricos, transformador elevador e assim por diante. Deve ser feita a verificação da
compatibilidade da capacidade da instalação com as novas condições de operação da
usina, a confiabilidade de seus equipamentos e suas conexões.
Avaliação Geral:
Logicamente, não devem ser alteradas as condições de dimensionamento
estrutural da usina, como por exemplo, o nível máximo do reservatório, que deve ser
mantido até por problemas de desapropriação e impactos ambientais, mas pode-se,
devido aos estudos hidrológicos, trabalhar com outras condições de operação.
51
Os equipamentos ou estruturas dispostos em série devem ser avaliados em
conjunto quando se processa a modificação de um deles, principalmente quando há
elevação de potência.
No caso de repotenciação que resulta em modificações na roda da turbina, devem
ser examinados também, o circuito hidráulico da casa de força (constituído de tomada
d’água, conduto forçado, caixa espiral e distribuidor da turbina, roda da turbina, tubo
de sucção e canal de fuga), o eixo da turbina (no que diz respeito ao acréscimo de
torque) e o gerador (no que se refere ao torque e aquecimento). Um acréscimo de
vazão que o aumento de potência requer, deverá ocasionar uma sobrepressão maior no
conduto forçado.
Equipamentos periféricos, como regulador de velocidade ou sistema de excitação
do gerador, devem sofrer modificações específicas neste caso. Em relação aos
reguladores, eles podem ser substituídos totalmente por reguladores digitais de última
geração, ou mesmo passar por uma adaptação, substituindo algumas peças e acessórios
por outros mais modernos, resultando num aumento da confiabilidade e eficiência do
sistema.
3.2.1 Repotenciação do Grupo Turbina-Gerador
A reabilitação do grupo turbina-gerador deve ser estudada com detalhes depois
de concluída a etapa de diagnósticos e estudos da usina. Assim, é possível verificar as
condições reais em que se encontra a usina e qual o tipo de repotenciação é viável para
ser efetuada.
A Tabela 16 apresenta as alternativas de repotenciação para o grupo turbina-
gerador:
Tabela 16: Alternativas de Repotenciação das Unidades Geradoras (VEIGA, 2001).
Repotenciação Pot. Turbina Gerador Operação
Mínima
2,50% Reparo Reparo Base
Leve
10% Reparo (operação no limite) Repotenciação (cl. isolação) Base/Ponta
20% Nova Condição Operação
30% Substituição da Roda
Base/PontaRepotenciação (geral)
Pesada
52
Repotenciação Mínima:
A Repotenciação Mínima pode proporcionar ganhos de capacidade da ordem de
2,5%, correspondendo ao reparo da turbina e do gerador. Este reparo é a recuperação
dos componentes desgastados, proporcionando a extensão da vida útil do equipamento.
O rotor de uma turbina hidráulica pode estar sujeito a desgaste operacional em
função das condições operacionais do hidrogerador, das características de projeto e das
propriedades do material empregado na sua construção. A causa mais comum de
desgaste de um rotor é a erosão por cavitação. O fluxo de água sobre a pá do rotor de
uma turbina hidráulica gera campos de pressão ao longo da superfície da pá. Nas
regiões da superfície da pá, onde a pressão atinge valores inferiores à pressão de vapor
da água na temperatura de operação da turbina, formam-se bolhas de vapor de água
(cavidades). Essas bolhas são conduzidas pelo fluxo até atingirem regiões com pressão
superior à pressão de vapor e condensam-se instantaneamente. A partícula de água
condensada é projetada abruptamente sobre a superfície da pá. O martelamento
gerado, pelo impacto das partículas líquidas sobre as pás do rotor, gera um processo de
carregamento operacional do rotor. Essas regiões sofrem solicitações dinâmicas que
causam fadiga ocasionando a perda de material da superfície das pás, que é a erosão
por cavitação (FILIPPIN; LIRA, 2001). Como as superfícies perdem o seu perfil
original e ideal, por apresentarem crateras, o desempenho da turbina fica prejudicado
em termos de rendimento (transformação da energia hidráulica em energia mecânica) e
de resistência mecânica, além de poder desenvolver um processo de cavitação
acelerado. A atividade de reparo aplicada nesse caso é a reposição do material perdido
na erosão por cavitação, recompondo o perfil das pás. Essa reposição de material é
feita por soldagem a arco elétrico (FILIPPIN; LIRA, 2001).
As outras atividades que contribuem para a recuperação da turbina hidráulica e
do gerador seria substituir todos os elementos ou materiais que estiverem apresentando
desgastes e aqueles que se tornaram obsoletos. Isto pode implicar em modificações nos
eixos e mancais de guia das turbinas, nos enrolamentos de campo e do estator do
gerador, no rotor, nos sistemas de ventilação, nas vedações, nas lubrificações, na
isolação dos componentes do gerador e na instrumentação.
53
A Repotenciação Mínima prevê a continuidade da operação das unidades
geradoras sob as mesmas condições originais, normalmente como o projeto elaborado
na fase de construção da usina, fornecendo energia de base.
Repotenciação Leve:
A Repotenciação Leve, que prevê ganhos de capacidade da ordem de 10% de
acordo com a ANEEL, consiste em acumular água para operação na ponta ou, se
houver condições hidrológicas, na base, operando na capacidade limite de projeto da
turbina. Isto exige que seja realizado o reparo da turbina e a verificação da resistência
mecânica de componentes.
O próprio processo de soldagem a arco elétrico para repor na turbina o material
perdido na erosão por cavitação, insere tensões residuais na região denominada Zona
Termicamente Afetada (ZTA). O nível de tensão residual é função do tipo de material
de base, do processo de soldagem empregado, da velocidade de resfriamento e da
geometria e condições de apoio da estrutura. As tensões residuais reinantes em cada
porção de material se somam às tensões de trabalho (tensões operacionais), podendo
levar esta região da estrutura à falha mesmo com as cargas operacionais dentro do
limite de projeto (FILIPPIN; LIRA, 2001).
As medidas que minimizam falhas como trincas nas pás dos rotores das turbinas
são: otimização da faixa de operação, emprego de materiais mais resistentes à
cavitação nas recuperações dos rotores, o emprego de processos de soldagem a arco
elétrico com menor aporte de calor e o alívio das tensões residuais. O método mais
eficiente para aliviar as tensões residuais seria o tratamento térmico localizado, que
consiste em aquecer a região a ser aliviada até uma temperatura definida em função
das composições do material de base do rotor e do material de adição a ser empregado
na soldagem de reparo, por um período de tempo suficiente, para que ocorra uma
acomodação desta região sob uma nova condição de equilíbrio isento de tensões, ou
pelo menos com menor intensidade (FILIPPIN; LIRA, 2001).
A Repotenciação Leve exige também que o gerador melhore suas condições de
isolamento, devido ao seu maior aquecimento na operação. Os enrolamentos dos
54
geradores antigos construídos com isolação da classe de temperatura B, que suportam
a temperatura de até 120
o
C, possuem vida útil de 25 anos. Desta forma, a
repotenciação pode implicar na substituição do enrolamento do estator, mudando não
só a sua secção condutora, como também a classe de temperatura de B para F que
suporta temperatura de 155
o
C (VEIGA, 2001). Essa mudança permite instalar, na
mesma ranhura existente no núcleo do estator, barras com secção maior de cobre e
uma secção menor de isolação com o mesmo poder dielétrico. O enrolamento de
campo do gerador, quase sempre suporta um acréscimo de potência da ordem de 20%,
sem necessidade de ser substituído. Recomenda-se a modernização do equipamento de
excitação por serem constituídos de máquinas rotativas.
Com o aumento da potência gerada, aumenta-se o calor dissipado pelos
componentes do gerador, sendo necessário verificar se o sistema de ventilação está de
acordo com as modificações realizadas com o processo de repotenciação. O projeto de
ventilação deverá sofrer modificações como: inserir ventiladores maiores (sistemas de
ventilação do tipo aberto), aumentar o fluxo de água (sistemas de resfriamento à água)
ou resfriar a água dos radiadores (sistemas de ventilação do tipo circuito fechado com
radiadores).
Repotenciação Pesada:
A Repotenciação Pesada que, segundo a classificação da ANEEL, prevê ganhos
de 20% a 30% na capacidade instalada, corresponde a aproveitamentos onde estudos
hidrológicos indicam novas curvas de permanência dos reservatórios e, portanto,
novos valores de energia assegurada. Sendo assim, torna-se necessária a substituição
da roda da turbina para que ela opere sob novas condições de projeto. O gerador
deverá sofrer repotenciação completa, pela troca de classe de isolação, substituição de
enrolamento, chapas de núcleo e, possivelmente, até a substituição do rotor. No caso
de ser verificado um valor de capacidade de geração muito superior ao instalado, pode
ser viável a troca completa do grupo turbina-gerador.
Pode-se citar como sendo um caso “record” de repotenciação a usina hidrelétrica
americana Hoover Dam, cujo ganho de potência chegou a 51% (VEIGA, 2001).
55
3.3 AVALIAÇÃO ECONÔMICA DA REPOTENCIAÇÃO
A avaliação econômica preliminar de um projeto de repotenciação é feita por
índices estatísticos de custos da obra.
A Tabela 17 apresenta os índices referentes ao ganho percentual de potência em
quilowatt (kW) e o custo por quilowatt (US$/kW) de acordo com os itens envolvidos
em um processo de repotenciação:
Tabela 17: Custos de Repotenciação (VEIGA, 2001).
Repotenciação Ganho kW (média) Custo por kW
Estudos de Projetos
7% da obra
Circuito Hidráulico
Até 1% US$ 200
Turbina
2 a 15% US$ 300 a 700
Gerador
20 a 30% US$ 200 a 600
A reavaliação do potencial hidráulico para verificar a possibilidade de aumentar a
capacidade instalada da usina está inserida no item Estudos e Projetos. Se a opção for a
reconstrução da usina, devem ser acrescentados os custos das novas estruturas civis,
dos novos equipamentos eletromecânicos e dos impactos sócio-ambientais.
Na análise econômica de um projeto de repotenciação devem ser considerados
somente os custos que proporcionam ganhos de energia gerada, ou seja, qualquer outro
custo da usina que não esteja associado à repotenciação, deve ser tratado
separadamente para não inviabilizar o projeto em questão.
O orçamento de um estudo de repotenciação é a etapa principal para que a análise
econômica do empreendimento seja precisa e confiável. Para tanto, devem ser
detalhadas as quantidades e os custos unitários dos equipamentos e dos serviços da
obra de repotenciação. Os custos com as obras civis devem ser levantados com
precisão a partir de estudos do projeto proposto. Os custos de equipamentos e serviços
devem ser obtidos por pesquisas em empresas da área, por composição de preços
considerando as características do local do empreendimento quanto a fornecimento de
materiais e mão de obra, consulta a órgãos públicos ou a tabelas de preços unitários
publicadas. Ao custo de aquisição de materiais, devem ser computados os custos de
56
inspeção, transporte, montagem, supervisão, comissionamento, impostos, taxas e
seguros.
Para se realizar a repotenciação em uma usina hidrelétrica é necessário parar as
máquinas, significando que durante este tempo não haverá geração de energia elétrica.
Se houver a possibilidade de realizar a repotenciação em etapas, indisponibilizando
uma máquina de cada vez, a usina consegue manter parte de sua energia gerada. De
uma forma ou de outra, a usina acaba perdendo a receita obtida com a comercialização
da energia elétrica devido à indisponibilidade da unidade geradora que alimenta o
sistema elétrico. Os custos de indisponibilidade devem ser levados em consideração na
análise econômica de um projeto de repotenciação.
Entretanto, além do tempo que envolve um processo de repotenciação, deve se
considerar o tempo de indisponibilidade das máquinas devido às paradas para as
manutenções corretivas e contingências do sistema. Essas paradas indesejáveis na
geração de energia elétrica representam um importante índice para se avaliar o
momento em que a repotenciação torna-se necessária. A repotenciação deverá
diminuir a ocorrência de falhas nas máquinas, diminuindo, consequentemente, a
indisponibilidade não planejada das mesmas.
Se comparada ao tempo necessário para se construir uma nova usina, a
repotenciação apresenta um período de indisponibilidade curto, que pode variar de
quatro a nove meses, destacando ainda que o fornecimento de material e os
preparativos para a repotenciação podem ser feitos com a usina em operação. Para uma
máquina de 100 MW, por exemplo, o custo de indisponibilidade referente a quatro
meses, seria de US$ 10 milhões, para um custo de energia produzida de US$ 30/MWh
(VEIGA, 2001).
No caso da repotenciação de usinas hidrelétricas desativadas, o custo de
indisponibilidade não deve ser considerado na análise econômica, já que a usina não
estava produzindo energia antes de ser repotenciada. Entretanto, devem ser
incorporados no estudo de viabilidade econômica os custos administrativos da usina
como operação e manutenção, incluindo mão de obra, energia consumida pela própria
usina, materiais de consumo e de manutenção. Além desses, o custo referente às
perdas nas linhas de transmissão também pode ser levado em consideração no caso de
57
usinas que se encontram fora de operação. Neste contexto, as Pequenas Centrais
Hidrelétricas apresentam vantagens intrínsecas quando comparadas às grandes usinas,
pois se localizam próximas ao centro consumidor, aumentando a oferta de energia com
significativa redução dos custos e perdas nas linhas de transmissão, melhorando,
assim, a confiabilidade do Sistema Elétrico de Potência.
A viabilidade econômica de um projeto de repotenciação é verificada quando a
receita obtida com o empreendimento é suficiente para resultar em um tempo de
amortização do investimento em torno de cinco anos, como tem sido praticado pelos
investidores (BERMANN et al., 2004).
As receitas que devem ser contabilizadas na análise econômica são aquelas
referentes à comercialização da energia gerada e à comercialização dos créditos de
carbono obtidos com a repotenciação.
Para se chegar aos valores referentes à comercialização da energia, deve-se
comparar a energia produzida antes e depois da repotenciação. No caso de usinas que
encontram-se em operação antes de serem submetidas à repotenciação, desconta-se da
nova energia aquela parcela que já vinha sendo produzida anteriormente. Somente a
receita obtida com o ganho de energia deverá ser incluída na análise econômica do
empreendimento. No caso de usinas que encontram-se desativadas, deve-se considerar
na análise econômica a receita obtida com a comercialização de toda a energia
produzida.
A outra receita que pode ser obtida com um projeto de repotenciação é através da
comercialização dos créditos de carbono que este tipo de empreendimento pode gerar.
A repotenciação de usinas hidrelétricas coloca energia limpa e renovável no sistema
elétrico, enquanto uma usina termelétrica, por exemplo, gera energia através da
queima de combustíveis fósseis que emite gases de efeito estufa (GEEs) na atmosfera.
Deste modo, considera-se que o ganho de energia obtido com a repotenciação pode
substituir a energia que seria gerada por uma usina termelétrica, contribuindo para o
atraso de seu acionamento ou, até mesmo, para a sua desativação. Sendo assim, a
emissão de gases de efeito estufa que estaria sendo evitada é convertida em créditos de
carbono que, se comercializados, contribuem para a viabilização econômica de
projetos de repotenciação.
58
Os cálculos que compõem a estudo de viabilidade econômica de um projeto de
repotenciação são apresentados a seguir. Todas as variáveis de decisão referentes aos
custos, receitas, taxas de juros e tempo de retorno são anualizadas:
Receita Anual Total da Obra de Repotenciação (R
T
):
CCEET
RRR (2)
Onde:
R
EE
= Receita obtida com a comercialização de energia elétrica (R$);
R
CC
= Receita obtida com a comercialização de créditos de carbono (R$).
Receita Anual da Comercialização de Energia Elétrica (R
EE
):
DEEE
TPTFCPR 10008760 (3)
Onde:
8760 = Número de horas em um ano;
P = Ganho de potência com a repotenciação (MW);
FC
= Fator de capacidade;
T
E
= Tarifa de venda de energia elétrica (R$/MWh);
T
D
= Tarifa de demanda de energia elétrica (R$/kW).
Receita Anual da Comercialização de Créditos de Carbono (R
CC
):
CCC
TFEFCPR 8760 (4)
Onde:
FE= Fator de emissão de CO
2
e
5
(tCO
2
e/MWh) ;
T
C
= Tarifa de venda de créditos de carbono (R$/tCO
2
e).
5
O CO
2
equivalente (CO
2
e) é a representação padrão de crédito de carbono, sendo que to
dos os outros gases de
efeito estufa são convertidos para unidades de massa de CO
2
.
59
Sendo que o fator de emissão (FE) é calculado por (MCT/ACM0002, 2006):
)_5,0()_5,0( MCFEMOFEFE
(5)
Onde:
FE_MO= Fator de emissão de CO
2
e na margem operacional (tCO
2
e/MWh);
FE_MC= Fator de emissão de CO
2
e na margem construtiva (tCO
2
e/MWh).
O cálculo do fator de emissão de CO
2
e é apresentado com detalhes no Capítulo 4.
Custo Total da Obra de Repotenciação (C
T
):
ACILTTEMOEPT
CCCCCCCCC
&
(6)
Onde:
C
P
= Custo de projeto (R$);
C
E
= Custo de repotenciação dos equipamentos eletromecânicos (R$);
C
O&M
= Custo operacional e manutenção (Usina Desativada) (R$);
C
TE
= Custo dos tributos e encargos (Usina Desativada) (R$);
C
LT
= Custo das perdas em Linhas de Transmissão (Usina Desativada) (R$);
C
I
= Custo de indisponibilidade (Usina em Operação) (R$);
C
C
= Custo com obras civis (Reconstrução) (R$);
C
A
= Custo com impactos ambientais (Reconstrução) (R$).
O custo de projeto (C
P
) representa 7% do custo total, como apresentado
anteriormente.
O custo que envolve a aquisição de equipamentos (C
E
) deve considerar:
Impostos: 15%;
Transporte e Seguro: 5%;
Montagem e Teste: 10%.
Essas porcentagens incidem sobre preço de venda dos componentes a serem
adquiridos (ELETROBRÁS/PCH-COM, 2007).
60
Para o custo operacional e manutenção (C
O&M
) e os custos de tributos e encargos
(C
TE
) são adotados os valores apresentados nos Estudos para Licitação da Expansão da
Geração, desenvolvidos pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), em particular o
caso da Avaliação Técnica Orçamentária para o Aproveitamento Hidrelétrico
Cambuci, sendo estes:
PIS (Programa de Integração Social) = 1,65% da receita bruta;
CONFINS (Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social) =
7,60% da receita bruta;
CPMF (Contribuição Provisória sobre Movimentação Financeira) = 0,38% da
receita bruta;
TFSEE (Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica) = 0,5% do
valor de referência (R$ 1,66/kW.ano para a Usina Cambuci);
P&D (Projeto e Desenvolvimento) = 1% da receita operacional líquida;
CFURH (Contribuição Financeira para o Uso dos Recursos Hídricos) =
6,75% do valor de referência (R$ 3,78/MWh para a Usina Cambuci);
IR (Imposto de Renda) = 25% do lucro antes do imposto de renda anual
(LAIR);
CSLL (Contribuição Social sobre o Lucro Líquido) = 9,0% do LAIR anual;
UBP (Uso do Bem Público) = 0,5% da receita bruta;
O&M (Operação e Manutenção) = R$ 2,50/MWh;
TUST (Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão) = R$ 2,16/MWh (valor
referente à usina Cambuci);
TUSD (Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição) = R$ 4,11/MWh (valor
referente à usina Cambuci);
O custo referente às perdas em Linhas de Transmissão (C
LT
) dependerá da
localização da usina. Quanto mais próxima a usina estiver do centro de consumo,
menor será o índice de perda na transmissão de energia (k). Este custo deve ser
considerado tanto nos casos em que a usina encontra-se em operação, quanto
desativada antes de ser submetida à repotenciação. Isto se deve ao fato de que qualquer
incremento na energia gerada pela usina representará um aumento nas perdas em
linhas de transmissão. Sendo conhecido o índice de perdas k, basta multiplicá-lo pela
61
receita referente à comercialização da energia elétrica que diz respeito apenas ao
ganho obtido com a repotenciação da usina, para se obter o custo referente ao que se
perde na transmissão de energia elétrica e que deve ser levado em consideração no
estudo de viabilidade econômica do empreendimento.
Tempo de Retorno do Investimento, em anos (n) (HADDAD, 2005):
i
i
A
C
n
T
1ln
1ln
(7)
Onde:
C
T
= Custo total da obra de repotenciação (R$);
A= Custo anual equivalente do projeto de repotenciação (R$);
i= Taxa de juros ao ano sobre o investimento.
O valor da taxa de juros, considerados para projetos de repotenciação, seguirá os
valores praticados pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social
(BNDES), que seria de 12% ao ano (TJLP – 6,5% a.a + Spread Básico – 3,5% a.a +
Spread de Risco – 2% a.a.), que também consta nos cálculos encontrados nos
documentos elaborados pela CPFL e pela ELEKTRO que apresentam sugestões para o
“Manual Para Elaboração Do Programa Anual De Combate Ao Desperdício De
Energia Elétrica Das Concessionárias (PACDEE)”, ciclo 2001/2000 (PACDEE,
2000)”,. O valor da Taxa de Juros a Longo Prazo de 6,5%, capitalizada nos contratos
do BNDES, refere-se ao valor anunciado pelo Banco Central para o trimestre de
janeiro a abril de 2007 (BNDES/TJLP, 2007).
Da equação (7), conhecendo-se o tempo de retorno (n), o custo anual equivalente
(A) pode ser calculado da seguinte forma:
11
1
n
n
T
i
ii
CA (8)
62
Custo da Energia Produzida (CEP):
FC
P
A
CEP
8760
(9)
Receita por Energia Produzida (REP):
FC
P
R
REP
T
8760
(10)
A viabilidade econômica de uma obra de repotenciação de uma usina hidrelétrica
que se encontra em operação é verificada quando o custo da energia produzida (CEP)
é menor que a receita por energia produzida (REP).
Quando a repotenciação se tratar de uma usina desativada, deve ser verificado se
a parcela anual a ser destinada para a amortização do investimento não é maior do que
a diferença entre a receita anual total e os custos anuais da usina referentes à
administração, operação e às perdas no transporte de energia, pois quando estes são
inseridos no custo total da obra, eles são garantidos apenas para o primeiro ano após a
reativação da usina.
Nos anos seguintes, estes custos devem ser supridos através da receita anual da
usina composta pela comercialização da energia elétrica e dos créditos de carbono que
são obtidos com o projeto de repotenciação. Sendo assim, a variável de decisão que
determina a viabilidade econômica do empreendimento passa a ser o custo anual
equivalente do projeto (A).
Para que a repotenciação possa ser considerada viável neste caso, é interessante
que o tempo de retorno seja de até cinco anos, como vem sendo praticado pelos
investidores no mercado atual, e a seguinte condição deve ser respeitada:
)(
& LTTEMOT
CCCRA
63
Um aspecto econômico importante a ser considerado são as oportunidades de
negócios que envolvem a repotenciação de uma usina hidrelétrica. Os empreendedores
de geração de energia elétrica estão submetidos a oportunidades que podem ser
classificadas como Mercadológicas e Operacionais.
As Mercadológicas dependem de decisões estratégicas do quanto de sua energia
disponível deve ser contratada ou ser mantida livre. A energia livre pode ser negociada
no mercado SPOT ou através de contratos bilaterais com outros agentes que, por
algum motivo, estejam gerando menos energia do que a contratada (VEIGA, 2001).
As Operacionais permitem uma melhor análise de viabilidade econômica de uma
obra de repotenciação, sendo elas:
Energia Livre: Elevar a capacidade de geração com a repotenciação para obter,
em curto prazo, blocos de energia para comercialização no mercado SPOT.
Reserva de Potência: Conforme norma do Operador Nacional do Sistema
(ONS), todo agente de geração deve manter 5% de sua capacidade geradora
como reserva. A repotenciação pode ser uma opção para se obter a capacidade
reserva.
Energia de Base: Quando a avaliação hidrológica da usina indicar vazões
asseguradas suficientes para aumentar a potência gerada na base, o
investimento na repotenciação terá sua maior atratividade.
Energia de Ponta: Se os estudos hidrológicos não justificarem investimentos
em repotenciação para a operação da usina na base, deve-se avaliar a operação
da usina somente na ponta. O baixo investimento e o preço da energia na
ponta podem tornar interessante o projeto de repotenciação.
CT-Energ: A repotenciação se enquadra nos projetos de eficiência energética,
beneficiados pelo Fundo Setorial de Energia (CT-Energ). O financiamento
originado de empresas concessionárias de energia elétrica, num percentual
variável de 0,75% a 1% da receita operacional líquida, pode reduzir do tempo
de retorno do capital investido na repotenciação.
MDL: Projetos de repotenciação podem gerar créditos de carbono de acordo
com os padrões exigidos pelo Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL),
contribuindo para a viabilização econômica do empreendimento.
64
3.4 A REPOTENCIAÇÃO NO CENÁRIO ENERGÉTICO ATUAL
Como apresentado no Capítulo 2, está previsto um crescimento da demanda de
energia elétrica para os próximos anos em torno de 5% a.a.. Para atender esse
crescimento e afastar a possibilidade de uma crise energética futura o governo está
concentrando a expansão da geração na construção das grandes usinas hidrelétricas no
rio Madeira: Jirau e Santo Antônio (RO) e da hidrelétrica Belo Monte (PA), localizada
no rio Xingú. A primeira fase de Belo Monte (5.500 MW), prevista para 2013; mais as
usinas de Santo Antonio (3.150 MW) e de Jirau (3.300 MW), previstas para até 2012,
representam 30% do total proposto pelo governo a ser expandido, da ordem de 41.000
MW.
Segundo um artigo publicado no site da Agência Canal Energia no dia 11 maio
2007, o custo das usinas hidrelétricas do rio Madeira deve ser algo em torno de R$ 43
bilhões, incluindo a construção das duas usinas, eclusas, interligações de interesse
restrito e linhas de transmissão. Somente com a transmissão de energia, está previsto
um custo em torno de R$ 10 bilhões (CANAZIO, 2007).
A construção da usina hidrelétrica Santo Antônio deve durar seis anos e dez
meses, com o custo do quilowatt instalado em R$ 4.033,22 e o custo da energia
gerada, R$ 91,58/MWh. O tempo de construção da usina Jirau estima-se que seja o
mesmo da usina Santo Antônio, porém o custo do quilowatt instalado será menor, R$
3.953,10 e o custo da energia gerada, dependendo da vazão do rio, poderá variar de R$
90,33/MWh a R$ 100,98/MWh (CANAZIO, 2007). A usina Belo Monte, ao final de
sua construção, terá uma capacidade instalada de 11.182 MW, com uma energia firme
de 4.796 MWmédios e o custo de energia gerada está previsto algo em torno de R$
48,89/MWh, sem considerar as obras de porto fluvial, eclusas e substações (SOUSA;
REID; LEITÃO, 2006). Entretanto, apesar de serem consideradas essenciais pelo
governo para garantir o abastecimento do país a partir de 2012, essas grandes usinas
hidrelétricas vêm encontrando barreiras nas questões ambientais.
Segundo informações publicadas no site da Procuradoria Geral da República
(PGR) - Ministério Público Federal (MPF), em 16 abr. 2007, o MPF pediu à Vara
Federal de Altamira que concedesse liminar, em caráter de urgência, para impedir que
65
a Eletrobrás apresentasse o Estudo de Impacto Ambiental (EIA) da usina Belo Monte,
antes da edição do termo de referência, que é o documento inicial de qualquer
licenciamento ambiental, emitido pelo Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos
Recursos Naturais Renováveis (IBAMA). O termo de referência contém todas as
questões que devem ser respondidas pelo estudo, mas ainda não havia sido
consolidado no caso do licenciamento da usina de Belo Monte. Para o MPF, a intenção
da Eletrobrás era a de fazer um licenciamento apenas formal, mudando o escopo do
discurso estratégico ao confeccionar o EIA antes da consolidação do termo de
referência, alegando que o motivo para isso seriam as “circunstâncias emergenciais”
(PGR/MPF/PA, 2007).
No site do Instituto de Estudos Socioeconômicos, em matéria publicada no dia 18
maio 2007, o secretário-executivo do Ministério de Minas e Energia, Márcio
Zimmermann, afirmou que os estudos referentes à usina hidrelétrica Belo Monte
estarão concluídos até o final de 2007, para que o licenciamento possa ser obtido em
2008 e a licitação aconteça no início de 2009. Se tudo ocorrer como previsto, Belo
Monte entrará em operação a partir de 2014 (LUNA, 2007).
Em relação aos aproveitamentos do rio Madeira, no dia 15 mar 2007, o
Ministério Público Federal em Rondônia ajuizou ação civil pública contra o Instituto
Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (IBAMA) e Furnas
Centrais Elétricas pedindo a declaração de nulidade do processo de licenciamento
ambiental e do estudo de impacto ambiental (EIA) realizado pela empresa de energia
para construção das usinas Jirau e Santo Antônio (PGR/MPF/RO, 2007). O estudo de
impacto não teria realizado qualquer análise acerca dos reflexos do empreendimento
sobre os usos e costumes das populações indígenas localizadas na área de influência
direta e indireta das obras. As comunidades indígenas afetadas pelo empreendimento,
bem como as populações ribeirinhas, não teriam sido previamente consultadas,
contrariando o que prevêem, respectivamente, a Constituição Federal e a Convenção
nº. 169 da Organização Internacional do Trabalho. Acrescentaram ainda, que não
houve discussão, durante as audiências públicas realizadas, acerca dos impactos
ambientais e socioeconômicos decorrentes da extensão do corredor de linhas de
66
transmissão de 1.150 km (de Porto Velho – RO até Cuiabá – MT) (PGR/MPF/RO,
2007).
Esta ação do Ministério Público Federal abriu caminho para que o IBAMA
reavaliasse o Estudo de Impacto Ambiental (EIA) das usinas do rio Madeira. Oito
técnicos e analistas do IBAMA, responsáveis pela apuração da viabilidade do projeto,
descreveram que o EIA estaria “insuficiente”, segundo matéria publicada pela Agência
Canal Energia, em 24 abr. 2007 (CANAZIO, 2007). De acordo com o documento
apresentado, os principais problemas identificados no EIA foram:
O reservatório das usinas será o dobro do inicialmente previsto;
O EIA sugere a possibilidade de um aumento de 54 mil novos habitantes,
enquanto o relatório do Ministério Público Federal de Rondônia menciona 100
mil pessoas a mais. O relatório do MPF conclui que esse nível de migração
levaria os serviços públicos locais à falência;
O EIA do empreendimento não leva em conta toda a bacia do rio Madeira, que
tem grande influência sobre toda a bacia hidrográfica da Bolívia e peso
importante na bacia hidrográfica do Peru;
O processo de sedimentação do rio Madeira pode ser agravado a jusante dos
empreendimentos, podendo cada aproveitamento afetar a vida útil do outro
imediatamente a montante, principalmente se a cronologia de implantação de
cada aproveitamento for de jusante para montante;
O EIA confirma que o assoreamento dos reservatórios pode trazer algumas
conseqüências importantes ao meio ambiente e à própria estrutura econômica
dos empreendimentos. O material depositado pode alcançar o circuito
hidráulico de geração, acarretando dificuldades operativas e comprometendo a
durabilidade dos equipamentos hidromecânicos;
O impacto no fluxo migratório de espécies de grande bagre não foi
adequadamente dimensionado. A falta de informações sobre os hábitos da
espécie e a importância dela para as populações ribeirinhas, inclusive da
Bolívia, poderia levar a um forte impacto na indústria pesqueira da região.
Por esses motivos, os técnicos pediram para Furnas/Odebrecht a reelaboração do
EIA, para que o projeto se enquadrasse nas exigências da legislação ambiental.
67
Enquanto isso não acontecia, a Licença Prévia das usinas ficou vetada, provocando o
atraso da licitação das mesmas (CANAZIO, 2007).
Diante desse fato, o governo se manifestou alegando que, se as licenças de rio
Madeira não fossem concedidas até julho de 2007, seriam realizados leilões para
contratar outras fontes de energia disponíveis para atender a demanda de energia de
2010 a 2012. Segundo informações publicadas no site do Instituto de Estudos
Socioeconômicos, em 18 maio 2007, o secretário-executivo do Ministério de Minas e
Energia, Márcio Zimmermann, alertou que a disputa ia ser no preço e ficar entre
térmicas a carvão, óleo e gás, resultando em energia elétrica mais cara e mais ofensiva
ao meio ambiente (LUNA, 2007).
Entretanto, após polêmicas discussões à respeito do assunto, em 9 jul. 2007 o
IBAMA concedeu a licença prévia para as usinas do rio Madeira, com 33
condicionantes a serem cumpridas por Furnas Centrais Elétricas S.A. que, perante o
IBAMA, é o único responsável pela implementação dos planos, programas e medidas
mitigadoras para os impactos sócio-ambientais decorrentes da construção de Santo
Antônio e Jirau.
O Brasil está vivendo um momento decisivo na área energética. Como se pode
observar, muitos obstáculos terão de ser transpostos para que seja possível concretizar,
em tempo hábil, o modelo de expansão do parque gerador nacional proposto pelo
governo. Não se pode negar que existe uma necessidade real e, de certo modo,
emergencial, de se construir novos empreendimentos para que seja possível suprir de
forma assegurada a demanda de energia elétrica nos próximos anos. Entretanto, a
construção de novas usinas envolve muita burocracia, principalmente para a obtenção
das licenças, além de demandar maior tempo para ser concluída e investimento mais
alto. É neste contexto que a repotenciação de usinas hidrelétricas se apresenta como
uma alternativa econômica e ambientalmente viável, de curto prazo de implementação
e que não necessita ser submetida a tanta burocracia para se aumentar a oferta de
energia elétrica do país.
Um estudo apresentado pela WWF-Brasil em 2004, mostra que no Brasil, das
158 usinas hidrelétricas com potência instalada acima de 30 MW, 67 existem há vinte
anos ou mais, como pode ser visto na Tabela 18 (BERMANN et al, 2004):
68
Tabela 18: Usinas Hidrelétricas com mais de vinte anos e Capacidade Instalada acima de 30MW
Item Nome
Início de
Operação
Rio UF
Capacidade
Instalada [MW]
1 Americana 1909 Atibaia SP 33,60
2 Ilha dos Pombos (Ilha) 1924 Paraíba do Sul RJ 167,64
3 Henry Borden - Externa 1926 Pedras SP 474,00
4 Fontes Novas 1940 Lages (Ribeirão) RJ 89,25
5 Parigot de Souza 1940 Capivari PR 247,00
6 Sá Carvalho 1951 Piracicaba MG 74,10
7 Santa Cecília-Bombeamento 1952 Paraíba do Sul RJ 34,96
8 Vigário-Bombeamento 1952 Piraí RJ 90,02
9 Caconde (Graminha) 1952 Pardo SP 80,40
10 Nilo Peçanha I 1953 Lages (Ribeirão) RJ 324,70
11 Paulo Afonso I 1955 São Francisco BA 180,00
12 Itutinga 1955 Grande MG 48,60
13 Canastra 1956 Santa Maria RS 44,80
14 Mascarenhas de Morais 1956 Grande MG 476,00
15 Americo Renee Cianetti (S. Grande) 1956 Santo Antonio MG 104,00
16 Henry Borden - Subterrânea 1956 Pedras SP 427,76
17 Guaricana 1957 Arraial PR 39,00
18 Armando de S. Oliveira (Limoeiro) 1958 Pardo SP 32,20
19 Lucas Nogueira Garcez 1958 Paranapanema SP 70,38
20 Cachoeira Dourada 1959 Paranaíba GO 724,00
21 Camargos 1960 Grande MG 45,00
22 Euclides da Cunha 1960 Pardo SP 108,80
23 Paulo Afonso II 1961 São Francisco BA 480,00
24 Funil 1962 Contas BA 30,00
25 Bernardo Mascarenhas (3 Marias) 1962 São Francisco MG 516,80
26 Pereira Passos 1962 Lages (Ribeirão) RJ 93,50
27 Armando A. Laydner (Juru Mirim) 1962 Paranapanema SP 98,00
28 Jacuí 1962 Jacuí RS 150,00
29 Furnas 1963 Grande MG 1.216,00
30 Barra Bonita 1963 Tietê SP 140,76
31 Fumaça 1964 Juquiá Guaçu SP 36,40
32 Suiça 1965 Santa Maria da Vitória ES 30,06
33 Funil 1965 Santa Maria da Vitória RJ 216,00
34 Alvaro de Souza Lima (Bariri) 1965 Tietê SP 143,10
35 Luiz Carlos B. Carvalho (Estreito) 1969 Grande SP 1.050,00
36 Ibitinga 1969 Tietê SP 131,49
37 Souza Dias (Jupia) 1969 Paraná SP 1.411,20
38 Pr. Castelo Branco (B. Esperança) 1970 Parnaíba PI 234,00
39 Chavantes 1970 Paranapanema SP 414,00
40 Júlio de Mesquita Filho 1970 Chopim PR 44,10
41 Itaúba 1970 Jacuí RS 500,00
42 Paulo Afonso III 1971 São Francisco BA 864,00
43 Jaguará 1971 Grande MG 638,40
44 Porto Colombia 1973 Grande MG 320,00
69
Item Nome
Início de
Operação
Rio UF
Capacidade
Instalada [MW]
45 Mascarenhas 1973 Doce ES 123,00
46 Ilha Solteira 1973 Paraná SP 3.230,00
47 Passo Fundo 1973 Erexim RS 220,00
48 Passo Real 1973 Jacuí RS 250,00
49 Alecrim 1974 Juquiá Guaçu SP 72,00
50 Volta Grande 1974 Grande MG 380,00
51 Coaracy Nunes (Paredão) 1975 Araguari AP 69,10
52 Marimbondo 1975 Grande MG 1.440,00
53 Mario Lopes Leão (Promissão) 1975 Tietê SP 264,00
54 Salto Osório 1975 Iguaçu PR 1.050,00
55 Curuá - Una 1977 Curuá - Una PA 40,00
56 Apolônio Sales (Moxoto) 1977 São Francisco AL 440,00
57 Capivara 1977 Paranapanema SP 640,00
58 São Simão 1978 Paranaíba MG 2.688,50
59 J. Ermírio de Moraes (A. Vermelha) 1978 Grande SP 1.380,00
60 Paraibuna 1978 Paraibuna SP 85,00
61 Paulo Afonso IV 1979 São Francisco BA 2.460,00
62 Sobradinho 1979 São Francisco BA 1.050,00
63 Itumbiara 1980 Paranaíba MG 2.082,00
64 Salto Santiago 1980 Iguaçu PR 1.992,00
65 Bento M. R. Neto (Foz do Areia) 1980 Iguaçu PR 251,00
66 T. Sampaio (Emborcação) 1982 Paranaíba MG 1.191,68
67 Nova Avanhandava 1982 Tietê SP 302,40
TOTAL [MW] 34.374,70
Isso representa um potencial de 34.734,7 MW passível de repotenciação. Como
mencionado anteriormente, é possível se obter um ganho na capacidade instalada de
2,5% com repotenciação mínima, 10% com repotenciação leve e de 20% a 30% com
repotenciação pesada. Do potencial passível de repotenciação, isso representa um
ganho de 868,4 MW com repotenciação mínima, 3.473 MW com repotenciação leve e,
em média, 8.600 MW com repotenciação pesada, como mostra a Figura 4.
As usinas do rio Madeira totalizam 6.450 MW de potência instalada a serem
acrescentados no sistema elétrico brasileiro. Se fosse realizada a repotenciação pesada
nas usinas hidrelétricas com mais de vinte anos, estima-se ser possível obter um ganho
equivalente, porém com um tempo de implementação mais curto, menor investimento
e com características sócio-ambientais que podem tornar o empreendimento ainda
mais interessante.
70
868,37
3.473,47
8.600,00
0,00
1.000,00
2.000,00
3.000,00
4.000,00
5.000,00
6.000,00
7.000,00
8.000,00
9.000,00
10.000,00
Rep. Mínima Rep. Leve Rep. Pesada
Tipos de Repotenciação
Capacidade Instalada [MW]
Figura 4: Ganhos de Potência em Função do Tipo de Repotenciação
Fabricantes de equipamentos, como a Voith-Siemens e a Alstom, estimam que o
custo do quilowatt referente à repotenciação varia entre US$ 200 e US$ 1.500, que nos
dias de hoje seria entre R$ 400 e R$ 3.000, o que significa um potencial de negócio
nessa área, que pode atingir R$ 26 bilhões, considerando a repotenciação de 8.600
MW (BERMANN et al., 2004). O custo do quilowatt referente à construção das usinas
do rio Madeira é algo em torno de R$ 4.000, sendo que o total da obra está estimado
em R$ 43 bilhões. Para nível de comparação, a repotenciação representaria uma
economia de 40% no investimento, para agregar ao sistema elétrico 30% a mais de
potência com relação às usinas do rio Madeira.
Esses dados ainda não levam em consideração o potencial a ser explorado
referente às Pequenas Centrais Hidrelétricas, objeto do estudo de caso deste trabalho.
Como mencionado no Capítulo 2, um grande número de PCHs existentes no Brasil
foram construídas há mais de vinte anos. Em 1930, existiam 519 PCHs em operação.
Hoje, somente 281 estão em atividade. Durante todos esses anos que se passaram,
PCHs foram construídas, porém muitas delas foram desativadas. Estima-se que
existam 600 PCHs desativadas no país que se repotenciadas podem agregar mais 120
MW ao parque gerador nacional (TIAGO et al., 2006). A repotenciação deste tipo de
empreendimento deve ser levada em consideração, devido à idade dessas usinas, o
71
grande número de centrais fora de operação e às vantagens que este tipo de
empreendimento apresenta.
Segundo um trabalho realizado pelo Centro de Gestão e Estudos Estratégicos -
CGEE (Estado da Arte e Tendências das Tecnologias para Energia, 2003), é possível
adicionar 680 MW de capacidade ao parque gerador apenas com a repotenciação e
reativação das PCHs antigas existentes no Brasil. Apesar de representar um potencial
pequeno, se comparado com os resultados obtidos para a repotenciação de grandes
centrais hidrelétricas, deve-se considerar que as PCHs encontram-se próximas aos
centros consumidores, reduzindo as perdas nas linhas de transmissão e melhorando a
confiabilidade do sistema, possuem diversos incentivos governamentais e causam
menor impacto ambiental, encontrando menos barreiras para obter os licenciamentos
necessários para entrar em operação. A matéria publicada em 16 maio 2007 no site da
Agência Canal Energia, aponta que o mercado de PCHs tem potencial para atrair
investimentos de R$ 28 bilhões relacionados a 8.300 MW autorizados pela Agência
Nacional de Energia Elétrica. O país tem mais cerca de 15.000 MW de potencial de
exploração por PCHs ainda sem permissão (CANAZIO, 2007).
Os impactos ambientais causados pela repotenciação de uma PCH são pequenos
se comparados às grandes centrais e, em muitos casos, podem ser até inexistentes, pois
a infra-estrutura das usinas já existe e mesmo os impactos negativos advindos de sua
construção já foram amortizados no decorrer dos anos. O Estudo de Impacto ambiental
(EIA) e o Relatório de Impacto no Meio Ambiente (RIMA) necessários para que um
novo empreendimento consiga o licenciamento ambiental, pode implicar em
investimentos altos (da ordem de dez a vinte milhões de reais) e longo tempo de
execução (um a dois anos) (DARZÉ, 2002). A repotenciação não precisa perder tempo
nem dinheiro com as questões ambientais, pelo contrário, no mercado de carbono,
considerando que a tarifa de comercialização está em torno de US$ 5,00/tCO
2
e, a
repotenciação e reativação das PCHs existentes no Brasil podem gerar uma renda
anual de R$ 30 milhões, que contribui para diminuir o tempo de amortização do
capital investido no projeto (LOCKWOOD, 2007). A tendência é que ocorra uma
valorização dos créditos de carbono nos próximos anos em virtude da constante
evolução dos problemas ambientais em todo o mundo. Mesmo projetos de construção
72
de PCHs, principalmente de usinas à fio d’água, podem gerar créditos de carbono, por
se levar em consideração que impactam menos o meio ambiente e que a energia gerada
por essas usinas pode substituir a energia que estiver sendo gerada por uma usina
termelétrica.
A repotenciação se enquadra nos projetos beneficiados pelo Fundo Setorial de
Energia (CT-Energ). Esse fundo é destinado a financiar programas e projetos na área
de energia, com especial ênfase na área de eficiência energética no uso final, como
comentado anteriormente. A proposta em questão procura aprimorar o mecanismo de
incentivo à Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) adotado pela ANEEL nos contratos de
concessão, ampliando sua abrangência setorial. O financiamento origina-se de
empresas concessionárias de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica,
num percentual variável de 0,75% a 1% da receita operacional líquida. Uma parcela
desses recursos será repassada ao Ministério da Ciência e Tecnologia e administrada
pelo Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT) (Lei nº.
9.991, de 24 jul. 2000) (MCT/FINEP, 2007).
Projetos de repotenciação de grandes e pequenas hidrelétricas podem obter
financiamento a partir do BNDES e do FINEL. O BNDES financia até 40% de todo o
investimento em repotenciação, incluindo bens e serviços (VEIGA, 2001). O Fundo de
Financiamento da Eletrobrás (FINEL) financia até 80% do investimento em
repotenciação de unidades geradoras e de transmissão existentes e eventuais aumentos
da capacidade de transmissão/transformação para o escoamento do incremento de
potências a ser disponibilizado (ELETROBRÁS/FINEL, 2007).
Apesar dos incentivos existentes para este tipo de empreendimento, o governo
considera que a repotenciação e a modernização das usinas existentes podem agregar
pouco em termos de energia assegurada ao sistema (PDEEE, 2006). No momento em
que o mundo volta sua atenção para as questões ambientais, 30% do planejamento para
a expansão da geração está concentrado na construção de grandes usinas hidrelétricas e
termelétricas que provocam graves impactos sócio-ambientais, como serão
mencionados no Capítulo 4. Sem dúvida, para o governo é mais viável investir em
duas ou três grandes obras que podem gerar ganhos de energia significativos, ao invés
de se responsabilizar pela administração de 67 pequenas obras que proporcionariam o
73
mesmo resultado. Diante desta situação, o governo deveria estudar melhores
estratégias para que empreendimentos como a repotenciação de usinas se tornassem
mais atrativos a investidores privados e, desta forma, o meio ambiente e a sociedade
pudessem ser beneficiados.
O Brasil nada teria a perder se fosse realizada a repotenciação de usinas
hidrelétricas, incluindo as PCHs. Como já existe toda a infra-estrutura, têm-se as
linhas de transmissão e não há problemas com impactos ambientais, qualquer ganho de
energia seria uma solução sustentável a custos econômicos favoráveis para o sistema
elétrico. Principalmente no caso das PCHs, que representam uma importante
contribuição à redução de perdas no transporte de energia elétrica. No site da Agência
Carta Maior, em 20 maio 2007, foi publicado que estas perdas hoje no sistema elétrico,
desde a geração até a tomada do consumidor final, são de 15% (GLASS, 2007).
Conforme os dados referentes ao ano de 2004, perde-se o correspondente a 58 milhões
MWh por ano em linhas de transmissão. Se o Brasil adotasse um índice de perdas de
6%, considerado como padrão internacional, o sistema elétrico teria um acréscimo de
disponibilidade de energia elétrica de 35 milhões MWh por ano (GLASS, 2007).
A diminuição das perdas na transmissão de energia elétrica, pode ser obtida com
o melhor isolamento das linhas, com a substituição de equipamentos antigos ou
defeituosos (como transformadores) e com a localização das unidades geradoras mais
próximas ao centro de consumo, como é o caso das PCHs. Essas medidas representam
um baixo custo de investimento para se obter um ganho de energia em torno de 4.000
MW no parque gerador, mais do que o adquirido com a construção de Jirau ou Santo
Antônio.
Porém, tanto a repotenciação de usinas hidrelétricas quanto a manutenção nas
linhas de transmissão, implicam em indisponibilidade de energia no sistema elétrico e,
por esse motivo, devem ser muito bem planejadas. Atualmente, o Brasil apresenta uma
capacidade de geração de energia elétrica maior do que a demanda, como foi
apresentado no Capítulo 2. Consome-se, atualmente, 51% da capacidade total instalada
no parque gerador nacional. Este fato até colabora para que usinas termelétricas
fiquem fora de operação, já que o custo da energia gerada e o impacto ambiental são
maiores quando se trata deste tipo de empreendimento. Entretanto, pelo fato de se ter
74
uma matriz elétrica predominantemente com base nos recursos hídricos, a geração
sofre muita influência dos fatores climáticos que determinam períodos de seca e de
cheias dos rios. Por este motivo é que, atualmente, não se pode garantir pela potência
instalada no parque gerador que existe uma grande folga no sistema elétrico quanto ao
suprimento da demanda de energia no país, pois a energia firme das usinas
hidrelétricas, muitas das vezes, é um valor bem abaixo do que a sua potência instalada.
Daí a necessidade de se fazer um estudo detalhado das condições de operação do
sistema elétrico, da capacidade de geração das usinas e do consumo de energia elétrica
no país, para se determinar a flexibilidade do sistema quanto à indisponibilidade de
unidades geradoras antes de se decidir por submetê-las a um processo de
repotenciação.
Com o crescimento de demanda previsto para os próximos anos, juntamente com
os obstáculos ambientais que possivelmente irão atrasar a construção das usinas que
são prioridades na expansão do parque gerador, a repotenciação das usinas
hidrelétricas do país deveria ser planejada para que pudesse ser realizada sem demora.
Seria uma opção bastante viável, tanto nos aspectos econômicos quanto ambientais,
para tentar suprir o consumo de energia e evitar que, em um futuro próximo, o Brasil
enfrente uma crise no setor elétrico. Dentro desta filosofia, a repotenciação de PCHs
representam uma contribuição importante para que o crescimento do Sistema Elétrico
Brasileiro respeite as condições de sustentabilidade tão discutidas atualmente.
75
4 ASPECTOS AMBIENTAIS DA REPOTENCIAÇÃO
Este capítulo tem por objetivo analisar os principais aspectos ambientais que
envolvem a repotenciação de usinas hidrelétricas, atentando para a posição de destaque
que as questões ambientais vêm adquirindo em todo o mundo, tornando-se uma das
principais variáveis de decisão que podem influenciar diretamente no crescimento
econômico, tecnológico e, inclusive, social de uma nação.
4.1 A GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA E O MEIO AMBIENTE
A geração de energia elétrica, na maioria dos casos, implica em degradação do
meio ambiente. Dependendo do empreendimento, os impactos ambientais negativos
adquirem maiores ou menores proporções, mas não deixam de existir. Entretanto,
algumas usinas causam seus maiores impactos no período de sua construção, enquanto
outras também são agressivas durante todo o período de operação. Neste contexto, são
apresentados a seguir os principais aspectos que envolvem a geração de energia
elétrica quanto aos impactos ambientais que os empreendimentos podem provocar e a
legislação ambiental, que atualmente tem sido extremamente rigorosa, dificultando ou,
até mesmo, impedindo que novas usinas sejam construídas.
4.1.1 Crescimento Econômico e Desenvolvimento Sustentável
O cenário mundial tem voltado sua atenção para as questões ambientais que têm
representado uma ameaça ao futuro do planeta. Em 2001 a Painel Intergovernamental
sobre Mudanças Climáticas (IPCC) publicou relatório concluindo que a temperatura
média da superfície subiu de 0,4 a 0,8°C a partir de 1860, que o nível dos oceanos
subiu de dez a vinte centímetros no século XX, que a precipitação de chuvas em
muitas regiões continua aumentando, a cobertura de neve e gelo sobre os continentes
continua decrescendo, e que está havendo mudanças nos padrões de circulação da
76
atmosfera bem como aumento do número de eventos climáticos extremos (INATOMI;
UDAETA, 2005).
Problemas como o aquecimento global, desastres ecológicos, populações vivendo
em condições subumanas, tem alertado o mundo todo da necessidade de se quebrar
paradigmas e buscar, sem perda de tempo, a proteção e manutenção dos sistemas
naturais que ainda restam, para se garantir a própria vida. Profundas mudanças devem
ocorrer nos sistemas de produção, na utilização dos recursos naturais e na organização
da sociedade.
Não é difícil identificar que os problemas ambientais estão intimamente ligados
ao desenvolvimento econômico. O capitalismo estimula o crescimento econômico
exagerado, implicando, na maioria das vezes, na exploração descontrolada dos
recursos naturais, uso de tecnologia em larga escala e consumo desenfreado. O
desperdício e a degradação do meio ambiente acabam fazendo parte deste cenário, de
modo que a água e o ar já vêm sendo tratados como recursos naturais em “extinção”.
O fato de que sem os recursos naturais não existirá vida, levou o mundo a pensar na
questão da sustentabilidade do desenvolvimento, exigindo uma revisão das estratégias
e tecnologias adotadas pelos países e dos padrões de consumo e estilos de vida da
sociedade moderna (DARZÉ, 2002).
O termo desenvolvimento sustentável pode ser entendido como sendo o
desenvolvimento que satisfaz as necessidades das gerações presentes, sem afetar a
capacidade das gerações futuras de também satisfazerem suas próprias necessidades.
Admitindo-se que os recursos naturais formam uma base necessária e indispensável
para a economia, bem como para a vida das gerações presentes e futuras, o
desenvolvimento sustentável deve buscar qualificar o crescimento e reconciliar o
desenvolvimento econômico com a necessidade de se preservar o meio ambiente.
Neste contexto, o crescimento acelerado da demanda de energia elétrica, como
resposta ao desenvolvimento econômico em contínua ascensão, exige a expansão do
parque gerador nacional para que no futuro não ocorra uma crise no setor. Para que o
planejamento seja feito de forma sustentável, devem ser consideradas tanto as
características técnicas-econômicas, quanto os impactos sócio-ambientais que o
empreendimento energético pode provocar.
77
4.1.2 Impactos Ambientais de Usinas Hidrelétricas
No Brasil, os projetos hidrelétricos assumem especial importância por
representar a base do suprimento energético nacional, sendo que 75% da capacidade
total instalada são provenientes de usinas hidrelétricas de grande porte situadas, na sua
maioria, distantes dos centros consumidores.
As obras hidrelétricas, de uma forma geral, produzem grandes impactos sobre o
meio ambiente, que são verificados ao longo e além do tempo de vida da usina e do
projeto, bem como ao longo do espaço físico envolvido. Os impactos mais
significativos e complexos ocorrem nas fases de construção e de operação da usina.
A hidroeletricidade é considerada a melhor solução técnica e econômica, em face
dos riscos ambientais e dos custos, se comparada com a energia nuclear. Sendo
também a melhor alternativa de geração elétrica quando comparada com a
termoeletricidade a combustíveis fósseis, pois tem como vantagens o fato de ser
renovável e disponível no país a menor custo (SOUSA, 2000).
Os empreendimentos hidrelétricos são encarados pela sociedade como um
mecanismo capaz de elevar, através da oferta de energia, a qualidade de vida da
população. Entretanto, é preciso lembrar que esses empreendimentos também
apresentam desvantagens e podem impactar negativamente o ambiente em que estão
inseridos. Por isso, é importante que haja uma gestão ambiental desde as fases iniciais
do projeto, passando pela etapa de construção e que continue ao longo da vida útil da
usina; a fim de minimizar os efeitos negativos e maximizar os benefícios do
empreendimento.
Os impactos sócio-ambientais negativos decorrentes da construção de grandes
usinas hidrelétricas são (REIS, 2001; MALDONADO et al, 2005; PELLEGRINI;
SCOLA, 2005):
Início ou aceleração dos processos erosivos, devido aos movimentos naturais
do espelho do reservatório nas fases de enchimento do lago e de operação do
empreendimento;
Perda de habitat, tanto da fauna terrestre quanto na fauna aquática, devido às
obras civis e à construção do reservatório.
78
Alterações na fauna aquática a montante da barragem, causada pela
diminuição da correnteza, pela diferença de temperatura entre o fundo do lago
e a superfície do lago que propiciam a proliferação de matérias orgânicas e
vegetais, que em decomposição causam a diminuição do oxigênio da água;
Alteração na qualidade da água do reservatório, que ocorre por causa da
decomposição orgânica mencionada anteriormente, favorecendo a emissão de
gases de efeito estufa como o dióxido de carbono e o metano e gerando
compostos nocivos à saúde humana, aumentando o risco de doenças de
natureza endêmica;
Desprendimento de Metano na atmosfera, que é um gás de efeito estufa vinte
vezes mais agressivo do que o gás carbônico (CO
2
), devido à matéria orgânica
em decomposição no fundo do reservatório;
Comprometimento de rotas migratórias, relacionado à barreira física
introduzida com a implantação da barragem que cria um fator de isolamento
para populações e espécies aquáticas que antes viviam em contato e impede ou
dificulta a piracema de algumas espécies de peixes;
Interferências de áreas de autorização e concessões minerais com reservatório;
Grandes quantidades de terras cultiváveis, sítios históricos e reservas
ambientais submersas pela construção do reservatório;
Deslocamento compulsório das populações ribeirinhas, promovido pelas obras
de instalação da usina, que na maioria das vezes é acompanhado por
compensações financeiras irrisórias ou inexistentes e o processo de re-
assentamento, não assegura a manutenção das condições anteriores de vida
dessas pessoas;
Construção de linhas de transmissão sobre as florestas e reservas ecológicas;
Intensificação do tráfego nas rodovias vicinais que afluem à região de
implantação da usina, danificando as estradas e aumentando a produção de
gases de efeito estufa oriundos de veículos automotores;
Geração de expectativas em relação à implantação da usina, causando
mudança na rotina das comunidades locais;
79
Comprometimento da pesca local devido aos impactos sofridos pela fauna
aquática em função da construção do reservatório.
Porém, existem impactos sócio-ambientais positivos referentes a este tipo de
empreendimento, que não podem deixar de ser mencionados:
Alteração das arrecadações municipais, devido à contratação de trabalhadores
que consumirão bens e serviços locais, potencializando a expansão do setor
terciário;
Alterações ao mercado de trabalho que se refere à geração de postos de
trabalho durante e após a implantação do empreendimento.
Aumento da oferta de energia elétrica à região;
Interferências com o lazer, onde o rio pode ser usado como balneário, além de
incentivar a pesca recreativa, tornando o sistema um local apreciado pela
população.
A construção de Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs), sem dúvida, também
causa impactos sócio-ambientais negativos, porém em proporções menores. O fato de
o reservatório apresentar dimensões menores, muitos dos impactos mencionados
anteriormente são amenizados e, se for ainda consideradas as PCHs à fio d’água,
alguns deles passam a ser até inexistentes. Os impactos referentes às linhas de
transmissão também são minimizados pelo fato de que a maioria das PCHs encontra-se
próximas ao centro consumidor.
Empreendimentos hidrelétricos são considerados uma alternativa sustentável para
a geração de energia elétrica, porém os impactos sócio-ambientais podem vir a ser tão
graves e irreversíveis que, muitas das vezes, chegam a ser inviabilizados,
principalmente, as usinas de grande porte.
4.1.3 Impactos Ambientais de Usinas Termelétricas
As usinas termelétricas apresentam impactos predominantemente ligados às
emissões atmosféricas, diferente das hidrelétricas onde a maior parte dos danos se
relaciona com impactos diretos sobre os ecossistemas terrestre e aquático, como por
80
exemplo, alterações no fluxo do rio, a criação de uma barragem, entre outros. (REIS,
2001).
No caso da geração a partir de termelétricas pode-se ter vários tipos de
combustíveis associados, como óleo, gás natural, carvão, biomassa, etc. Sendo assim,
os impactos podem ser definidos, particularmente, em cada um desses casos. As
termelétricas convencionais produzem energia a partir da queima em caldeira de
carvão, óleo combustível ou gás natural. Em geral, essas usinas são instaladas
próximas a leitos de rios ou mar, pois a água é utilizada no processo de condensação
do vapor. Isto acarreta na elevação da temperatura da água onde as termelétricas são
instaladas, que é devolvida mais quente, comprometendo a fauna e a flora da região,
além de aumentar também a temperatura média local (INATOMI; UDAETA, 2005).
Os combustíveis fósseis utilizados para a geração de energia elétrica são fontes
emissoras de gases poluentes, principalmente de CO
2
, que contribui em 55% para o
aquecimento global do planeta, considerado atualmente, o problema ambiental de
maior relevância no mundo inteiro (BERMANN et al., 2004).
Segundo o relatório emitido pelo IPCC em 2001, o aumento da concentração de
determinados gases poluentes, denominados Gases de Efeito Estufa (GEE), na
atmosfera poderá desencadear um aumento na temperatura média do planeta entre
1,4
o
C e 5,8
o
C nos próximos cem anos, causando impactos econômicos, sociais e
ambientais que afetarão os países do mundo todo (ROCHA, 2003).
A presença de enxofre (S) e dióxido de enxofre (SO
2
) nas composições do óleo
diesel, óleo combustível e carvão mineral, utilizados para a geração de energia elétrica,
acarretam efeitos locais e regionais de acidificação atmosférica, dos solos e das águas.
As usinas térmicas a combustíveis fósseis também emitem na atmosfera os
Hidrocarbonetos (HC), que são gases e vapores resultantes da queima incompleta e
evaporação de combustíveis e outros produtos voláteis. Possuem odor característico e
causam irritação dos olhos, nariz, pele e trato respiratório superior, provocando asma,
rinite, etc. Podem vir a causar dano celular, sendo que diversos hidrocarbonetos são
considerados cancerígenos e com capacidade de causar mutação na molécula de DNA
que não é reparada no momento da replicação celular, sendo passada para as gerações
seguintes. Os hidrocarbonetos e óxidos de nitrogênio (NO
X
) reagem na atmosfera,
81
principalmente com a incidência da luz solar, formando um conjunto de gases
agressivos denominados oxidantes fotoquímicos (BERMANN et al., 2004). O ozônio
(O
3
), o mais importante dos oxidantes fotoquímicos, nas camadas inferiores da
atmosfera, exerce ação nociva sobre os vegetais, animais, materiais e o homem,
mesmo em concentrações relativamente baixas. Nas plantas, o ozônio age como
inibidor da fotossíntese, produzindo lesões características nas folhas. No homem, ele
provoca danos na estrutura pulmonar, reduzindo sua capacidade e diminuindo a
resistência às infecções deste órgão, causando ainda o agravamento das doenças
respiratórias, aumentando a incidência de tosse, asma, irritações no trato respiratório
superior e nos olhos (BERMANN et al., 2004).
A Tabela 19 apresenta a emissão atmosférica de alguns gases poluentes
derivados da queima de combustíveis em usinas termelétricas:
Tabela 19: Emissões Atmosféricas: Central Termelétrica 1.000 MW (VEIGA, 2001).
Combustível
40.000 t
SO
2
30.000 t NOx
7.400.000 t
CO
2
1.500 t MP (cinzas volantes)
400.000 t MP (cinzas pesadas)
80.000 t
SO
2
14.000 t NOx
5.700.000 t
CO
2
5.400 t MP (cinzas volantes)
200.000 t Gesso (dessulfurizado)
20 t
SO
2
15.000 t NOx
4.400.000 t
CO
2
150 t MP (cinzas volantes)
CO
2
- Dióxido de Carbono MP - Matéria Particulada
Gás Natural
2.500.000 t
2.000.000 t
2.000.000 t
Qtde Emissões Atmosféricas Anuais
Carvão (1% S)
Óleo Combustível (3% S)
S - Enxofre SO
2
- Dióxido de Enxofre NOx - Óxido de Nitrogênio
As usinas nucleares são consideradas como sendo usinas termelétricas, porém
usam materiais radioativos que, por fissão, geram energia elétrica. Deve-se considerar
que este tipo de usina apresenta riscos ao meio ambiente e à sociedade considerados de
82
alta gravidade, caso ocorram falhas de operação ou manutenção que provoque o
vazamento do material radioativo.
Um dos grandes problemas ambientais ocasionados pelas usinas nucleares é o
lixo atômico. Trata-se dos resíduos que decorrem do funcionamento normal do reator:
elementos radioativos que "sobram" ou que ficam radioativos devido ao fato de
entrarem em contato, de alguma forma, com o reator nuclear. O termo mais adequado
é "rejeito radioativo", pois são rejeitados até pelo “lixo” por serem materiais que
emitem radiação de alto risco e que não podem ser reutilizados (CARDOSO, 2007).
O combustível nuclear altamente radioativo é retirado do reator e armazenado em
piscinas de resfriamento no interior da própria usina. Contudo, embora diversos
métodos de destinação tenham sido discutidos durante décadas, incluindo o envio para
o espaço, ainda não há solução para o rejeito radioativo. A maioria das "soluções"
atualmente propostas para a disposição final do rejeito radioativo envolve seu enterro
no subsolo numa embalagem especial com proteção resistente o bastante para impedir
que sua radioatividade escape.
Mundialmente são gerados 10.000 t/ano de resíduos radioativos. Os EUA
dispõem de Yucca Mountain, local capaz de estocar 70.000 toneladas ao custo de 15
bilhões de dólares. Para que a energia nuclear substituísse o petróleo como
combustível para geração elétrica seria necessário que sua participação aumentasse até
30% em meados de 2020, com isto a geração de resíduos chegaria a 40.000 t/ano.
Grande parte desse rejeito permanecerá radioativo por milhares de anos, deixando uma
herança mortal para as futuras gerações, sendo que o grande desafio é como mantê-lo
em condições seguras e invioláveis por tanto tempo (CARDOSO, 2007).
4.1.4 Impactos Ambientais da Repotenciação de Usinas Hidrelétricas
Atualmente, a principal barreira à construção de empreendimentos energéticos
tem sido o licenciamento ambiental. Muitos projetos são inviabilizados pelos impactos
agressivos que causam ao meio ambiente. Por este motivo a autorização de projetos de
construção de novas usinas depende da criação e implementação de programas
83
ambientais com o objetivo de prevenir, compensar ou mitigar os principais impactos
negativos previstos.
Se ao invés de construir novas usinas for realizada a repotenciação e reativação
das usinas já existentes, eleva-se a oferta de energia elétrica do sistema, com impactos
negativos menores ou mesmo inexistentes (MALDONADO et al., 2006).
Considerando que as usinas a serem repotenciadas existem há mais de vinte anos,
a maioria dos impactos provocados no período da construção já foi absorvida pela
natureza no decorrer dos anos, de modo que a fauna e a flora já estão readaptadas ao
ambiente da usina, a emissão dos gases de efeito estufa pelo reservatório é considerada
nula e não existe a necessidade de deslocamento compulsório da população.
Caso não haja interferência no nível do reservatório, como acontece no caso de
repotenciação do tipo reabilitação, são afastadas as hipóteses de novos processos
erosivos à margem do lago, de novas decomposições orgânicas que afetam a qualidade
da água e de inundações de terras cultiváveis, matas nativas, etc. Este tipo de
repotenciação é o mais praticado em usinas de grande porte, por não causar nenhum
impacto ambiental, já que qualquer alteração no reservatório de uma grande usina
implicaria em graves impactos e custos elevados que poderiam inviabilizar a obra.
Projetos de repotenciação que resultam na reativação de usinas sem interferir no
nível do reservatório, como é apresentado no estudo de caso de uma PCH realizado
neste trabalho, também representa uma opção que não agride o meio ambiente além de
gerar expectativas, aumentar as arrecadações municipais, gerar novos empregos à
comunidade, incentivar o turismo, a pesca recreativa, afetando positivamente a
economia local. Nas usinas podem ser desenvolvidos projetos educacionais para a
população em parceria com instituições municipais, abordando temas como:
piscicultura, agricultura, preservação ambiental, preservação das espécies em extinção,
uso racional de energia elétrica, uso racional da água, entre outros. Projetos
educacionais voltados para a conscientização sobre a importância da preservação e do
uso racional dos recursos disponíveis são fundamentais para se diminuir a necessidade
da expansão dos sistemas, economizando nos custos das obras, custos operacionais,
minimizando os impactos ambientais e socioculturais, e melhorando a qualidade de
vida da população.
84
A repotenciação do tipo reconstrução, mais praticada em pequenas centrais, pode
causar impactos, o que implicaria na necessidade da elaboração de um Relatório
Ambiental Simplificado (RAS) e, possivelmente, um novo EIA para que a usina
adquira um novo licenciamento de operação (VEIGA, 2001).
4.1.5 Legislação e Licenciamento Ambiental
A Constituição Federal de 1998 é tida como um grande marco na mudança de
concepção sobre o meio ambiente. Ela consagra o direito de todos os brasileiros ao
meio ambiente ecologicamente equilibrado, enfatizando o papel do cidadão na sua
proteção e gestão.
A participação dos cidadãos e das organizações da sociedade civil em defesa do
meio ambiente ocorre através do processo de Avaliação de Impacto Ambiental (AIA) e
dos meios judiciais (Ação Civil Pública - ACP e Ação Popular - AP) que permitem a
proteção do meio ambiente como de interesse difuso. A AIA inclui os procedimentos
que vão desde os estudos de impacto até a audiência pública (DARZÉ, 2002).
Quanto aos recursos hídricos, a Lei n
o
. 9.433 de 08 jan. 1997 estabeleceu a
Política Nacional de Recursos Hídricos (PNRH) como complementar à Política
Nacional do Meio Ambiente (PNMA), estabelecida pela Lei n
o
. 6.938 de 31 ago. 1981,
cujo objetivo principal é estabelecer a compatibilidade do desenvolvimento econômico
social com a preservação da qualidade do meio ambiente e do equilíbrio ecológico
(VEIGA, 2001). Um dos objetivos da PNRH é assegurar à atual e às futuras gerações a
necessária disponibilidade de água, em padrões de qualidade adequado aos respectivos
usos e a utilização adequada e racional dos recursos hídricos visando o
desenvolvimento sustentável.
Deste modo, a Constituição Brasileira prevê que para assegurar a efetividade do
direito ao meio ambiente ecologicamente equilibrado compete ao Poder Público exigir,
na forma da lei, que seja realizado um rigoroso processo de licenciamento ambiental
para instalação de obra ou atividade potencialmente causadora de significativa
degradação do meio ambiente, como no caso da construção de usinas hidrelétricas
(SOUSA, 2000).
85
As etapas do licenciamento ambiental referente à construção de uma usina
hidrelétrica, podem ser divididas em (DARZÉ, 2002):
Estudo de Inventário: Realiza-se o levantamento dos dados da bacia
hidrográfica e carbonífera, para se determinar o potencial hidráulico do
recurso hídrico e a sua forma de aproveitamento. Devem-se selecionar
adequadamente as áreas de implantação mais favoráveis, levando em conta os
impactos sobre as demais atividades associadas (áreas de inundação, áreas de
preservação, reservas indígenas, mineração, transporte, etc.).
Estudo de Viabilidade do Projeto: Nesta etapa devem ser elaborados o Estudo
de Impacto Ambiental (EIA) e o Relatório de Impacto no Meio Ambiente
(RIMA), de caráter obrigatório segundo a Resolução n
o
. 001 de 23 jan. 1986
instituída pelo Conselho Nacional do Meio Ambiente (CONAMA). No EIA-
RIMA devem constar todos os Programas Básicos Ambientais (PBAs) e as
condicionantes que deverão ser implementadas para a submissão ao órgão
fiscalizador competente (IBAMA ou órgão estadual). É nesta etapa também
que todos os agentes envolvidos (comunidades, ONGs, governos, assembléias
legislativas, etc.) tem participação direta no processo através das audiências
públicas obrigatórias.
O financiamento de projetos por entidades governamentais brasileiras fica
condicionado, com o Decreto 99.274/90, ao licenciamento ambiental. Isto pode ser
observado via junção do preceito constitucional e dos preceitos da legislação ordinária
(Leis 6.803/80 e 6.938/81) e, somente após a aprovação dos referidos estudos, o
projeto poderá ir a leilão (VEIGA, 2001).
Para assinar a concessão, o vencedor deve ter a Licença Prévia (LP) concedida
pelo órgão fiscalizador com base nos EIA-RIMA. Para iniciar as obras, o
concessionário precisa da Licença de Instalação (LI), a qual é expedida pelo órgão
fiscalizador mediante a verificação da evolução adequada da implementação dos
PBAs, iniciados na etapa denominada “Projeto Básico” do empreendimento. Após a
conclusão das obras, o investidor parte para a Licença de Operação (LO) que permitirá
o enchimento do reservatório e o início da operação da usina. Durante a operação,
deverá ser avaliado o desempenho dos equipamentos antipoluentes e dos programas
86
ambientais implantados É importante destacar que, ainda que sejam cumpridas todas
as exigências previstas no EIA-RIMA, o investidor ainda fica sujeito a ações judiciais
(ACP e/ou AP) que venham a impedir ou postergar o recebimento de qualquer das
licenças.
As licenças expedidas têm prazo de validade limitado. Uma vez expirado o
prazo, será necessária a solicitação de uma prorrogação (nos casos da LP e LI) ou de
uma renovação (no caso da LO) da licença junto ao órgão ambiental competente. O
artigo 18
o
da Resolução 237/97 do CONAMA, que regulamenta para todo o território
nacional os procedimentos para o Licenciamento Ambiental, define que o órgão
ambiental competente estabelecerá os prazos de validade para cada tipo de licença.
Em novembro de 1986, foi editado o I Plano Diretor para Proteção e Melhoria do
Meio Ambiente nas Obras e Serviços do Setor Elétrico (I PDMA), marcando a
reorientação do setor no equacionamento das questões sócio-ambientais. Esse plano
contemplou os empreendimentos do Plano de Recuperação Setorial, correspondendo à
expansão dos sistemas de suprimento no curto e médio prazo (VEIGA, 2001).
O II Plano Diretor de Meio Ambiente do Setor Elétrico (PDMA) resulta de um
processo de aperfeiçoamento do anterior e se vincula, no médio prazo, ao Plano
Decenal de Expansão 1990/1999.
No Brasil, não existe no PMDA orientação específica para obras de
repotenciação de usinas. Devem ser seguidas as diretrizes da regulamentação em vigor
para novos empreendimentos. Todo acréscimo de geração deve ser registrado e
autorizado pela ANEEL. As Resoluções da ANEEL que se aplicam à repotenciação de
grandes e pequenas centrais hidrelétricas são (COMASE/LAISE, 2007):
A Resolução ANEEL 395/98 (04 dez. 1998, DOU 07 dez. 1998) - estabelece
procedimentos gerais para registro e aprovação de estudos de viabilidade e
projeto básico de empreendimentos de geração hidrelétrica, assim como da
autorização para exploração de centrais hidrelétricas e declara de utilidade
pública, para fins de desapropriação, das áreas necessárias à implantação de
instalações de geração de energia elétrica (vide Resolução ANEEL 259/2003).
Os estudos e projetos serão avaliados quanto: ao desenvolvimento dos estudos
ou projetos fundamentados em estudos básicos consistentes e adequados à
87
etapa e ao porte do empreendimento; ao atendimento da boa técnica em nível
de projetos e soluções para o empreendimento, especialmente quanto às
condições de atualidade, eficiência e segurança e apresentação de custos com
precisão adequada às diversas etapas de desenvolvimento dos estudos, de
modo a garantir uma correta definição do dimensionamento ótimo, de acordo
com as normas técnicas e procedimentos instituídos pela ANEEL; à
articulação com os órgãos ambientais e de gestão de recursos hídricos, nos
níveis federal e estadual, bem como junto a outras instituições com interesse
direto no empreendimento, quando for o caso, visando a definição do
aproveitamento ótimo e preservando o uso múltiplo das águas; e à obtenção do
licenciamento ambiental pertinente (Art. 12 e incisos).
Resolução ANEEL 112/99 (18 maio 1999, DOU 19 maio 1999) - estabelece
requisitos necessários à obtenção de Registro ou Autorização para a
implantação, ampliação ou repotenciação de centrais geradoras termelétricas,
eólicas e de outras fontes alternativas de energia, como as PCHs. A
autorização de centrais geradoras com potência superior a 5.000 kW deverá
ser solicitada à ANEEL, mediante requerimento acompanhado de relatório
contendo a obtenção das licenças ambientais, entre outros (Art. quinto, j). Para
início das obras de implementação e início de operação a Autorizada deverá,
previamente ao início da construção da central geradora e de sua operação,
remeter à ANEEL cópia da LI e LO (Art. 16). A Autorizada deverá manter em
seu arquivo, à disposição da ANEEL, o EIA/RIMA ou estudo ambiental
formalmente requerido pelo órgão ambiental conforme legislação específica
de meio ambiente (Art. 17, I).
4.2 A ENERGIA ELÉTRICA E O MERCADO DE CARBONO
A repotenciação de usinas hidrelétricas, em especial as PCHs, é um mecanismo
de obtenção de créditos de carbono, como já fora mencionado nos capítulos anteriores.
88
Dentro desta concepção é apresentado um panorama geral sobre os principais
conceitos relacionados ao mercado de carbono e como empreendimentos energéticos
podem se beneficiar com esta oportunidade de negócio sustentável e emergente.
4.2.1 Tratado de Quioto e Mecanismo de Desenvolvimento Limpo
O Tratado de Quioto, negociado pela Comissão das Nações Unidas para a
Mudança do Clima (CNUMC) e assinado em 1997, cria para os países desenvolvidos a
obrigação de reduzir as emissões de gases de efeito estufa, cujos efeitos já começaram
a ser sentido de maneira dramática em todo o mundo. O efeito estufa é o processo pelo
qual a presença de gases atmosféricos faz com que a terra mantenha uma temperatura
maior do que se esses gases não existissem. O problema é que a quantidade desses
gases na atmosfera vem aumentando descontroladamente.
O Tratado estabelece metas de redução de emissões para a grande maioria dos
países desenvolvidos, que deverão reduzir suas emissões de gases de efeito estufa
entre 2008 e 2012, em 5,2% em relação às emissões registradas em 1990.
O Tratado não poderia entrar em vigor antes de os EUA ou a Rússia o
subscrevessem. Isto porque os EUA sozinhos representam 36% das emissões globais
de gases de efeito estufa e a Rússia 17% (ARAUJO, 2000). Pressionado pela indústria
norte-americana, o governo Bush rejeitou o Tratado, mas com assinatura da Rússia,
em dezembro de 2004, o Tratado finalmente entrou em vigência a partir de fevereiro
de 2005 (O Estado de São Paulo, 26 jul. 2005).
De acordo com a matéria publicada no site da BBCBrasil, em 09 mar. 2007, a
meta européia de redução das emissões de CO
2
passará de 20% a 30% quando a União
Européia (UE) chegar a um "acordo mundial e completo" com os demais países
industrializados em relação aos objetivos a partir de 2012, quando expira o atual
Tratado de Quioto. Até 2050, a diminuição coletiva das emissões de CO
2
deve ficar
entre 60% e 80%. No documento com o plano de ação, o Conselho Europeu também
reafirma a importância fundamental do objetivo estratégico de limitar o aumento da
temperatura média mundial a não mais de 2
o
C em relação aos dos níveis pré-
industriais, que vem a ser a temperatura média do planeta registrada antes da revolução
89
industrial, no século XVIII, quando ainda não havia emissões de gases de efeito estufa.
A Terra já aqueceu 0,8
o
C acima dos níveis pré-industriais e, estima-se que se
ultrapassar os 2
o
C pode chegar ao denominado “ponto de não retorno”, onde algumas
regiões do planeta enfrentarão períodos de seca, más colheitas e falta de água
(BIZZOTTO, 2007).
Para que os países desenvolvidos possam atender as metas de redução de
emissões, foram criados três mecanismos de flexibilização: o Comércio de Emissões, a
Implementação Conjunta e o Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL). Dos três
mecanismos criados, o mais importante para o Brasil é o chamado Mecanismo de
Desenvolvimento Limpo (MDL), que é o único que permite a participação dos países
em desenvolvimento.
Esse mecanismo permite que os países desenvolvidos possam investir em
projetos de redução de emissões de gases de efeito estufa nos países em
desenvolvimento, gerando créditos de carbonos (Reduções Certificadas de Emissões –
RCEs) (VICTER, 2005). As emissões de gases de efeito estufa (GEEs) que ocorreriam
na ausência de projetos como os do MDL, considerando as tecnologias disponíveis e
as condições econômicas prevalecentes, são definidos como linha de base (REIS,
2002).
No caso dos países desenvolvidos, o interesse em investir em projetos MDL se
deve ao fato de o custo marginal de abatimento das emissões nos países em
desenvolvimento serem menores que em seus próprios territórios. No caso do MDL, os
projetos devem resultar em benefícios reais, mensuráveis e de longo prazo em relação
à redução de emissões de Gases de Efeito Estufa (GEE) e devem ser adicionais, ou
seja, deve ser assegurado que a redução de emissões não ocorreria na ausência do
projeto MDL (SANTOS, 2005).
Para que um projeto resulte em RCEs, as atividades de projeto do MDL devem,
necessariamente, passar pelas sete etapas do ciclo do projeto, sendo elas (MCT/MDL,
2007):
Elaboração de Documento de Concepção de Projeto (DCP), usando
metodologia de linha de base e plano de monitoramento aprovados; validação
90
(verifica se o projeto está em conformidade com a regulamentação do Tratado
de Quioto);
Aprovação pela Autoridade Nacional Designada (AND), que no caso do Brasil
é a Comissão Interministerial de Mudança Global do Clima (CIMGC), que
tem a função de verificar a contribuição do projeto para o desenvolvimento
sustentável;
Submissão ao Conselho Executivo para registro;
Monitoramento;
Verificação/certificação;
Emissão de RCEs segundo o acordo de projeto.
A elaboração do Documento de Concepção de Projeto (DCP) é a primeira etapa
do ciclo. Esse documento deverá incluir, entre outras coisas, a descrição: das
atividades de projeto; dos participantes da atividade de projeto; da metodologia da
linha de base; das metodologias para cálculo da redução de emissões de gases de efeito
estufa e para o estabelecimento dos limites da atividade de projeto e das fugas; e do
plano de monitoramento. Deve conter, ainda, a definição do período de obtenção de
créditos, a justificativa para adicionalidade da atividade de projeto, o relatório de
impactos ambientais, os comentários dos atores e informações quanto à utilização de
fontes adicionais de financiamento. Os responsáveis por essa etapa do processo são os
participantes do projeto.
A validação é o segundo passo no Brasil e corresponde ao processo de avaliação
independente de uma atividade de projeto por uma Entidade Operacional Designada
(EOD), no tocante aos requisitos do MDL, com base no DCP. A aprovação, por sua
vez, é o processo pelo qual a AND das partes envolvidas confirmam a participação
voluntária e a AND do país onde são implementadas as atividades de projeto do MDL
atesta que tal atividade contribui para o desenvolvimento sustentável do país. No caso
do Brasil, os projetos são analisados pelos integrantes da Comissão Interministerial,
que avaliam o relatório de validação e a contribuição da atividade de projeto para o
desenvolvimento sustentável do país, segundo cinco critérios básicos: distribuição de
renda, sustentabilidade ambiental local, desenvolvimento das condições de trabalho e
91
geração líquida de emprego, capacitação e desenvolvimento tecnológico, e integração
regional e articulação com outros setores.
Registro é aceitação formal, pelo Conselho Executivo, de um projeto validado
como atividade de projeto do MDL. A aprovação de projetos no Conselho Executivo
do MDL é subseqüente à aprovação pela AND. A aprovação pela CIMGC é necessária
para a continuidade dos projetos, mas não é suficiente para sua aprovação pelo
Conselho Executivo, que analisa também a metodologia escolhida, a adicionalidade do
projeto, entre outros aspectos. O registro é o pré-requisito para o monitoramente, a
verificação/certificação e emissão das RCEs relativas à atividade de projeto no âmbito
do MDL.
O processo de monitoramento da atividade de projeto inclui o recolhimento e
armazenamento de todos os dados necessários para calcular a redução das emissões de
gases de efeito estufa, de acordo com a metodologia de linha de base estabelecida no
DCP, que tenham ocorrido dentro dos limites da atividade de projeto e dentro do
período de obtenção de créditos. Os participantes do projeto serão os responsáveis pelo
processo de monitoramento.
A sexta etapa é a verificação/certificação. Verificação é o processo de auditoria
periódico e independente para revisar os cálculos acerca da redução de emissões de
gases de efeito estufa ou de remoção de CO
2,
resultantes de uma atividade de projeto o
MDL que foram enviados ao Conselho Executivo por meio do DCP. Esse processo é
feito com o intuito de verificar a redução de emissões que efetivamente ocorreu. Após
a verificação, o Conselho Executivo certifica que uma determinada atividade de
projeto atingiu um determinado nível de redução de emissões de gases de efeito estufa
durante um período de tempo específico.
A etapa final é quando o Conselho Executivo tem certeza de que, cumpridas
todas as etapas, as reduções de emissões de gases de efeito estufa decorrentes das
atividades de projeto são reais, mensuráveis e de longo prazo e, portanto, podem dar
origem a RCEs. As RCEs são emitidas pelo Conselho Executivo e creditadas aos
participantes de uma atividade de projeto na proporção por eles definida e,
dependendo do caso, podendo ser utilizadas como forma de cumprimento parcial das
metas de redução de emissão de gases de efeito estufa.
92
4.2.2 A Repotenciação de Usinas Hidrelétricas e o Mercado de Carbono
A repotenciação de usinas hidrelétricas é um empreendimento que coloca energia
limpa e renovável no sistema elétrico nacional, contribuindo para o atraso do
acionamento ou mesmo para a desativação de usinas termelétricas abastecidas com
combustível fóssil, evitando a emissão de gases de efeito estufa (GEEs) gerados pela
queima desse combustível. Sendo assim, empreendedores dispostos a investir em
projetos de repotenciação, podem adquirir benefícios no mercado de créditos de
carbono, reduzindo o tempo de retorno de capital investido.
A perspectiva de a Europa elevar o corte nas emissões para 20% até 2020 deve
incentivar a vinda de fundos europeus para investir em projetos de Mecanismo de
Desenvolvimento Limpo (MDL) de países emergentes, como o Brasil. De acordo com
dados publicados no site da UOL, em 08 fev. 2007, a tonelada de carbono vem sendo
comercializada a € 4, que nos dias de hoje, corresponde a aproximadamente US$ 5,
enquanto a tonelada de gás carbônico pela ultrapassagem da meta custa em torno de
US$ 40 (LOCKWOOD, 2007). Porém, com as previsões de se elevar para 20% o corte
das emissões até 2020, o preço da tonelada de carbono tende a aumentar para valores
ainda desconhecidos. A base de representação de um crédito de carbono é a tonelada
de CO
2
equivalente (tCO
2
e), sendo que todos os outros gases de estufa são convertidos
para unidades de massa de CO
2
.
Para países como o Brasil, as receitas provenientes da comercialização dos
créditos de carbono trariam benefícios adicionais pelo fato de serem geradas em
moeda forte (dólar norte-americano ou euro), protegendo a dívida contra a
desvalorização da moeda nacional (real). Além da possibilidade de ganhar dinheiro
com a negociação dos títulos de créditos de carbono, as empresas promotoras de
projetos de repotenciação podem contar em seu balanço com um carimbo de
desenvolvimento sustentável da Organização das Nações Unidas (ONU) e melhorar
sua imagem perante este mercado emergente (MALDONADO el al., 2006).
A participação de empresas brasileiras do setor de energia no mercado de
créditos de carbono vem se tornando uma realidade, com a participação de projetos de
repotenciação de Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) e de reflorestamento em
93
andamento nas diversas instâncias de análise do Mecanismo de Desenvolvimento
Limpo abrindo possibilidades para o ingresso do setor nesse mercado ainda emergente.
Segundo reportagem publicada no jornal Gazeta Mercantil, em 16 maio 2007, até
2012, o potencial de créditos de carbono que poderão ser gerados com projetos de
repotenciação de usinas hidrelétricas pertencentes à CPFL Energia pode superar as
6,85 milhões de toneladas, com faturamento da ordem de € 10,9 milhões (DAINESE,
2007).
Para se determinar a quantidade de emissões de CO
2
e que são evitadas em um
projeto de repotenciação e que podem gerar lucros para os investidores, utiliza-se o
cálculo da linha de base. Para projetos de repotenciação de PCHs, utiliza-se a
“Metodologia consolidada de linha de base para projetos de geração de energia
renováveis conectados à rede (ACM0002/Versão 6)”, revisada pelo Conselho
Executivo do MDL em 19 maio 2006.
A linha de base vem a ser o MWh produzido pela unidade de geração renovável
multiplicado por um fator de emissão (FE) (medido em tCO
2
e/MWh) calculado como
sendo a média ponderada da margem de operação aproximada (FE_MO) e da margem
de construção (FE_MC), conforme a equação (5) apresentada no Capítulo 3:
)_5,0()_5,0( MCFEMOFEFE
Onde:
A "margem de operação aproximada" é a média ponderada das emissões (em
tCO
2
e/MWh) de todas as fontes de geração que atendem ao sistema, não
incluindo as usinas com baixo custo operacional e operação obrigatória;
A "margem de construção" é a média ponderada das emissões (em
tCO
2
e/MWh) de recentes adições de capacidade ao sistema. Essas adições são
definidas como as maiores (em MWh) das 20% mais recentes das centrais
existentes ou como as cinco centrais mais recentes (MCT/ACM0002, 2006).
Após determinada a linha de base, basta multiplicar o valor encontrado pelo
preço de venda da tonelada do carbono equivalente, para se obter a receita que o
empreendimento de repotenciação deverá receber pela implementação do projeto no
âmbito do MDL.
94
O estudo de caso de repotenciação de uma PCH que é apresentado no Capítulo 5
demonstra como os benefícios obtidos com a comercialização de créditos de carbono
podem ser incorporados no estudo de viabilidade econômica do empreendimento,
reduzindo o tempo de amortização do capital a ser investido.
95
5 ESTUDO DE CASO – PEQUENA CENTRAL HIDRELÉTRICA SODRÉ
O presente estudo de caso tem como objetivo reavaliar o potencial hidráulico do
rio que alimenta a usina a fim de verificar a possibilidade de elevar sua capacidade de
geração para, só então, realizar um estudo sobre a viabilidade econômica do projeto de
repotenciação, levando em consideração tanto os aspectos técnico-econômicos,
quantos os benefícios que o empreendimento pode adquirir no mercado de carbono.
5.1 CARACTERÍSTICAS GERAIS DA PCH SODRÉ
A PCH Sodré localiza-se no município de Guaratinguetá/SP, no Bairro dos
Pilões. O atual proprietário é a Empresa Metropolitana de Águas e Energia S.A.
(EMAE). O potencial hidráulico que alimenta a usina é proveniente do rio Piagüi, que
pertence à Bacia Hidrográfica do Rio Paraíba do Sul (CSPE, 2004).
O reservatório da barragem Sodré tem pequena capacidade de armazenamento,
sendo esta de 4.500m
3
. Da usina até a captação, são 123 metros de altura. A Figura 5
apresenta o perfil longitudinal da usina Sodré:
Figura 5: Perfil Longitudinal da PCH Sodré.
As encostas estão ocupadas por vegetação da mata atlântica. Em sua margem
direita, junto à ombreira da barragem, ocorre pequeno assoreamento.
96
A barragem foi construída de alvenaria de pedra, com comprimento total de 45 m
e altura máxima de 7,5 m. Sua base tem 9 m e a altura no topo é de 1,4 m. Suas
fundações estão em rocha gnáissicas de boa qualidade geotécnica. Na época de sua
construção, sua estrutura foi considerada, apesar de seu porte, como de alto potencial
de risco. Ela incorpora um vertedouro de fundo (comporta de 1,00 m x 0,80 m), e uma
tomada d’água na ombreira esquerda. A barragem opera como soleira livre .
A tomada d’água é integrada a uma câmara de carga, que possui duas válvulas de
controle: uma para regulagem adicional de vazão do reservatório e outra para controle
do fluxo à tubulação adutora (CSPE, 2004).
A tubulação adutora, do tipo forçada, é constituída por um conduto em aço, de
1.500 m de comprimento e diâmetro externo de 0,925 m (diâmetro interno variável de
0,912 m a 0,919 m). Ao longo de sua extensão existem quatro pontes de ferro que a
sustentam no ponto de transposição do rio Piagüi, como mostrado na Figura 5. Os
apoios são em alvenaria de pedra e concreto. O conduto encontra-se com leves
incrustações e deformações, vazamentos em alguns pontos, rompido e achatado em um
trecho que chega a 200 m de comprimento. A Figura 6 mostra a parte mais prejudicada
de toda a tubulação adutora:
Figura 6: Efeitos do Golpe de Aríete no Conduto Forçado – PCH Sodré.
97
Os vazamentos, rompimento e esmagamento do conduto forçado ocorreram
devido um fenômeno denominado golpe de aríete
6
.
A casa de força foi construída em alvenaria de pedra e tijolos, com fundações
assentadas em rochas graníticas. A usina possui três unidades geradoras de 200 kW
cada uma. As unidades geradoras apresentam-se bem conservadas, como mostra a
Figura 7:
Figura 7: Grupo Turbina-Gerador – PCH Sodré
O canal de fuga é constituído por duas saídas conjuntas e uma isolada, atendendo
às descargas das três unidades. As condições de manutenção não são boas.
O projeto hidrelétrico não tem instrumentos de controle hidrométrico. Uma
estação Pluviométrica acha-se preservada à entrada da Casa de Força.
A subestação localiza-se ao lado da Casa de Força. Suas condições de
conservação são boas, assim como as de drenagem superficial (CSPE, 2004).
6
Por golpe de aríete se denominam as variações de pressão decorrentes de variações da vazão, causadas
por
alguma perturbação, voluntária ou involuntária, que se imponha ao fluxo de líquidos em condutos, tais como
operações de abertura ou fechamento de válvulas, falhas mecânicas de dispositivos de proteção e controle,
parada de turbinas hidráulicas e ainda
de bombas causadas por queda de energia no motor, havendo, no entanto,
outros tipos de causas
.
Disponível em: http://pt.wikipedia.org/wiki/Golpe_de_ar%C3%ADete.
98
A usina Sodré fornecia energia através de uma linha de 13,8 kV com a freqüência
de 60 Hz, para a cidade de Guaratinguetá.
A inauguração aconteceu em 1912 e a Sodré foi desativada pela primeira vez em
1982. De 1986 a 1990, passou por reforma, voltando a funcionar de 1990 até 1992.
Após a explosão do trecho da tubulação, mostrado na Figura 6 e a empresa proprietária
da usina optou pela sua desativação definitiva devido à pouca energia gerada pela
mesma. O desinteresse pela Sodré era tanto que, em 2002, EMAE apresentou à
ANEEL o pedido de desistência em continuar exercendo o direito de exploração da
usina, segundo consta na Resolução da ANEEL n
o
. 390, de 17 jul. 2002.
5.2 AVALIAÇÃO DA CAPACIDADE DE GERAÇÃO DA PCH SODRÉ
A avaliação do potencial hidráulico do Rio Piagüi é necessária para se verificar a
real capacidade de geração de energia elétrica da usina Sodré. Para isso, é preciso
determinar a máxima e mínima vazão que poderá ser regularizada no Rio Piagüi.
A Tabela 20 apresenta as Vazões Médias Mensais por Ano e as Vazões Médias
Mensais do Período de 1971 a 2002, obtidas a partir das Vazões Médias Diárias
registradas no Rio Piagüi, dadas em m³/s, e que encontram-se disponíveis no site do
Departamento de Águas e Energia Elétrica do Estado de São Paulo (DAEE).
Tabela 20: Vazões Médias Mensais do Rio Piagüi (1971- 2002) (DAEE, 2007).
Ano jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
1971
2,31 1,72 4,10 3,04 1,90 3,19 1,85 1,76 2,05 4,16 5,35 8,56
1972
5,68 5,94 5,31 4,85 3,42 2,06 1,92 2,27 1,99 2,92 5,64 4,84
1973
7,22 11,43 6,81 6,98 3,93 2,91 2,57 2,17 2,07 2,90 2,90 6,28
1974
7,68 4,04 7,15 5,00 3,14 2,85 2,03 1,77 1,33 1,49 1,33 4,57
1975
5,13 5,02 4,02 3,88 2,77 2,13 1,89 1,33 1,18 1,94 5,49 7,42
1976
5,14 9,62 9,06 6,15 5,16 3,91 5,39 3,34 5,32 4,20 6,45 7,17
1977
9,32 5,26 4,70 5,01 3,13 2,58 1,91 1,67 2,36 1,80 2,77 4,67
1978
7,17 4,44 6,83 3,35 2,75 2,49 2,02 1,56 1,18 1,34 3,28 5,34
1979
6,52 9,17 8,10 4,37 3,49 2,44 2,39 2,10 2,70 2,85 4,76 6,45
1980
7,73 6,47 4,16 7,23 3,32 2,66 1,92 1,89 1,67 2,32 5,49 5,50
1981
9,89 5,04 6,81 4,58 3,10 2,71 2,08 1,69 1,24 3,29 5,11 6,20
1982
9,75 5,26 13,48 8,10 4,18 3,40 2,71 2,50 1,69 2,79 1,99 5,53
1983
11,85 10,09 11,40 7,29 5,67 9,63 4,08 2,71 7,98 6,89 5,33 10,67
99
Ano jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
1984
4,65 3,33 3,29 3,75 3,50 1,79 1,36 1,79 1,66 0,82 1,30 5,47
1985
15,89 16,03 15,58 6,65 3,72 2,95 1,87 1,32 2,23 1,19 3,81 6,61
1986
5,67 7,88 14,47 - 4,77 2,49 2,60 2,56 1,74 1,47 1,91 6,82
1987
8,09 4,84 4,26 7,96 5,17 4,15 2,74 2,19 2,66 3,00 2,07 8,30
1988
7,62 12,84 11,63 7,24 6,15 4,03 2,59 1,81 2,14 4,57 3,42 5,59
1989
9,24 10,92 13,69 5,00 3,57 3,22 2,64 2,00 1,94 1,60 9,85 9,75
1990
5,64 4,79 5,52 3,76 2,66 1,84 1,83 2,23 2,80 2,89 2,38 3,29
1991
19,67 10,67 15,90 9,79 4,81 3,48 2,43 2,18 1,67 5,36 2,55 3,07
1992
9,38 4,28 4,85 6,08 3,57 2,23 2,10 2,09 11,19 7,21 8,51 11,44
1993
5,82 18,33 13,16 3,25 3,14 2,53 1,82 1,53 2,52 2,70 1,44 4,32
1994
6,09 2,81 6,31 9,33 4,59 2,91 2,06 1,51 1,23 1,39 4,08 7,04
1995
9,22 14,86 8,73 2,98 3,48 2,93 2,85 1,44 2,10 10,82 6,28 6,27
1996
11,41 7,91 11,56 5,79 3,40 2,72 2,17 1,85 6,51 3,06 9,81 8,46
1997
7,32 5,42 8,42 4,41 2,58 4,18 1,91 1,20 1,33 2,01 6,90 4,19
1998
9,51 9,15 9,39 4,12 2,06 1,25 1,01 1,89 2,46 5,50 2,83 5,72
1999
20,89 14,69 14,90 8,99 4,28 4,65 3,92 3,38 3,14 2,55 3,83 9,47
2000
15,73 14,86 14,81 9,74 3,35 3,08 4,24 4,59 3,86 3,38 5,19 7,19
2001
14,54 8,44 6,19 7,23 3,01 1,94 - - 4,13 4,50 4,62 13,25
2002
10,32 11,28 11,99 5,32 3,66 2,02 - - - - 5,64 12,34
Qmed 9,13 8,34 8,96 5,85 3,67 3,04 2,43 2,08 2,84 3,32 4,45 6,93
Para se determinar a máxima e a mínima vazão que pode ser regularizada pelo rio
Piagüi, é necessário determinar o ano cujos valores das vazões médias mensais mais se
aproximam dos valores das médias aritméticas mensais do período analisado (1971 -
2002). Este ano é denominado Ano Típico e vem a ser aquele que apresenta o menor
valor da somatória descrita na equação (11) (SOUZA, 1992):
2
12
1
)(
med
i
mi
QQ
(11)
Onde:
Q
mi
: Vazão mensal registrada na Tabela 20, para cada ano do histórico;
Q
med
: média aritmética das vazões mensais de todo o período (1971 - 2002).
A Tabela 21 apresenta o resultado da somatória descrita na equação (12), desde o
ano 1971 a 2002.
100
Tabela 21: Resultados da Somatória (Qmi-Qmed)²
Ano Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Somatória
1971
46,48 43,80 23,58 7,87 3,13 0,02 0,34 0,10 0,63 0,71 0,82 2,65
130,13
1972
11,89 5,75 13,29 0,99 0,06 0,96 0,26 0,04 0,72 0,16 1,42 4,37
39,93
1973
3,64 9,56 4,60 1,29 0,07 0,02 0,02 0,01 0,59 0,18 2,39 0,42
22,79
1974
2,10 18,48 3,26 0,72 0,28 0,04 0,16 0,09 2,28 3,35 9,72 5,57
46,04
1975
15,98 11,01 24,36 3,86 0,81 0,83 0,29 0,56 2,76 1,90 1,09 0,24
63,70
1976
15,90 1,64 0,01 0,09 2,22 0,75 8,76 1,59 6,15 0,77 4,01 0,06
41,97
1977
0,04 9,48 18,11 0,70 0,29 0,21 0,27 0,17 0,23 2,31 2,81 5,11
39,73
1978
3,83 15,20 4,52 6,23 0,85 0,30 0,17 0,27 2,76 3,92 1,36 2,53
41,94
1979 6,80 0,69 0,73 2,18 0,03 0,36 0,00 0,00 0,02 0,22 0,10 0,23 11,37
1980
1,95 3,49 23,00 1,92 0,12 0,15 0,26 0,04 1,37 1,00 1,09 2,05
36,43
1981
0,58 10,88 4,60 1,60 0,32 0,11 0,12 0,15 2,56 0,00 0,44 0,53
21,91
1982
0,39 9,48 20,47 5,08 0,26 0,13 0,08 0,18 1,32 0,28 6,04 1,96
45,67
1983
7,41 3,07 5,97 2,09 4,00 43,40 2,72 0,40 26,41 12,75 0,78 13,98
122,98
1984
20,05 25,08 32,10 4,39 0,03 1,57 1,14 0,08 1,39 6,25 9,90 2,13
104,13
1985
45,73 59,16 43,88 0,65 0,00 0,01 0,31 0,57 0,37 4,54 0,41 0,10
155,73
1986
11,96 0,21 30,41 - 1,21 0,30 0,03 0,23 1,21 3,42 6,44 0,01
55,44
1987
1,08 12,24 22,05 4,47 2,25 1,23 0,10 0,01 0,03 0,10 5,65 1,87
51,08
1988
2,27 20,26 7,15 1,94 6,15 0,98 0,03 0,07 0,49 1,56 1,06 1,80
43,77
1989
0,01 6,66 22,41 0,72 0,01 0,03 0,04 0,01 0,81 2,96 29,19 7,95
70,80
1990
12,16 12,59 11,80 4,35 1,02 1,45 0,36 0,02 0,00 0,18 4,27 13,26
61,47
1991
111,14 5,44 48,22 15,56 1,30 0,19 0,00 0,01 1,37 4,16 3,60 14,91
205,90
1992
0,06 16,47 16,86 0,05 0,01 0,66 0,11 0,00 69,71 15,13 16,51 20,33
155,90
1993
10,94 99,83 17,68 6,74 0,28 0,26 0,37 0,30 0,10 0,38 9,04 6,82
152,75
1994
9,23 30,56 7,00 12,14 0,85 0,02 0,14 0,32 2,60 3,72 0,13 0,01
66,72
1995
0,01 42,53 0,05 8,21 0,04 0,01 0,18 0,41 0,55 56,25 3,36 0,44
112,03
1996
5,21 0,18 6,78 0,00 0,07 0,10 0,07 0,05 13,46 0,07 28,76 2,34
57,10
1997
3,27 8,52 0,29 2,06 1,19 1,29 0,27 0,77 2,28 1,72 6,02 7,51
35,18
1998 0,15 0,66 0,19 2,98 2,59 3,21 2,02 0,04 0,15 4,75 2,62 1,47 20,81
1999
138,35 40,34 35,34 9,89 0,37 2,59 2,22 1,70 0,09 0,59 0,38 6,45
238,30
2000
43,59 42,53 34,27 15,16 0,10 0,00 3,28 6,31 1,04 0,00 0,55 0,07
146,91
2001
29,29 0,01 7,65 1,92 0,44 1,21 - - 1,66 1,39 0,03 39,93
83,53
2002
1,42 8,65 9,21 0,28 0,00 1,04 - - - - 1,42 29,26
51,28
Pode-se observar na Tabela 21, que o ano que apresenta o menor valor da
somatória é 1979. Porém, neste trabalho, será considerado como sendo o Ano Típico o
ano que apresenta o segundo menor valor da somatória descrita na equação (11), que
conforme a Tabela 21, vem a ser o ano de 1998.
A escolha de 1998 ao invés de 1979 justifica-se por representar uma análise mais
conservadora sobre os aspectos que envolvem este projeto de repotenciação.
Considerando 1979 como sendo o Ano Típico, o estudo hidrológico apontaria uma
capacidade de geração de usina Sodré três vezes maior que a atualmente instalada,
101
indicando que a repotenciação a ser adotada neste caso, seria do tipo reconstrução.
Não seria possível manter a mesma infra-estrutura da usina no caso de se triplicar a
potência instalada da mesma. Seria necessário substituir todas as máquinas, tubulação
adutora, tomadas d’água, etc., ou seja, construir uma nova PCH. Esta opção implicaria
em custos muito mais elevados, maior prazo de implementação do projeto e impactos
ambientais que exigiria a elaboração de um novo EIA-RIMA para que a usina pudesse
obter a Licença de Operação. Por estar totalmente na contramão do objetivo proposto
neste trabalho, que é buscar obter ganhos de energia elétrica de forma sustentável, sem
impactar o meio ambiente, é que se decidiu por considerar 1998 como sendo o Ano
Típico e optar por uma repotenciação do tipo reabilitação ao invés de reconstrução.
O gráfico da Figura 8 apresenta a máxima vazão regularizada (média aritmética
das vazões mensais no ano de 1998): Q= 4,57 m
3
/s e a vazão mínima (menor vazão
registrada no ano de 1998): Q
Min
= 1,01 m
3
/s.
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
jan fev mar abr maio jun jul ago set out nov dez
Vazão - Q [m³/s]
Mímina Vazão
Máxima Vazão Regularizada
Figura 8: Vazões Médias Mensais no ano de 1998
A potência disponível considerando a máxima vazão regularizada é determinada
pela equação (12) (SOUZA, 1992):
hQP
81,9 (12)
102
Sendo:
: 0,90 – Rendimento
Q: 4,57 m
3
/s – Vazão regularizada no ano de 1998
h : 123 m – Altura da queda d’água
MWP 96,412357,49,081,9
Considerando a máxima vazão regularizada de 4,57 m
3
/s, o rendimento de 0,90 e
a altura da usina até a captação de 123 m, a capacidade de geração da usina chegaria a
aproximadamente 5 MW. Porém, torna-se inviável alcançar essa potência, pois o
reservatório da usina Sodré é de apenas 4.500 m
3
e seria necessário aumentar o volume
do reservatório para 46.582 m
3
(MALDONADO et al, 2005). Isso implicaria em
impactos ambientais maiores, elevando os custos da repotenciação, entre outros
aspectos negativos que inviabilizam esta opção.
A potência disponível considerando a PCH à fio d’água (vazão mínima) é
determinada da seguinte maneira:
Vol: 4.500 m
3
– Volume do reservatório
: 0,85 – Rendimento
Q
Mín
: 1,01 m
3
/s – Vazão mínima no ano de 1998.
MWP 05,112301,185,081,9
Verifica-se, então, que é possível fazer um melhor aproveitamento do potencial
hidráulico do Rio Piagüi, aumentando a capacidade instalada da usina Sodré em até
75% da sua capacidade atual, considerando a usina a fio d’água. Sendo garantido este
aumento na capacidade de geração, é possível realizar a repotenciação da usina,
substituindo as máquinas geradoras por outras três de 350 kVA cada. Desta forma,
devem ser trocados os reguladores de tensão e velocidade, os transformadores e outros
equipamentos necessários para adaptar a usina às novas condições de geração de
energia. Também se faz necessário o reparo dos 200 m da tubulação adutora que
encontra-se danificada.
103
5.3 AVALIAÇÃO ECONÔMICA DA REPOTENCIAÇÃO DA PCH SODRÉ
Após realizado o levantamento dos dados em relação à capacidade de geração da
PCH Sodré e dos componentes a serem substituídos no processo de repotenciação, é
possível realizar a análise de viabilidade econômica do projeto, conforme apresentado
no Capítulo 3. Como a usina encontra-se desativada e, neste caso, o fator de
capacidade (FC) é desconhecido, são realizados três cenários de análise variando este
parâmetro com o propósito de aumentar a confiabilidade do estudo de viabilidade
econômica do projeto de repotenciação. Os cenários, apresentados a seguir,
consideram valores típicos de fator de capacidade:
Cenário de Referência FC = 0,75;
Cenário Baixo FC = 0,60;
Cenário Alto FC = 0,90.
5.3.1 Análise de Viabilidade Econômica – Cenário de Referência
O Cenário de Referência é considerado como o que apresenta a análise mais
conservadora para o estudo da viabilidade econômica do projeto de repotenciação da
usina Sodré.
A receita anual obtida com a comercialização da energia gerada (R
EE
) e os
parâmetros envolvidos neste cálculo, de acordo com a equação (3), são:
Fator de Capacidade (FC)
: 0,75
Potência Instalada (P): 1,05 MW
Tarifa de Comercialização de Energia Elétrica (T
E
): R$ 79,29 /MWh (Resolução da
ANEEL n
o
. 488, de 29 ago. 2002)
Tarifa de Demanda de Energia Elétrica (T
D
): R$ 5,30 /kW (Resolução Homologatória
da ANEEL n
o
. 139, de 27 jun. 2005)
R
EE
= R$ 552.547,07
104
A receita anual obtida com a comercialização dos créditos de carbono gerados
(R
CC
) e os parâmetros envolvidos neste cálculo, de acordo com a equação (4), são:
Tarifa de Comercialização de Créditos de Carbono (T
C
): R$ 10,00/ tCO
2
e
Fator de emissão de CO
2
e (FE): 0,2783 tCO
2
e/MWh, de acordo com a equação (5),
sendo:
Fator de emissão de CO
2
e na margem operacional (FE_MO): 0,4310 tCO
2
e/MWh
(MCT/MDL_DCP, 2006)
Fator de emissão de CO
2
e na margem construtiva (FE_MC): 0,1256 tCO
2
e/MWh
(MCT/MDL_DCP, 2006)
R
CC
= R$ 19.198,53
A receita anual total (R
T
) obtida, de acordo com a equação (2) é:
R
T
= R$ 571.745,59
O orçamento dos equipamentos eletromecânicos a serem substituídos, foi obtido
através da WEG Indústrias S.A. e está apresentado na Tabela 22:
Tabela 22: Custos dos Equipamentos Eletromecânicos
Unitário Total
3 Gerador de 350kVA 26.030,00 78.090,00
2 Transformador de 500kVA 17.960,00 35.920,00
3 Regulador de Tensão 1.500,00 4.500,00
3 Regulador de Velocidade 1.800,00 5.400,00
- Demais Equipamentos 19.000,00 19.000,00
CUSTO TOTAL 142.910,00R$
Custo [R$]
Qtde Componente
Conforme a equação (6), para se calcular o custo total da obra de repotenciação
foram considerados:
105
Custo de Projeto (C
P
): 7% do custo total da obra.
Custo de Repotenciação dos Equipamentos Eletromecânicos (C
E
) como sendo
a soma dos seguintes valores:
Equipamentos: R$ 142.910,00
Impostos: R$ 21.436,50
Transporte e Seguro: R$ 7.145,50
Montagem e Teste: R$ 14.291,00
Custo de Operação e Manutenção (C
O&M
): R$ 2,50/MWh.
Custo dos Tributos e Encargos (C
TE
) como sendo a soma dos seguintes
valores:
Programa de Integração Social (PIS): R$ 9.433,80
Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social (CONFINS):
R$ 43.452,66
Contribuição Provisória sobre Movimentação Financeira (CPMF):
R$ 2.172,63
Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica (TFSEE):
R$ 3.045,00 (Valor de refência: R$ 2,90/kW – PCH Sodré)
Imposto de Renda (IR): R$ 142.936,40
Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSLL): R$ 51.457,10
Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST): R$ 14.900,76
Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD): R$ 28.352,84
Uso do Bem Público (UBP): R$ 0,00 (PCH - Isenta)
Projeto e Desenvolvimento (P&D): R$ 0,00 (Repotenciação - Isenta)
Contribuição Financeira para o Uso dos Recursos Hídricos (CFURH):
R$ 0,00 (PCH - Isenta)
106
Os valores das TUST e TUSD foram considerados os utilizados no projeto da
usina Cambuci, conforme apresentado no Capítulo 3, devido à falta desses dados para
o caso específico da PCH Sodré.
C
LT
refere-se ao Custos das Perdas nas Linhas de Transmissão. O índice de
perdas (k) considerado como sendo o padrão internacional é 6%, conforme
mencionado no Capítulo 3. No caso da Sodré supõe-se neste trabalho um
índice de 2% pelo fato da usina se localizar a apenas 10 Km do centro
consumidor. Sendo assim, C
LT
é calculado pela equação (13):
100
8760
k
TFCPC
ELT
(13)
C
LT
= R$ 10.939,64
O Custo com Obras Civis (C
C
) refere-se ao custo de manutenção de 100
metros do conduto forçado que apresentam leves incrustações e deformações e
da substituição de outros 100 metros que se encontram bastante danificados
em função do golpe de aríete. De acordo com a Conta .12.19.34.23.23 das
Diretrizes da Eletrobrás para Projetos de PCH, considera-se como custo de
aquisição o valor de US$2.500/tonelada de conduto forçado metálico. A
quantidade deverá ser calculada com base na espessura da chapa,
comprimento, diâmetro e peso de 0,00785 t/m
2
para cada milímetro de
espessura. Adiciona-se ao valor total as mesmas porcentagens para impostos,
transporte, seguro, montagem e teste utilizadas para os equipamentos
eletromecânicos.
Deste modo, calcula-se o custo total (C
T
) através da soma dos valores abaixo:
C
P
= R$ 45.015,38
C
E
= R$ 185.783,00
C
O&M
= R$ 17.246,25
107
C
TE
= R$ 295.751,20
C
LT
= R$ 10.939,64
C
C
= R$ 88.341,41
Custo de Indisponibilidade (C
I
) = R$ 0,00 (Usina Desativada)
Custos Ambientais (C
A
)= R$ 0,00 (Repotenciação do tipo Reabilitação)
C
T
= R$ 643.076,88
Considerando o Tempo de Amortização do Investimento (n) de cinco anos, uma
Taxa de Juros (i) de 12% ao ano, o Custo Anual Equivalente do projeto de
repotenciação (A), a partir da equação (8), é:
A = R$ 178.395,78
Desta forma, o Custo da Energia Produzida (CEP), de acordo com a equação (9),
é de:
CEP = R$ 25,86/MWh
A Receita por Energia Produzida (REP), conforme a equação (10), é:
REP = R$ 82,88/MWh
Mesmo sendo verificada que a receita por energia produzida (REP) é maior do
que o custo da energia produzida (CEP), ainda não é possível garantir que o projeto é
economicamente viável considerando o tempo de retorno de cinco anos. Como o
projeto de repotenciação refere-se a uma usina que se encontra desativada, como
explicado no Capítulo 3, é preciso verificar se a parcela destinada para amortização do
investimento não é maior do que a diferença entre a receita anual total e os custos
associados ao funcionamento da usina em cada ano, ou seja:
0)]([
&
ACCCR
LTTEMOT
108
Sendo X = ACCCR
LTTEMOT
)]([
&
, um Índice de Viabilidade Econômica,
tem-se para este cenário:
X = R$ 69.412,72
Este resultado indica que para o Cenário de Referência (FC = 0,75), a
repotenciação é economicamente viável para um tempo de retorno de cinco anos.
Entretanto, como o Índice de Viabilidade Econômica X é um valor maior que
zero, verifica-se a possibilidade de reduzir o tempo de retorno. Se for estimada uma
reserva de capital de 10% do valor da receita anual total da usina para qualquer
eventualidade, torna-se possível aumentar a parcela destinada para amortização do
investimento para:
A = R$ 190.633,94
Sendo assim, o Custo da Energia Produzida é de:
CEP = R$ 27,63/MWh
De acordo com a equação (7) apresentada no Capítulo 3, o tempo de retorno
passa a ser de 4 anos e 7 meses, caracterizando o empreendimento como
economicamente viável.
Para o Cenário de Referência é evitada a emissão de 1.919,85 tCO
2
e que seriam
provenientes de fontes de geração na região Sul, Sudeste e Centro-Oeste do Brasil.
Se os créditos de carbono não fossem computados na análise de viabilidade
econômica, o tempo de retorno de amortização do investimento seria de 4 anos e 9
meses, ou seja, 3,6% a mais do tempo que leva em consideração os benefícios
ambientais.
5.3.2 Análise de Viabilidade Econômica – Cenário Baixo
109
O Cenário Baixo representa uma análise menos otimista do estudo da viabilidade
econômica do projeto de repotenciação da usina Sodré.
Considerando que no Cenário de Referência são apresentados todas as variáveis e
seus respectivos valores, e que todos os cálculos são detalhados, nesta análise são
apresentados apenas os valores mais importante e que sofrem modificação devido à
variação do fator de capacidade para 0,60. Sendo assim, tem-se:
Receitas:
R
EE
= R$ 443.150,65 (Comercialização da energia elétrica)
R
CC
= R$ 15.385,82 (Comercialização dos créditos de carbono)
R
T
= R$ 458.509,47 (Receita Anual Total)
Custos:
C
P
= R$ 40.221,30 (Custo de projeto)
C
E
= R$ 185,783,00 (Custo dos equipamentos eletromecânicos)
C
O&M
= R$ 13.797,00 (Custo de operação e manutenção)
C
TE
= R$ 237.695,56 (Custo de tributos e encargos)
C
LT
= R$ 8.751,71 (Custo das perdas em linhas de transmissão)
C
C
= R$ 88.341,41 (Custo de obras civis)
C
T
= R$ 574.589,98
Considerando o Tempo de Amortização do Investimento (n) de cinco anos, uma
Taxa de Juros (i) de 12% ao ano, o Custo Anual Equivalente do projeto de
repotenciação (A), a partir da equação (8), é:
A = R$ 159.396,85
Desta forma, o Custo da Energia Produzida, de acordo com a equação (9), é de:
110
CEP = R$ 28,88/MWh
A Receita por Energia Produzida, conforme a equação (10), é:
REP = R$ 83,08/MWh
O índice de viabilidade econômica do projeto para um tempo de retorno de cinco
anos é:
0)]([
&
ACCCRX
LTTEMOT
X = R$ 38.868,35
Este resultado indica que para o Cenário Baixo (FC = 0,60), a repotenciação é
economicamente viável para um tempo de retorno de cinco anos. Porém só é possível
reservar 8,5% da receita total anual para qualquer eventualidade, sendo que, para o
Cenário de Referância (FC = 0,75) é possível reservar 10% e reduzir o tempo de
retorno em 8,3% referente aos cinco anos considerados como sendo o tempo de
retorno máximo ideal para indicar a viabilidade do projeto.
Para o Cenário Baixo, para manter a reserva de 10%, o tempo de retorno seria de
5 anos e 4 meses, o que já pode levar à uma análise mais crítica e cautelosa sobre a
determinação da viabilidade do projeto. Todavia, a reserva de 10% é um valor
estimado e, sendo assim, o projeto não deixa de ser viável se a reserva for de 8,5%,
apenas não é aconselhável diminuir ainda mais esse valor para reduzir o tempo de
retorno do investimento.
Para o Cenário Baixo é evitada a emissão de 1.535,88 tCO
2
e que seriam
provenientes de fontes de geração na região Sul, Sudeste e Centro-Oeste do Brasil.
Sem considerar os créditos de carbono na análise de viabilidade econômica, o
tempo de retorno de amortização do investimento seria de 5 anos e 3 meses, ou seja,
5% a mais do que o tempo considerado como sendo o limite ideal para projetos de
repotenciação de PCHs. Isso porque foi mantida a reserva de 8,5%, pois se fosse
considerada uma reserva de 10%, o tempo de retorno passaria a ser 5 anos e 7 meses.
111
5.3.3 Análise de Viabilidade Econômica – Cenário Alto
O Cenário Alto representa uma análise mais otimista do estudo da viabilidade
econômica do projeto de repotenciação da PCH Sodré.
Os valores principais referentes à esta análise que considera o fator de capacidade
como sendo 0,90 são:
Receitas:
R
EE
= R$ 661.943,48 (Comercialização da energia elétrica)
R
CC
= R$ 23.038,23 (Comercialização dos créditos de carbono)
R
T
= R$ 684.981,71 (Receita Anual Total)
Custos:
C
P
= R$ 49.809,46
C
E
= R$ 185,783,00
C
O&M
= R$ 20.695,50
C
TE
= R$ 353.806,83
C
LT
= R$ 13.127,57
C
C
= R$ 88.341,41
C
T
= R$ 711.563,77
Considerando o Tempo de Amortização do Investimento (n) de cinco anos, uma
Taxa de Juros (i) de 12% ao ano, o Custo Anual Equivalente do projeto de
repotenciação (A), a partir da equação (8), é:
A = R$ 197.394,72
112
Desta forma, o Custo da Energia Produzida, de acordo com a equação (9), é de:
CEP = R$ 23,85/MWh
A Receita por Energia Produzida, conforme a equação (10), é:
REP = R$ 82,75/MWh
O índice de viabilidade econômica do projeto para um tempo de retorno de cinco
anos é:
0)]([
&
ACCCRX
LTTEMOT
X = R$ 99.957,09
Este resultado indica que para o Cenário Alto (FC = 0,90), a repotenciação é
economicamente viável para um tempo de retorno de cinco anos.
Se for considerada uma reserva de capital de 10% do valor da receita anual total
da usina para qualquer eventualidade, torna-se possível aumentar a parcela destinada
para amortização do investimento para:
A = R$ 228.835,63
Sendo assim, o custo da energia é de:
CEP = R$ 27,65/MWh
De acordo com a equação (7) apresentada no Capítulo 3, o tempo de retorno
passa a ser de 4 anos e 1 mês, aumentando a atratividade do empreendimento.
Para o Cenário de Referência é evitada a emissão de 2.303,82 tCO
2
e que seriam
provenientes de fontes de geração na região Sul, Sudeste e Centro-Oeste do Brasil.
113
Se os créditos de carbono não fossem computados na análise de viabilidade
econômica, o tempo de retorno de amortização do investimento seria de 4 anos e 4
meses, ou seja, 6,1% a mais do tempo que leva em consideração os benefícios
ambientais.
5.3.4 Análise dos Resultados do Estudo de Caso de Repotenciação: PCH Sodré
A Tabela 23 apresenta um resumo dos principais resultados da análise de
viabilidade econômica da repotenciação da PCH Sodré para os três cenários
considerados:
Tabela 23: Repotenciação da PCH Sodré: Resultados da Análise Econômica
Baixo Referência Alto
Fator de Capacidade - FC [R$] 0,60 0,75 0,90
Receita Total -
R
T
[R$]
458.509,47 571.745,59 684.981,71
Custo Total -
C
T
[R$]
574.589,98 643.076,88 711.563,77
Custo Anual do Projeto -
A
[R$] 159.396,85 190.633,94 228.853,63
Custo da Energia Produzida -
CEP
[R$] 28,88 27,63 27,65
Receita por Energia Produzida -
REP
[R$] 83,08 82,88 82,75
Tempo de Retorno -
n
[ano] c/ C.C.(*) 5,0 4,6 4,1
Tempo de Retorno -
n
[ano] s/ C.C.(*) 5,3 4,8 4,3
Emissão de GEE(**) Evitada [tCO
2
e]
1.535,88 1.919,85 2.303,82
(*) Crédito de Carbono (**) Gases de Efeito Estufa
CENÁRIO
Pode-se observar que o tempo de amortização apresenta uma diferença de um
ano entre os cenários Alto e Baixo quando a análise de viabilidade econômica não
considera os créditos de carbono. Isto porque para o Cenário Baixo, foi considerada
uma porcentagem de reserva de capital de 8,5% da receita anual total, enquanto nos
demais cenários este percentual se manteve em 10%. A diferença no tempo de retorno
seria 30% maior se fosse considerado o percentual de 10% para o todos os cenários.
Nesta condição, tem-se que para um fator de capacidade abaixo de 0,65, o tempo de
amortização ultrapassa os cinco anos considerado como sendo o limite ideal para se
obter o retorno do investimento em repotenciação de PCHs.
114
Para investidores que possuem capital próprio para investir na repotenciação da
usina Sodré, sem que haja a necessidade de se submeter aos juros de empréstimos, o
tempo de retorno seria calculado pela equação (14):
A
C
n
T
(14)
Nestas condições, o tempo de retorno para cada cenário considerando os créditos
de carbono incorporados na análise econômica são:
Cenário Baixo n = 3 anos e 7 meses
Cenário de Referência n = 3 anos e 4 meses
Cenário Alto n = 3 anos e 1 mês
Sendo que em cada caso, as reduções percentuais no tempo de retorno são de:
Cenário Baixo 28,3%
Cenário de Referência 27,3%
Cenário Alto 24,5%
Esses números mostram que para investidores privados este empreendimento
pode representar uma interessante oportunidade de negócio, a não ser que fosse
possível investir esse capital em aplicações financeiras que resultassem em um
rendimento anual superior a 12%.
Em todos os cenários analisados, os créditos de carbono representaram uma
pequena redução no tempo de amortização do investimeno, chegando a um valor
máximo de 6,1% no caso do Cenário Alto. Entretanto, deve ser levado em
consideração que a repotenciação da PCH Sodré não causa impacto nenhum ao meio
ambiente e que, sem dúvida, se comparada à construção de uma nova usina
hidrelétrica, os custos ambientais e civis aumentariam significativamente o tempo de
retorno de capital e os 6,1% representariam um ganho absoluto muito maior.
Quanto aos aspectos sociais, a repotenciação de PCHs desativadas pode
incentivar o turismo, o comércio, gerar novos empregos, afetando de forma positiva a
economia da região onde estão inseridas. Nas usinas podem ser desenvolvidos projetos
educacionais para a comunidade, abordando temas como: piscicultura, agricultura,
115
preservação do meio ambiente, preservação das espécies em extinção, uso racional de
energia elétrica, uso racional da água, entre outros.
Neste contexto surge a questão: “Como traduzir todos os benefícios sociais e
ambientais em valores a serem deduzidos do custo da repotenciação?”
Neste trabalho, foi incorporado na análise econômica do projeto de repotenciação
apenas o benefício ambiental adquirido com os créditos de carbono. Porém, se todos
os outros benefícios sócio-ambientais fossem quantificados, sem dúvida, o
investimento em repotenciação de usinas hidrelétricas, destacando o caso de PCHs
desativadas, tornar-se-ia muito mais atrativo. Este desafio será deixado como proposta
para a elaboração de trabalhos futuros nesta área.
116
6 CONCLUSÃO
O presente trabalho realizou um estudo de caso de repotenciação da PCH Sodré,
desativada desde 1992, verificando através do estudo hidrológico a possibilidade de se
elevar em 75% a capacidade instalada da usina. O estudo de viabilidade econômica,
além dos custos da obra e preços de mercado da energia elétrica, considera os
benefícios adquiridos com a comercialização dos créditos de carbono que podem ser
gerados por este empreendimento.
Verificou-se que a repotenciação da PCH Sodré é economicamente viável,
apresentando um tempo de amortização do investimento de até cinco anos para os três
cenários de estudo realizados com o fator de carga variando de 0,60 a 0,90. Para fator
de carga abaixo de 0,60, a repotenciação passa a perder sua atratividade, podendo não
ser mais considerada um empreendimento economicamente viável.
Destacam-se, além dos aspectos econômicos e ambientais, os diversos benefícios
sociais que a repotenciação de PCHs desativadas podem proporcionar, como por
exemplo: incentivar o turismo, o comércio, gerar novos empregos, promover projetos
educacionais para a comunidade em que estão inseridas as usinas, exercendo um papel
social fundamental na formação de cidadãos conscientes quanto às questões
energéticas e ambientais que contribuem para o desenvolvimento sustentável.
A partir da intensa pesquisa bibliográfica realizada para a execução deste
trabalho e apresentada no decorrer dos capítulos, algumas considerações importantes
associadas à repotenciação de usinas hidrelétricas devem ser destacadas.
O crescimento anual do consumo de energia elétrica no Brasil previsto para os
próximos anos é de 5%, superando a taxa de crescimento do PIB, que fica em torno de
4% ao ano. O Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica (2006-2015) planeja um
aumento da capacidade instalada de 41% para hidrelétricas e de 45% para
termelétricas, representando um ganho na capacidade instalada no parque gerador
nacional de 42% neste período. Do total proposto para a expansão, 30% se refere à
construção das grandes usinas hidrelétricas no rio Madeira: Jirau (3.300 MW) e Santo
Antônio (3.150 MW) e da hidrelétrica Belo Monte (5.682 MW), que ao final do
período, representarão 10% da capacidade total instalada do Sistema Interligado
117
Nacional (SIN). Entretanto, a questão ambiental representa uma importante barreira
que provocou o atraso da obtenção da Licença Prévia dessas usinas devido aos graves
impactos ambientais que podem provocar. O atraso na licitação dessas usinas não
estava previsto no plano de expansão, aumentando os riscos de uma crise energética
nos próximos anos.
Nesse contexto, a repotenciação de usinas hidrelétricas surge como uma
importante alternativa para se obter ganhos de potência, pois, conforme demonstrado
neste trabalho, além de não provocar impactos sócio-ambientais, ainda é capaz de
gerar créditos de carbono que podem ser incorporados à análise de viabilidade
econômica, tornando o empreendimento mais atrativo aos investidores e à sociedade.
No Brasil, das 158 usinas hidrelétricas com potência instalada acima de 30 MW,
67 existem há mais de vinte anos, representando 34.734,7 MW passíveis de
repotenciação. O ganho de energia que pode ser obtido com a repotenciação dessas
usinas pode chegar a 8.600 MW, representando 21% do que está previsto para ser
expandido no sistema elétrico até 2015. Neste caso, a repotenciação pode contribuir
significativamente para aumentar a oferta de energia elétrica do parque gerador
nacional, sendo um mecanismo sustentável, de baixo custo e curto prazo de
implementação.
Os investimentos previstos no Plano Decenal (2006-2015) são de R$ 75 bilhões
para elevar a capacidade do sistema em 41.000 MW. Porém, somente as obras das
usinas do rio Madeira já estão estimadas em R$ 43 bilhões, levando a crer que os
investimentos destinados à expansão do setor ultrapassarão os valores programados.
Com a repotenciação das usinas hidrelétricas no Brasil, estima-se um
investimento de R$ 26 bilhões necessário para se expandir a capacidade instalada em
8.600 MW. Se comparado às usinas do rio Madeira, isto representaria uma economia
de 40% no orçamento para agregar ao sistema elétrico 30% a mais de potência
instalada.
Se for considerado o potencial referente às Pequenas Centrais Hidrelétricas
existentes no Brasil, esses números são também muito atrativos para a repotenciação.
Estima-se que é possível adicionar 680 MW de capacidade ao parque gerador apenas
118
com a repotenciação e reativação das PCHs existentes no Brasil, ou seja, aumentar em
41% a oferta atual de energia elétrica proveniente deste tipo de aproveitamento.
Apesar de representar um potencial pequeno, quando comparado aos resultados
que podem ser obtidos com a repotenciação de grandes centrais hidrelétricas, deve-se
considerar que as PCHs são empreendimentos de baixo custo, de curto prazo de
implementação, que encontram-se próximas aos centros consumidores, possuem
diversos incentivos governamentais e causam menor impacto ambiental, encontrando
menos barreiras na obtenção dos licenciamentos necessários para entrar em operação.
O Plano Decenal, fazendo uma análise somente na região sudeste, prevê que até 2015
as PCHs serão responsáveis por um acréscimo de 267 MW no parque gerador,
praticamente um centésimo do potencial estimado para este tipo de aproveitamento
hidrelétrico no Brasil.
Diante de todas as considerações aqui apresentadas e dos resultados positivos
alcançados através do estudo de caso da PCH Sodré, principalmente quanto à inserção
ambiental, pode-se afirmar que a repotenciação é uma alternativa viável para se elevar
a capacidade instalada do parque gerador nacional. Entretanto, tornar-se-ia muito mais
atrativa se todos os benefícios sócio-ambientais proporcionados por este tipo de
empreendimento fossem quantificados e incorporados ao estudo de viabilidade
econômica do projeto. Uma sugestão seria quantificar e incluir na análise econômica
os ganhos obtidos no desempenho do Sistema Elétrico Interligado atual com a
repotenciação e reativação de pequenos aproveitamentos hidrelétricos quanto à:
redução dos custos e das perdas na transmissão de energia elétrica; melhoria na
confiabilidade do sistema e economia na expansão da geração para atender a demanda
futura. Estes desafios serão deixados como proposta para a elaboração de futuros
trabalhos associados ao planejamento do Sistema Elétrico Brasileiro.
119
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