editorial · pch notÍcias & shp news, 70, (3), jul,set/2016, da pÁg. 5-11 5 energias...

Comitê Diretor do CERPCH Director Committee

CEMIG / FAPEPE / IEE-USP / FURNAS / IME / ELETROBRAS / ANEEL / MME

Comitê Editorial Editorial Committee

Presidente - PresidentGeraldo Lúcio Tiago Filho - CERPCH/UNIFEIEditores Associados - Associated PublishersAdair Matins - UNCOMA - ArgentinaAlexander Gajic - University of SerbiaAlexandre Kepler Soares - UFMTÂngelo Rezek - ISEE/UNIFEIAntônio Brasil Jr. - UnBArtur de Souza Moret - UNIRAugusto Nelson Carvalho Viana - IRN/UNIFEIBernhard Pelikan - Bodenkultur Wien - ÁustriaCarlos Barreira Martines - UFMGCélio Bermann - IEE/USPEdmar Luiz Fagundes de Almeira - UFRJFernando Monteiro Figueiredo - UnBFrederico Mauad - USPHelder Queiroz Pinto Jr. - UFRJJaime Espinoza - USM - ChileJosé Carlos César Amorim - IMEMarcelo Marques - IPH/UFRGSMarcos Aurélio V. de Freitas - COPPE/UFRJMaria Inês Nogueira Alvarenga - IRN/UNIFEIOrlando Aníbal Audisio - UNCOMA - ArgentinaOsvaldo Livio Soliano Pereira - UNIFACSRegina Mambeli Barros - IRN/UNIFEIZulcy de Souza - LHPCH/UNIFEI

TECHNICAL COMMITTEE

Prof. François AVELLAN, EPFL École Polytechnique Fédérale de Lausanne, Switzerland, [email protected], Chair;Prof. Eduardo EGUSQUIZA, UPC Barcelona, Spain, [email protected], Vice-Chair;Dr. Richard K. FISHER, VOITH Hydro Inc., USA, [email protected], Past-Chair;Mr. Fidel ARZOLA, EDELCA, Venezuela, [email protected];Dr. Michel COUSTON, ALSTOM Hydro, France, [email protected];Dr. Niklas DAHLBÄCK, VATENFALL, Sweden, [email protected];Mr. Normand DESY, ANDRITZ Hydro Ltd., Canada, [email protected];Prof. Chisachi KATO, University of Tokyo, Japan, [email protected]; Prof. Jun Matsui, Yokohama National University, [email protected]; Dr. Andrei LIPEJ, TURBOINSTITUT, Slovenija, [email protected];Prof. Torbjørn NIELSEN, Norwegian University of Science and Technology, Norway, [email protected];Mr. Quing-Hua SHI, Dong Feng Electrical Machinery, P.R. China, [email protected];Prof. Romeo SUSAN-RESIGA, “Politehnica” University Timisoara, Romania, [email protected]; Prof. Geraldo TIAGO F°, Universidade Federal de Itajubá, Brazil, [email protected].

Expediente Editorial

Editor Geraldo Lúcio Tiago FilhoCoord. Redação Camila Rocha GalhardoJornalista Resp. Adriana Barbosa MTb-MG 05984Redação Adriana Barbosa Camila Rocha GalhardoProjeto Gráfico Net DesignDiagramação e Arte Lidiane SilvaTradução Joana Sawaya de AlmeidaImpressão Editora Acta Ltda

Hidro&Hydro - PCH Notícias & SHP Newsé uma publicação trimestral do CERPCHThe Hidro&Hydro - PCH Notícias & SHP Newsis a three-month period publication made by CERPCHTiragem/Edition: 6.700 exemplares/issuescontato comercial: [email protected] / site: www.cerpch.org.br

Av. BPS, 1303 - Bairro PinheirinhoItajubá - MG - Brasil - CEP: 37500-903e-mail: [email protected]

[email protected]/Tel: +55 (35)3629 1443

EditorialEditorial

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ConferênciaConference

Décima edição da Conferência de PCH atrai investidores do setorThe tenth edition of the SHP Conference attracts industry investors

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CurtasNews

UNIFEI/CERPCH sedia 1º Workshop da Rede Ibero americana de Hidro energia em Pequena EscalaUNIFEI / CERPCH hosts the 1st Workshop of the Ibero-American Network of Small Scale Hydroelectric Power

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AgendaSchedule

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Universidade Federal de Itajubá

Ficha catalográfica elaborada pela Biblioteca Mauá – Bibliotecária Margareth Ribeiro- CRB_6/1700

R454

Revista Hidro & Hydro – PCH Notícias & Ship News, UNIFEI/CERPCH, v.1, 1998 -- Itajubá: CERPCH/IARH, 1998 – v. 70, n. 3, jul./set. 2016.

Trimestral. Editor chefe: Geraldo Lúcio Tiago Filho. Jornalista Responsável: Adriana Barbosa – MTb_MG 05984 ISSN 2359-6147 / ISSN 1676-0220

1. Energia renovável. 2. PCH. 3. Energia eólica e solar. 4. Usinas hi_ drelétricas. I. Universidade Federal de Itajubá. II. Centro Nacional de Re_ ferência em Pequenas Centrais Hidrelétricas. III. Título.

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Prezado Leitor,

Nesta edição, a revista PCH Notícias&SHP News traz uma matéria sobre a realização, no Brasil, do primeiro Workshop da Rede Ibero americana de Hidro Energia em Pequena Escala, evento que reuniu um grupo de especialistas representantes da Bolívia, Cuba, Guatemala, México e Peru, que compartilharam conhecimentos, esforços e resultados dos projetos no âmbito de prospecção sistêmica do potencial de PCHs em bacias hidrográficas com metodologia avançada.

A revista traz, também, a cobertura da décima conferência de Pequenas Centrais Hidrelétricas, Mercado e Meio Ambiente que foi realizada em São Paulo. O destaque vai para as ações da Aneel para a restruturação da SGC para agilizar o processo de análise e aprovação de inventário de projetos básicos para PCHs, por meio da Resolução Normativa (RN) 673/0215.

Na sessão técnica desta edição, o leitor poderá conferir alguns dos trabalhos apresentados no evento.

Boa Leitura!Geraldo Lúcio Tiago Filho

Letter from the Editor,

In this issue, PCH News & SHP News magazine present an article on the first Workshop for the Ibero-American Network of Small Scale Hydropower in Brazil, an event that brought together a group of experts from Bolivia, Cuba, Guatemala, Mexico and Peru, all who shared their knowledge, efforts, and the various results of projects dealing with the systemic exploration of the potential of SHPs in hydrographic basins with advanced methodology.

The magazine also covers the tenth annual conference of Small Hydroelectric Power Plants, Market, and Environment, held in São Paulo. The highlight story goes to Aneel's actions for restructuring the SGC in order to streamline the process of analysis and approval of inventory for basic projects for SHPs, via Normative Resolution (RN) 673/0215.

In the technical session of this edition the reader will be able to consult some of the studies presented at the event.

Happy reading!Geraldo Lúcio Tiago Filho

HIDRO&HYDRO | ISSN 2359-6147 EDITORIAL

IAHR DIVISION I: HYDRAULICSTECHNICAL COMMITTEE: HYDRAULIC MACHINERY AND SYSTEMS

Apoio:

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IAHR DIVISION I: HYDRAULICSTECHNICAL COMMITTEE: HYDRAULIC MACHINERY AND SYSTEMS

Áreas de: Recursos Hídricos Meio Ambiente Energias Renováveis

e não Renováveis

Classificação Qualis/CapesENGENHARIAS I; III e IVBiodiversidade

InterdisciplinarB5B4

ENERGIAS OCEÂNICAS: ARCABOUÇO LEGAL E ENTRAVES A SEREM SUPERADOS PARA O DESENVOLVIMENTO NO BRASIL ........................5TIDAL ENERGIES: LEGAL FRAMEWORK AND BARRIERS TO OVERCOME FOR DEVELOPMENT IN BRAZILOLIVEIRA, Rafael M., SAAVEDRA, Osvaldo R.

TECNOLOGIA PARA PEQUENAS CENTRAIS EM GERAL: TURBINAS TIPO SAM E PIT, COM SUAS VANTAGENS E ESPECIALMENTE A SUA AMPLA GAMA DE SOLUÇÃO (POTÊNCIA X QUEDA LÍQUIDA), COM BENEFÍCIOS COMPROVADOS (POR EXEMPLO, GANHO DE OBRAS CIVIS, ....) ..................12SMALL TECHNOLOGY IN GENERAL: SAM AND PIT TURBINES, WITH THEIR ADVANTAGES AND ESPECIALLY ITS BROAD SOLUTION RANGE (OUTPUT X HEAD) WITH PROVEN BENEFITS (I.E., GAIN CIVIL WORK, …..)SILVA, Benedito Marcioda, RIGOLIN, Ricardo, ALMEIDA, Karine

ANÁLISE DA ATUAL METODOLOGIA DE CÁLCULO E DA REVISÃO DA GARANTIA FÍSICA DE CENTRAIS HIDRELÉTRICAS NÃO DESPACHADAS CENTRALIZADAMENTE NO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL ...................17ANALYSIS OF CURRENT METHODOLOGY TO PHYSICAL GUARANTEE MEASUREMENT AND REVIEW IN HYDROELECTRICS PLANTS NOT CENTRALLY DISPATCHED IN NATIONAL INTERCONNECTED SYSTEMSILVA, Juliany Martins da, FILHO, Geraldo Lúcio Tiago, SANTOS, Igor Renan Braga dos, VASCONCELLOS, Bruna Tayla Cabral de, GALHARDO, Camila Rocha

HIDROELETRICIDADE: UMA FONTE DE ENERGIA ESSENCIAL PARA O BRASIL .....................................................................22HYDROPOWER: AN ESSENTIAL ENERGY SOURCE IN BRAZILDESTER, Mauricio

A revista está indexada no DOI sob o prefixo 10.14268

ISSN 1676-0220

Comitê Diretor do CERPCHDirector Committee

CEMIG / FAPEPE / IEE-USP / FURNAS / IME / ELETROBRAS / ANEEL / MME

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Presidente - PresidentGeraldo Lúcio Tiago Filho - CERPCH/UNIFEIEditores Associados - Associated PublishersAdair Matins - UNCOMA - ArgentinaAlexander Gajic - University of SerbiaAlexandre Kepler Soares - UFMTÂngelo Rezek - ISEE/UNIFEIAntônio Brasil Jr. - UnBArtur de Souza Moret - UNIRAugusto Nelson Carvalho Viana - IRN/UNIFEIBernhard Pelikan - Bodenkultur Wien - ÁustriaCarlos Barreira Martines - UFMGCélio Bermann - IEE/USPEdmar Luiz Fagundes de Almeira - UFRJFernando Monteiro Figueiredo - UnBFrederico Mauad - USPHelder Queiroz Pinto Jr. - UFRJJaime Espinoza - USM - ChileJosé Carlos César Amorim - IMEMarcelo Marques - IPH/UFRGSMarcos Aurélio V. de Freitas - COPPE/UFRJMaria Inês Nogueira Alvarenga - IRN/UNIFEIOrlando Aníbal Audisio - UNCOMA - ArgentinaOsvaldo Livio Soliano Pereira - UNIFACSRegina Mambeli Barros - IRN/UNIFEIZulcy de Souza - LHPCH/UNIFEI

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PCH NOTÍCIAS & SHP NEWS, 70, (3), JUL,SET/2016, DA PÁG. 5-11 5

ENERGIAS OCEÂNICAS: ARCABOUÇO LEGAL E ENTRAVES A SEREM SUPERADOS PARA O DESENVOLVIMENTO NO BRASIL

1OLIVEIRA, Rafael M., 2SAAVEDRA, Osvaldo R.

RESUMO

O presente artigo tem como objetivo expor os desafios regulatórios, políticos e jurídicos para o desenvolvimento da energia renovável de fonte oceânica no Brasil, identificando os entraves para a introdução deste tipo de geração, levando em consideração o arcabouço jurídico atual, fazendo um paralelo com países que se encontram num estágio mais avançado de maturidade, tanto em termos tecnológicos bem como em políticas de desenvolvimento industrial e de incentivo a fontes oceânicas. A partir da compilação e análise de dados dos roteiros de planejamento de Portugal e Escócia, apresenta-se medidas a serem tomadas e uma projeção em uma linha de tempo em que se estabelece uma relação entre o desenvolvimento do mercado da geração oceânica e a inserção de novas políticas públicas.

PALAVRA-CHAVE: Desenvolvimento. Energias oceânicas. Energias Renováveis. Políticas. Regulação

TIDAL ENERGIES: LEGAL FRAMEWORK AND BARRIERS TO OVERCOME FOR DEVELOPMENT IN BRAZIL

ABSTRACT

This article aims to expose the regulatory, political and legal challenges to the development of renewable energy from ocean sources in Brazil, identifying barriers to the introduction of this type of generation, taking into account the current legal framework, making a parallel with countries which are at a more advanced stage of maturity, both in terms of technology as well as industrial development policies and encouraging oceanic resources. From the data compilation and analysis of Portugal planning guides and Scotland, it presents measures to be taken and a projection on a timeline which establishes a relationship between the development of the oceanic generation market and the inclusion of new public policies.

KEYWORDS: Development. Tidal Energies. Renewable Energies. Policy. Regulation.

1Advogado, Mestre em Energia e Ambiente / UFMA, Av. dos Holandeses,n° 01, Ed. Tom Jobim, 201, Calhau. CEP: 65071-380. Tel: (098) 99143-5379. E-mail: [email protected]. Dr. Osvaldo R. Saavedra, DEE/UFMA, Av. dos Portugueses, s/n, Campus do Bacanga, CEP: 65080-040, São Luis/MA-Brasil (098) 3272-9202. E-mail: [email protected]

1. INTRODUÇÃO

O aumento da demanda provoca uma busca natural pela diversificação da matriz elétrica mundial, tanto para propriamente supri-la, quanto para aumentar a segurança elétrica. Essa tendência cria uma grande pressão sobre os recursos naturais, principalmente os não-renováveis, já que grande parte da energia primária é suprida por petróleo, carvão e gás natural.

Diversas alternativas são estudadas pelo governo e, na última década, ganhou força e fortes incentivos a energia a partir da biomassa, de Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH’s) e dos ventos, entretanto pouca atenção foi dada até então para uma fonte que, no Brasil, conta com recursos em grande quantidade: a energia renovável de fontes oceânicas.

Apesar da pequena participação das energias oceânicas na produção de energia elétrica em 2016, existem inúmeras iniciativas mundo afora para promover seu desenvolvimento. A Associação Europeia de Energias Oceânicas (“European Ocean Energy Association – EU-OEA), por exemplo, desenvolveu em 2010 um “RoadMap” para mapear este tipo de energia, fixando como meta o potencial de atingir 3,6 GW instalados até 2020 e 188 GW até 2050, o que representaria, respectivamente, 0,3% e 15% da demanda projetada (EU-OEA, 2009).

Tais iniciativas concretas realizadas em outros países contrastam com a realidade brasileira. O setor elétrico sofre com o engessamento jurídico e a falta de visão estratégica de futuro, tanto no que se refere a novas fontes de geração bem como à modernização das redes elétricas para acomodar estas novas formas diversificadas de energia, onde em nenhum momento sequer é citado as fontes oceânicas.

Conforme o relatório “Uma Visão Internacional das Energias Oceânicas”, da Ocean Energy System, em 2030 a energia oceânica poderá criar até 160 mil empregos diretos e ter contribuído para a redução de cerca de 5,2 bilhões de toneladas de CO2. O relatório ainda afirma que o possível potencial para o ano de 2050 será de 748 GW (OES, 2011).

Políticas consistentes de longo prazo permitem sustentar o planejamento tecnológico no Brasil. Elas podem ser construídas a partir da proposição de medidas originadas em grupos de trabalho dos setores envolvidos e levando em conta a experiência internacional. Como dito, as discussões em relação às dificuldades decorrentes da falta de um ambiente propício para a modernização do setor elétrico em geral são convergentes às que serão analisadas para as energias oceânicas ao longo deste artigo. Isso ilustra a atualidade e relevância do tema abordado neste trabalho, assim como sua complexidade.

Conforme o pesquisador Goldemberg (2015) em artigo divulgado pela Revista USP, a única razão pela qual não existe ainda uma falta generalizada de eletricidade no País é a geração térmica, incluindo biomassa e energia nuclear, que foi de 30% em 2014.

As novas fontes renováveis, além das hidrelétricas, podem e devem ser inseridas de maneira significativa na matriz elétrica brasileira. A impossibilidade de se construir novos grandes reservatórios vem reduzindo gradativamente a capacidade de regulação da geração hidrelétrica. O sistema elétrico brasileiro necessitará cada vez mais da inserção de fontes seguras na sua matriz elétrica com potencialidade suficiente para dar segurança energética. Uma fonte cujos atributos são compatíveis é a oceânica (CASTRO et al., 2009).

PCHNotícias&SHPNewsPublisher: Acta Editora/CERPCHDOI:10.14268/pchn.2016.00040ISSN: 1676-0220Subject Collection: EngineeringSubject: Engineering, measurement

ENERGIAS OCEÂNICAS: ARCABOUÇO LEGAL E ENTRAVES A SEREM SUPERADOS PARA O DESENVOLVIMENTO NO BRASIL TECHNICAL ARTICLES

6 PCH NOTÍCIAS & SHP NEWS, 70, (3), JUL,SET/2016, DA PÁG. 5-11

Desse modo, a partir de dados que apontam a necessidade da implantação de uma nova fonte de energia, devido à crescente demanda e tendo em vista os potenciais da geração de energia oceânica, o objetivo do artigo é investigar os desafios regulatórios para o desenvolvimento da energia renovável de fontes oceânicas no Brasil. Assim, identificam-se os entraves para a introdução deste tipo de geração energética, levando em consideração o arcabouço jurídico atual e fazendo um paralelo com países que estão em fase madura quanto às políticas de incentivo ao desenvolvimento de energias renováveis, bem como ao aspecto tecnológico, observando o potencial natural para a inclusão das energias marinhas nas estratégias de expansão da matriz elétrica nacional, promovendo, assim, maior segurança energética para o país e buscando seu desenvolvimento social, tecnológico, ambiental e econômico.

2. MATERIAL E MÉTODOS

O estudo se baseia numa vasta pesquisa bibliográfica sobre energia, tecnologias renováveis de fontes oceânicas, regulamentação, legislações e políticas de incentivo às fontes renováveis e a instalação de usinas geradoras, com ênfase nas energias provenientes do mar. São utilizadas como referências a base de dissertações, artigos de periódicos, reportagens de jornais e de sites especializados, instrumentos jurídicos brasileiros e internacionais.

3. RESULTADOS E DISCUSSÃO

O Balanço Energético Nacional produzido pela EPE é considerado muito importante para o planejamento energético, apresentando tendências da oferta e do consumo de energia. Projeta-se um aumento da participação das energias renováveis na matriz elétrica brasileira (Figura 1), principalmente devido à expansão da geração eólica. No entanto, percebe-se claramente que haverá um decréscimo natural na relevância da geração hidrelétrica no País, devido, entre outros fatores, ao enorme impacto ambiental e à morosidade para a operação de uma grande usina hidrelétrica atualmente. Ademais, a Figura 2 expõe que em nenhum momento a energia oceânica consta nos planos do governo brasileiro em curto prazo.

Fonte: EPE (2015b).Fig. 1: Evolução da capacidade instalada por fonte de geração.

Os oceanos representam um enorme reservatório de energia solar e gravitacional armazenada de várias formas, causando movimentos incessantes de um enorme volume de água.

As formas extraíveis de energias oceânicas são cinco (SOERENSEN; WEINSTEIN, 2008; KHAN; BHUYAN, 2009):

• Energia de maré - extraída tanto de sua componente cinética, através de turbinas, como da potencial, através de barragens.

• Energia de correntes marítimas - energia cinética extraída das correntes marinhas através de dispositivos modulares.

• Energia de ondas - extraída das ondas na superfície e subsuperfície e pode ser aproveitada utilizando-se dispositivos modulares.

• Energia do gradiente de salinidade - aproveita-se a energia osmótica da diferença de salinidade entre a água doce dos rios e a água salgada dos estuários através de processos de osmose reversa e tecnologias de conversão associadas.

• Energia do gradiente de temperatura - utiliza o diferencial de temperatura entre as águas quentes superficiais e as geladas águas profundas e é aproveitada através de diferentes processos de conversão de energia térmica (do inglês “Ocean Thermal Energy Conversion” – OTEC).

Indiscutivelmente, a menos que os recursos marinhos renováveis de energia sejam desenvolvidos e usados, não vai ser possível atender às necessidades futuras de energia sem o risco de sérios danos ao meio ambiente pela continuação da queima de quantidades cada vez maiores de combustíveis fósseis ou pela crescente dependência de energia nuclear, sendo esta a principal justificativa para investir nestas soluções de novas energias até agora pouco desenvolvidas.

No início da década de 1980, a Eletrobras solicitou um estudo sobre o potencial energético de marés no litoral norte do Brasil, que incluía o projeto piloto da barragem do Bacanga (SONDOTÉCNICA/ELETROBRAS). Neste estudo, foram encontradas 41 baías (inclusive a do Bacanga) que totalizam uma área de 5.000 km² e um potencial de 27 GW, que pode ser considerado o potencial técnico de 1980, já que a única tecnologia disponível eram as barragens em estuários.

Na década de 1970 foi finalizada a construção de uma barragem no estuário de Bacanga, no litoral do Maranhão, para reduzir a distância entre São Luís e o porto de Itaqui (FERREIRA; ESTEFEN, 2009). Essa barragem ainda tinha como objetivo “promover o saneamento e a recuperação de uma extensa área à montante da obra do barramento, através da submersão permanente dos manguezais e do lodo que, antes da construção da barragem, emergiam periodicamente quando da ocorrência das baixa-mares” (SONDOTÉCNICA, 1981b). Como o local possui variações de altura de maré que podem chegar a 6,5m, surgiu o interesse na implantação de um aproveitamento energético de marés, mas o projeto não foi implementado por restrições econômicas e técnicas (FERREIRA, 2007).

O Instituto de Energia Elétrica da Universidade Federal do Maranhão (UFMA) realizou, entre 2010 e 2015, o projeto de uma usina piloto para o Estuário do Bacanga com financiamento do CNPq. Participaram como entidades colaboradoras a UNIFEI e UFRJ. O produto desse projeto conceitual da barragem encontra-se publicado, assim como a capacidade de geração atualizada do reservatório, incluindo suas restrições.

Fonte: IEE-UFMA.Fig. 2: Projeto do IEE para implantação da Usina Maremotriz na Barragem do Bacanga em São Luis/MA .

É nítido que as energias oceânicas ainda estão em estágios pouco avançados de desenvolvimento e têm um longo caminho

ENERGIAS OCEÂNICAS: ARCABOUÇO LEGAL E ENTRAVES A SEREM SUPERADOS PARA O DESENVOLVIMENTO NO BRASILARTIGOS TÉCNICOS


antes de se tornarem uma opção energética propriamente dita. No entanto, existe uma infinidade de possibilidades e potencial que não deve ser ignorada. Nesse sentido, recomenda-se que sejam feitos levantamentos de dados que possibilitem um estudo mais preciso das energias oceânicas no Brasil, tanto em relação ao potencial teórico, quanto ao técnico, além da disponibilidade dessas energias, tendo sido a falta de dados de campo uma grande dificuldade do presente estudo. Assim, recomenda-se ainda um levantamento de áreas para instalação de lagoas de maré e de dados de correntes de maré, para que se possa determinar os potenciais dessas tecnologias com maior precisão para o país. Entretanto, paralelamente ao desenvolvimento do inventario energético oceânico brasileiro, deve-se incentivar a instalação da primeira usina piloto no Brasil para iniciar o desenvolvimento desta tecnologia.

A literatura sobre a energia dos oceanos, principalmente a nível nacional, tem-se concentrado em questões puramente técnicas, no entanto, para o devido progresso deste tipo de energia, deve-se investigar cada vez mais os aspectos sociais, regulamentares, jurídicos e políticos. Tais fatores não têm recebido nenhuma atenção no Brasil, apesar da sua importância no apoio a esta nova tecnologia no sentido de assegurar o seu desenvolvimento sustentável.

Sabe-se que há um arcabouço legal extenso versando sobre as obrigações de fiscalização, sobre o dever-poder sancionador e sobre as condições da atuação do poder concedente, hoje representado pela ANEEL, frente aos atores que permeiam a geração, distribuição e comercialização de energia elétrica no Brasil.

Assim, inúmeros são os atores, leis, normas e concepções que definem o sistema regulatório elétrico brasileiro. Uma dinâmica essencial da atividade regulatória diz respeito ao binômio “regulamentação - fiscalização”: primeiro definem-se as regras e depois verifica-se seu cumprimento. A legitimidade dessas ações se fortalece quando as regras são definidas com participação dos setores interessados e quando a verificação de seu cumprimento, acompanhada da possibilidade de imposição de sanções, é feita por meio do devido processo legal. Entretanto, em se tratando de matéria de energia oceânica, não há sequer menção em todo o arcabouço regulatório brasileiro.

O direito ambiental é um grande imbróglio jurídico para a evolução das energias oceânicas, visto que a legislação vigente determina que sejam feitas análises de impacto ambiental, a saber:

a) Avaliação de Impacto Ambiental (AIA); b) Estudo de Impacto Ambiental (EIA):c) Relatório de Impacto Ambiental (RIMA);No Quadro abaixo são apresentados os principais atores e

suas atribuições no Licenciamento Ambiental brasileiro:

QUADRO I: Possíveis agentes do licenciamento e suas atribuições.

ATORES DO LICENCIAMENTO ATRIBUIÇÕES

Ministério do Meio Ambiente Interessado em aumentar o controle e pertinência da identificação e avaliação dos aspectos e impactos ambientais em empreendimentos impactantes.

Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (IBAMA)

Órgão ambiental executivo responsável pelo licenciamento ambiental em mais de um estado.

Órgãos Ambientais Estaduais Órgão ambiental executivo responsável pelo licenciamento ambiental somente em um estado.

ATORES DO LICENCIAMENTO ATRIBUIÇÕES

Fundação Nacional do Índio (FUNAI) Responsável pela fiscalização das ações em atendimento à Política Indígena brasileira (de acordo com a localização).

Fundação Cultural Palmares Responsável pela preservação do patrimônio cultural quilombola (de acordo com a localização).

Instituto do Patrimônio Histórico e Artístico Nacional (IPHAN)

Responsável pelo gerenciamento do patrimônio cultural arqueológico (de acordo com a localização).

Instituto Chico Mendes de Biodiversidade (ICMBIO)

Responsável pelo gerenciamento de unidades de conservação federais (áreas florestadas protegidas - Lei 9.985/2000) (de acordo com a localização).

Marinha Brasileira Responsável pelo gerenciamento e fiscalização de obras sob e sobre as águas marinhas brasileiras.

ANA – Agência Nacional de Águas Fiscaliza e autoriza a utilização dos recursos hídricos pertencentes à União.

Empreendedores Responsáveis pela implantação e operação dos empreendimentos. Realizam estudos ambientais, monitoramento, mitigação e compensação dos impactos ambientais.

Consumidores Beneficiados pelos acertos (ou penalizados pelos erros) dos outros atores, pela disponibilidade e confiabilidade.

Fonte: Elaborado pelo autor.

Não obstante, a evolução do Direito Ambiental está intimamente ligada à dinâmica social. Conforme a sociedade caminha para uma maior preocupação com o meio ambiente, o Direito Ambiental cria suas raízes. Por isso, atualmente ainda não se discute, no âmbito do Direito Ambiental, a necessidade da implantação de fontes geradores de energia de origem oceânica no Brasil, muito menos os seus possíveis impactos e as mitigações que poderiam ser realizadas.

Os recursos ambientais são finitos, tornando-se inadmissível que as atividades econômicas se desenvolvam alheias a essa realidade. O que se busca é a harmonização entre o postulado do desenvolvimento econômico, algo pretendido por todos nós, e a preservação do meio ambiente.

Essa harmonização entre o desenvolvimento econômico e a preservação ambiental só inicia quando há, de fato, o problema gerado. Entretanto, para reduzir a possibilidade de entraves na geração oceânica, pode-se pensar em uma regulamentação, visando à maior segurança jurídica, tanto para a sociedade, quanto para o Estado, bem como para aqueles que desejam investir em geração oceânica no Brasil.

O principal mecanismo que existiu no Brasil foi o Programa de Incentivo às Fontes Renováveis de Energia Elétrica (PROINFA), entretanto o seu objetivo de incrementar a participação de fontes renováveis na matriz nacional não foi alcançado de modo eficaz e não incentivou a conquista de uma indústria de base, deixando de gerar mais empregos, renda, tecnologia e desenvolvimento. Restaram apenas os leilões de energias renováveis, porém também tímidos, até então, em seu desempenho (MELO, 2011).



Há, no Brasil, um arcabouço jurídico e regulatório complexo, que em nenhum momento incentiva a geração oceânica. A falta de um marco legal dedicado a energias oceânicas faz com que o ambiente regulatório e jurídico se torne um fator desanimador para o progresso de uma nova energia.

Outrossim, sugere-se que, para desenvolver um marco regulatório relativo a uma nova tecnologia, primeiramente deve-se investir em políticas que incentivem a pesquisa e o desenvolvimento, gerando assim uma futura indústria de base.

Para entender as barreiras à difusão de uma nova fonte geradora de energia, faz-se necessário lembrar, primeiro, que o avanço tecnológico não é aleatório. As tecnologias seguem por trajetórias conformadas por um conjunto de prescrições que orientam as ações dos agentes envolvidos no seu processo de transformação e aprimoramento.

O Quadro 2 consiste em uma sistematização com os princi-pais desafios à inserção de novas fontes renováveis nos sistemas atuais de energia ou à emergência de novos sistemas. O quadro também tem o papel de enfatizar que o desafio de promover o desenvolvimento dessas fontes vai além dos aspectos jurídicos e regulatórios.

QUADRO II: Sistematização das principais barreiras para inserção de novas fontes renováveis de energia.

Tecnológicas • Complexidade: incompatibilidade entre a tecnologia e a infraestrutura física e técnica, lembrando que as novas tecnologias devem interagir com componentes dos sistemas no qual são inseridas;

• Imaturidade: adoção limitada implica em custos elevados (baixa escala de produção) e pouca adequação às necessidades dos usuários;

• Incerteza e risco.

Infraestrutura e manutenção

• Incompatibilidade entre a infraestrutura de distribuição de energia e a distribuição geográfica das unidades de produção de energias renováveis (topologia);

• Incompatibilidade da infraestrutura de manutenção que é própria às tecnologias dominantes.

Econômicas • Relacionadas à demanda: • Desconhecimento das expectativas e preferências

de consumidores e usuários: cria incerteza para a introdução de novas tecnologias no mercado pelos fabricantes;

• Preço elevado do produto: novas tecnologias ainda não se beneficiaram das economias de escala e outros efeitos decorrentes do aumento da adoção.

• Relacionadas à oferta:• Custos mais elevados;• Ausência de fornecedores;• Investimentos iniciais elevados: a ausência de

mecanismos de financiamento pode desencorajar potenciais adotantes;

• Risco de obsolescência das competências relacionadas às tecnologias dominantes;

• O aprimoramento das tecnologias dominantes posterga o investimento em novas tecnologias.

Culturais e sociais

• Ceticismo: decorrente da falta de familiaridade, notícias de mau-funcionamento etc. e incerteza derivada da intermitência dos recursos;

• Baixa aceitação social: decorrente da falta de confiabilidade ou outras razões, como a estética (impacto visual).

Regulatórias e relacionadas a políticas governamentais

• Estruturas regulatórias incompatíveis com a nova tecnologia;

• Aversão ao risco por parte dos governos: mudanças podem ter custo político ao contrariar interesses dos atores vinculados às tecnologias dominantes;

• Falta de ações direcionadas por parte do governo que definam o papel das novas tecnologias no sistema energético: gera ausência de sinalizações claras que minimizem as incertezas futuras de planejadores, investidores e fabricantes.

Fonte: adaptado de Kemp, Schot e Hoogman (1998).

Aproveitar o potencial do oceano para gerar energia depende de uma variedade de fatores, incluindo: a tecnologia segura, marcos regulatórios e políticas adequadas para conseguir produzir uma energia de baixo custo a fim de competir com as fontes existentes. O capítulo seguinte abordará os aspectos que impulsionaram a evolução das fontes oceânicas em países que já avançaram nesse sentido.

A União Europeia (UE) está atualmente na vanguarda do desenvolvimento de tecnologia de energia dos oceanos, e hospeda mais de 50% da energia das marés e cerca de 45% dos desenvolvedores de energia das ondas. Até a presente data, a maioria das infraestruturas de energia dos oceanos, tais como centros de teste de energia dos oceanos e locais de implantação também estão localizados em águas europeias

Os países europeus utilizam a ferramenta de RoadMap para planejar a expansão energética, a qual é definida como uma ferramenta estratégica que pode ser usada por muitas organizações diferentes para integrar ciência e tecnologia com negócios e planejamento de produto como um meio para atingir um conjunto desejado de objetivos. Os RoadMaps são desenvolvidos como um plano de ação a longo prazo para prever a direção dos mercados futuros e a evolução da tecnologia para ajudar a tomada de decisões estratégicas, fornecendo uma conexão crítica entre as deliberações de investimento em tecnologia e planejamento de negócios, fornecendo uma abordagem estruturada para mapear a evolução e desenvolvimento de sistemas complexos (JEFFREY; SEDGWICK; ROBINSON, 2013).

Assim, um roteiro eficaz deve abordar três questões funda-mentais:

• Aonde queremos ir? Objetivos que o roteiro ajudarão a atingir.• Onde estamos agora? Nível atual de desenvolvimento de

tecnologia, existência atual de um mercado no lugar etc.• Como podemos chegar lá? Políticas que precisam ser

implementadas.

A Ocean Energy Systems (OES), unidade dedicada à energia oceânica da Agência Internacional de Energia (IEA), apresentou o relatório “International Vision Report”, no qual aponta que, no final de 2012, a potência total de energia dos oceanos instalada na Europa (ondas, marés, correntes e gradiente de salinidade) totalizava 12,55 MW e estima que existe um potencial para crescer até 748 GW em 2050 (OES, 2012).

Países como Portugal e Escócia possuem interessantes experiências no desenvolvimento de políticas com o fim da promoção de tecnologias para geração oceânica. Entre os países com políticas bem sucedidas, cada um criou um mecanismo único que se adequa às particularidades do seu mercado, à sua disponibilidade de recursos e à sua realidade socioeconômica, sendo a vontade política em desenvolver planejamentos eficientes o fator determinante para alcançar o sucesso.

De acordo com o exposto, o Brasil necessitará expandir sua matriz elétrica e, considerando o vasto litoral, o planejamento para introduzir as energias oceânicas torna-se necessário. Consubstanciado nas informações ao longo do artigo, expõe-se no abaixo um quadro resumo dos aspectos regulatórios, legais e de políticas de incentivo dos países citados, concluindo com um quadro da situação atual do Brasil e das estratégias e iniciativas a serem tomadas para o desenvolvimento das energias oceânicas, além de projetar, em uma linha tempo, expectativas da evolução do mercado associadas a mudanças de políticas públicas, tendo como meta os próximos 20 anos, a 2036.

Extrai-se do quadro acima que Portugal já detém um arcabouço legal e regulatório propício para a introdução das



energias oceânicas em sua matriz, contando com uma zona piloto estabelecida, tarifa de incentivo e uma meta de instalação para os próximos anos, entretanto percebe-se que, antagonicamente à Escócia, Portugal atualmente está desprovido de incentivos financeiros para a indústria e o comércio. As políticas da Escócia são mais agressivas, visando realmente atrair o mercado, seja por meio de tarifas incentivas, de prêmios ou por seu arcabouço jurídico maduro para o desenvolvimento desde a estrutura de base até a real comercialização de energias oceânicas.

O Brasil tem peculiaridades que o diferenciam bastante dos casos europeus discutidos anteriormente. Uma delas é não investir em pesquisa estratégica, obrigando a ser comprador, no futuro, das tecnologias desenvolvidas por outros. Um exemplo foi o caso da tecnologia de turbinas eólicas, cujo mercado cresce aceleradamente sendo necessário, nos últimos anos,

importar praticamente todos os seus componentes. Por outro lado, a burocracia e o excesso de leis torna as iniciativas de novos empreendedores uma atividade de heroísmo, em especial quando o tema é licenciamento ambiental.

Entretanto, sabemos que o estado de engessamento atual é insustentável. O País perde competitividade dia a dia, desestimulando o desenvolvimento da indústria e a atração de capital externo. São necessárias iniciativas facilitadoras para que a inovação se materialize na forma de novos empreendimentos e que estes fomentem uma cadeia tecnológica produtiva, gerando novos empregos qualificados.

A experiência de maturação do desenvolvimento da tecnologia oceânica dos países citados serve de exemplo para propor as estratégias que o Brasil deve implantar para obter êxito no desenvolvimento desta tecnologia, conforme o quadro IV.

QUADRO III: Aspectos atuais do ambiente político-jurídico-regulatório do mercado das energias oceânicas de Portugal e Escócia.

Portugal Escócia

Aspectos regulatórios/ Políticas de incentivo (tarifárias, política industrial, pesquisa & desenvolvimento)

• Criação da zona piloto São Pedro do Miguel (centro de teste).

• Criação de tarifa de incentivo (Feed in tariff).• Estabelecimento de uma meta de 6Mw até 2020.• Elaboração de um RoadMap específico para energias

offshore.

• Implantação e aprimoramento da política “Renewable Obligation”.

• Criação e implantação da Zona Piloto de Orkney e Pentland.

• Elaboração e revisão periódica do RoadMap exclusivo para energias oceânicas.

• Implantação de Políticas de Premiações: Ex.: Prêmio Saltire, Saltire Jr.

• Implantação de políticas de incentivo fundamentadas em “Market pull and Technology push”.

• Fundos de investimentos com recursos específicos para geração oceânica, desde a demonstração até a comercialização.

• Implementação da nova modalidade de contratação a partir de 2017, conhecida como CFD (Contratos por diferença).

Arcabouço Legal • POEM – Planejamento e Ordenamento do Espaço Marítimo.

• Estratégia Nacional Para o Mar (2014).• Simplex do Mar (Estabelece um único órgão para

licenciar empreendimentos na zona piloto).

• Criação de um grupo de trabalho para identificar, criticar e propor uma legislação que regulamente o ordenamento do espaço marítimo (MESPEG).

• Legislação de ordenamento do espaço marítimo. • Criação do denominado “one-stop-shop”, apenas

um único órgão para consentir a geração de energia oceânica na área piloto.


QUADRO IV: Situação atual e estratégias a serem implantadas para o desenvolvimento das energias oceânicas no Brasil

Situação Atual Estratégia / iniciativas sugeridas Observações

Inventário Energético • Estimativas realizadas pela Eletrobrás e outros estudos de Universidades.

• Realizar um inventário do potencial energético oceânico.

• Deve ser uma iniciativa do Ministério de Minas & Energia em conjunto com outros Ministérios.

Aspectos regulatórios / Políticas de incentivo (tarifária, política industrial, pesquisa & desenvolvimento)

• Leilões para energias alternativas focados apenas em biomassa, eólica e PCHs.

• Nenhum leilão ou fundo de investimento prevendo o financiamento do desenvolvimento tecnológico e da indústria de base.

• Criar leilões para Pesquisa e Desenvolvimento, utilizando a lacuna da lei 10.048 (modalidade “leilão de projetos estruturantes”).

• Introduzir as fontes oceânicas nos leilões de fontes renováveis.

• As mudanças e inserções de políticas de contratação dependem de fortes intervenções políticas, tanto na área legislativa, quanto na administrativa.

• Necessita-se de políticas de fomento à criação de cadeias produtivas acadêmicas e de desenvolvimento, incluindo a possibilidade de parcerias internacionais para compartilhamento de experiências e tecnologia.

• De forma regulatória, a ANEEL pode inserir as energias oceânicas no planejamento elétrico através da EPE.

• Inexistência de zona de testes de energias oceânicas.

• Criar uma zona piloto (centro de teste).

• Necessidade de projeto de lei federal demarcando uma área propícia no litoral brasileiro.

• Inexistência de um planejamento robusto para o desenvolvimento de energias oceânicas.

• Elaboração de um RoadMap para traçar um planejamento em busca do desenvolvimento das energias oceânicas.

• Atuação de todos os atores que permeiam a área, desde a academia, perpassando os agentes políticos, sociedade civil, jurídica, ambiental, fiscalizadora e demais necessárias.



Situação Atual Estratégia / iniciativas sugeridas Observações

• Inexistência de uma política de incentivo que atraia o mercado para investir em energias oceânicas.

• Falta de regulamentação que obrigue o gerador a desenvolver energias renováveis oceânicas.

• Inexistência de tarifa incentivada.

• Adotar o sistema “Renewable Obligation” para gerar certificados verdes que abastecerão os fundos para investimento nas pesquisas.

• Oferecer prêmios para incentivar a indústria de base a desenvolver a tecnologia.

• Criar tarifa incentivada.

• Necessidade de intervenção do Poder Executivo junto ao Legislativo.

• Iniciativa do poder executivo (ANEEL).

Arcabouço Legal • Leis esparsas e de caráter impeditivo.

• Arcabouço legal ambiental sem nenhuma menção à geração oceânica.

• Criar uma comissão interdisciplinar para avaliar e discutir todo o arcabouço jurídico, no intuito de obter maior segurança jurídica para instalação das energias oceânicas no Brasil.

• Processos de licenciamentos morosos e com inúmeros deliberadores, levando a total insegurança jurídica.

• O arcabouço legal brasileiro evoluirá paralelamente à difusão da tecnologia, entretanto torna-se necessária uma legislação que simplifique a instalação dos empreendimentos na zona piloto para, a partir desta, evoluir para uma legislação mais robusta que garanta a segurança jurídica.

• Legislação marítima ultrapassada, não observando o ordenamento do espaço marítimo.

• Órgão que cuida das águas diferenciado do que cuida do mar (ANA X Marinha).

• Proposição de uma legislação atual que trate do ordenamento do espaço marítimo vislumbrando a implantação das energias oceânicas.

• Projeto de lei a tramitar no Congresso Nacional.

• Dependendo da localização, deve-se pedir permissão para inúmeros outros órgãos como IPHAN, INCRA, ICMBIO, entre outros.

• Processos de licenciamentos morosos e com inúmeros deliberadores, levando a total insegurança jurídica.

• Proposição futura de uma estrutura “one-stop-shop”, conforme fora implantada na Escócia, onde apenas um único órgão especializado é responsável por licenciar os empreendimentos oceânicos.

• Para se chegar à tal evolução, deve-se aguardar a evolução das energias oceânicas.


Assim, o Quadro V concatena as informações sistematizadas nos quadros anteriores e, de forma propositiva , apresenta uma linha do tempo, dotada de agendas a serem implementadas ao longo dos próximos 20 anos, tendo como base o ano de 2017 até 2037 para o desenvolvimento das energias oceânicas no Brasil.

QUADRO V: Projeção para o desenvolvimento das energias oceânicas no Brasil para os próximos 20 anos (2017-2037).


4. CONCLUSÕES

O contraponto brasileiro permeia um conjunto de características que o diferencia desses países no quesito competitividade tecnológica e de uma indústria de base de alto valor agregado. Com raras exceções, não há uma cultura de investimento a médio e longo prazo de recursos e de planejamentos estratégicos que fomentem um perfil de competitividade sustentável. Este ambiente conduz o investidor a consumir tecnologia desenvolvida por outros países, como o caso das turbinas eólicas. Ademais, o excesso de procedimentos de fiscalização e controle impostos, especialmente pela legislação ambiental, em desarmonia com o desenvolvimento tecnológico, torna-se um grande desafio para o desenvolvimento da indústria e para a atração do capital externo.

Iniciativas que despertem soluções inovadoras são ne-cessárias para o fomento de uma cadeia tecnológica produ-tiva e, somente por meio de uma postura política pragmática, propositiva, coerente, empreendedora e, acima de tudo, su-prapartidária, será possível aflorar a gigantesca potencialidade das energias oceânicas em prol das necessidades do povo brasileiro, gerando, consequentemente, emprego, renda, de-senvolvimento tecnológico, desenvolvimento econômico, social e ambiental.



Faz parte do arcabouço evolutivo de uma tecnologia a viabilidade jurídica da implantação da forma comercial, garantindo ao investidor segurança jurídica para que ele possa desenvolver a tecnologia sem os imbróglios jurídicos e regulatórios. O licenciamento ainda é considerado uma grande barreira não-tecnológica para o progresso da indústria de energia renovável marinha, causada pela complexidade dos processos consensuais e pela falta de marcos legais dedicados. Os sistemas consensuais existentes para projetos de energia do oceano tendem a basear-se em procedimentos concebidos para outros setores e são vistos como inadequados para as necessidades específicas de energia dos oceanos.

A forma mais eficiente para o desenvolvimento de tecnologias novas, entretanto, é oferecer estímulos através de leis que tragam benefícios significativos ao avanço da tecnologia, promovendo a interação da política com a ciência, trazendo crescimento e novas opções à sociedade. Dessa maneira, propõe-se a inserção no modelo político-regulatório brasileiro dos seguintes aspectos:

a) Criar leilões para Pesquisa e Desenvolvimento, utilizando a lacuna da lei 10.048 (modalidade “leilão de projetos estruturantes”).

b) Criar uma zona piloto (centro de teste) com licenciamento simplificado.

c) Definir um RoadMap para traçar um planejamento em busca do desenvolvimento das energias oceânicas.

d) Introduzir a fonte oceânica nos leilões de fontes renováveis. e) Adotar o sistema “Renewable Obligation” para gerar

certificados verdes que venham a abastecer os fundos para investimento em pesquisa.

f) Oferecer prêmios de incentivo ao desenvolvimento da indústria de base.

g) Criar uma comissão interdisciplinar para avaliar e discutir todo o arcabouço jurídico, no intuito de obter maior segurança jurídica para instalação das energias oceânicas no Brasil.

h) Legislar com o intuito de estabelecer um ordenamento do espaço marítimo brasileiro prevendo a geração oceânica.

É nítido que as energias oceânicas ainda estão em estágios pouco avançados de desenvolvimento e têm um longo caminho antes de se tornarem uma opção energética propriamente dita. No entanto, existe um oceano de possibilidades e potencial que não deve ser ignorado, devendo o Brasil, para explorar a geração oceânica, traçar um robusto planejamento, utilizando a técnica de RoadMap, partindo das três questões básicas: “Onde estamos? Para onde vamos? E como vamos?”, iniciando com uma atualização dos dados sobre a potencialidade oceânica brasileira, passando pelo fomento ao desenvolvimento técnico e científico com parcerias internacionais e proposição de políticas públicas voltadas para o mercado de energias oceânicas.

5. REFERÊNCIAS

• CASTRO, N. D. et al. A importância das fontes alternativas e renováveis na evolução da matriz elétrica brasileira.

In: SEMINÁRIO DE GERAÇÃO E DESENVOLVIMENTO SUSTENTÁVEL, 5. Rio de Janeiro: Fundação Mapfre, 2009. p. 1-25. Disponível em: <http://www.zonaeletrica.com.br/downloads/ctee/mapfre2009/prof_nivalde_de_castro.pdf>. Acesso em: 17 maio 2016.

• EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA (EPE). Plano Decenal de Expansão de Energia 2024. Brasília: MME/EPE, 2015b.

• EUROPEAN OCEAN ENERGY ASSOCIATION (EU-OEA). Oceans of energy European Ocean Energy Roadmap 2010-2050. 2009. Disponível em: <http://www.oceanenergy-europe.eu/>. Acesso em: 25 fev. 2016.

• FERREIRA, R. M.; ESTEFEN, S. F. Alternative concept for tidal power plant with reservoir restrictions. Renewable Energy, v. 34, n.4, p. 1151-1157, 2009. Disponível em: <http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0960148108003121>. Acesso em: 18 maio 2016.

• FERREIRA, R. M. D. S. D. A. Aproveitamento da energia das marés estudo de caso: estuário do Bacanga, MA. 2007. Dissertação (Mestrado em Engenharia Oceânica) Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2007. Disponível em: <http://www.oceanica.ufrj.br/costeira/arquivos/73.pdf>. Acesso em: 18 maio 2016.

• JEFFREY, H.; SEDGWICK, J.; ROBINSON, C. Technology roadmaps: An evaluation of their success in the renewable energy sector. Technological Forecasting and Social Change, v. 80, n. 5, p. 1015-1027, 2013.

• KHAN, J.; BHUYAN, G. Ocean energy: global technology development status. Report prepared by Powertech Labs for the IEA-OES. Canadá: IEA-OES, 2009.

• KEMP, R.; SCHOT, J.; HOOGMA, R.;. Regime shifts to sustainability through processes of niche formation: The approach of strategic niche management. Technology Analysis & Strategic Management, 10, pp. 175-19 1998

• MELO, M. Q. Mecanismo de desenvolvimento limpo e difusão de tecnologias de fontes renováveis no setor de energia elétrica brasileiro. 2011. Disponível em: <www.unicamp.sibi.us.br/handle/sburi/37841>. Acesso em: 12 maio 2016.

• OCEAN ENERGY SYSTEM (OES). An International Vision for Ocean Energy. 2011. Disponível em: <http://www.powerprojects.co.nz/files/pictures/International%20Vision%20Brochure%20V1.pdf>. Acesso em: 15 maio 2016.

• SOERENSEN, H. C.; WEINSTEIN, A. Ocean Energy: Position paper for IPCC. In: Proceeding of IPCC Scoping Conference on Renewable Energy. Germany: Ocean Energy Association, 2008. Disponível em: <http://www.euoea.com/euoea/files/ccLibraryFiles/Filename/000000000400/Ocean_Energy_IPCC_final.pdf>. Acesso em: 19 mar. 2016.

• SONDOTÉCNICA. Estado da arte de projeto e operação de Usinas Maremotrizes. Rio de Janeiro: Eletrobrás, 1981a.



TECNOLOGIA PARA PEQUENAS CENTRAIS EM GERAL: TURBINAS TIPO SAM E PIT, COM SUAS VANTAGENS E

ESPECIALMENTE A SUA AMPLA GAMA DE SOLUÇÃO (POTÊNCIA X QUEDA LÍQUIDA), COM BENEFÍCIOS

COMPROVADOS (POR EXEMPLO, GANHO DE OBRAS CIVIS, ....)

1SILVA, Benedito Marcioda, 2RIGOLIN, Ricardo, 3ALMEIDA, Karine

RESUMO

A turbina Kaplan tipo "S", com um cotovelo a montante do rotor e eixo horizontal (tipicamente chamada por SAM) e a turbina Kaplan tipo Poço com eixo horizontal (tipicamente chamada por PIT), são soluções técnicas largamente reconhecidas em pequenas centrais hidrelétricas de baixa queda. Constantes evoluções em P&D permitem que o limite técnico desses conceitos compactos possa ser aumentado na potência e no diâmetro do rotor da turbina, e algumas adaptações foram necessarias para viabilizar esta condição.Neste artigo serão apresentados dois casos de estudo com as últimas tecnologias de desenvolvimento com estas soluções de baixas quedas. Um com uma turbina tipo PIT, sem multiplicador de velocidades, e outro com turbina tipo SAM com o tubo de entrada rotacionado em relação ao eixo da unidade e soldado a jusante com o cotovelo da turbina e a montante com o conduto forçado, e sem a necessidade de desmontagem deste tubo de entrada para a manutenção do gerador.Estes casos estudados mostram impactos significativos nos seguintes pontos:• Em obras civis sem bloco de apoio na parede de montante da casa de máquinas para o tubo de entrada, reduzindo também na

largura da casa de máquinas;• No prazo de geração devido à simplificação na montagem;• Eficiência com a ausência de multiplicador de velocidades;• Na manutenção devido ao fácil acesso.Estas vantagens específicas aumentam as vantagens apresentadas por tradicionais soluções de pequenas centrais hidrelétricas, e, viabiliza a introdução da solução com turbina SAM com o tubo de entrada soldado ao cotovelo e ao conduto forçado, e da solução com turbina PIT sem multiplicador de velocidades como uma alternativa competitiva a ser considerado para pequenas centrais hidrelétricas de baixa queda e médias centrais. PALAVRA-CHAVE: SAM; PIT, baixa queda, médias centrais.

SMALL TECHNOLOGY IN GENERAL: SAM AND PIT TURBINES, WITH THEIR ADVANTAGES AND ESPECIALLY ITS BROAD SOLUTION RANGE (OUTPUT X

HEAD) WITH PROVEN BENEFITS (I.E., GAIN CIVIL WORK, …..)

ABSTRACT

The Kaplan “S” type turbine, with the elbow upstream to the rotor and horizontal shaft(usually called SAM) and the Kaplan PIT type turbine, are widely used as a technical solution in low head Small Hydro power plants. Regular improvements in R&D, helped to push the diameter of the rotor and power over the technical limits, and some adaptations were necessaries in order to be feasible.In this paper will be introduced two cases-studies of the latest technology developments for low head solution. One with a PIT turbine without speed increases gearbox and another one with SAM turbine with inlet piping welded to turbine elbow, in downstream side, also to penstock, in upstream side, and no need to disassembly this inlet piping in order to access the generator’s maintenance.These cases studies show key impacts in the following points:• On civil works without support block in the upstream power house wall in order to support the turbine inlet piping, reducing the

powerhouse dimensions;• On generation lead time due to simplified assembly and erection;• Efficiency due to the lack of a speed increaser gearbox;• In maintenance due to easy access.These specific advantages are in addition to the traditional advantages provided by others small hydro solutions, and, enable the introduction of the SAM turbine with inlet piping welded to elbow and penstock, and PIT turbine solution without speed increase as a competitive alternative to be considered for low head small hydro / medium power plant projects.

KEYWORDS: SAM; PIT, low head, medium power plants.

1Graduado em Engenharia Mecânica pela Universidade de Taubaté (UNITAU 1992) e MSc em Materiais pela Universidade Estadual Paulista (UNESP 2005). General Electric Renewable Energy, Av. Charles Schneider, s/nº Taubaté, SP, 12040-001, e-mail: [email protected] Graduado em Engenharia Mecânica pela Universidade Estadual Paulista (UNESP) E-mail: [email protected] Graduada em Engenharia Mecânica pela Universidade Federal de Itajubá (UNIFEI) E-mail: [email protected]


TECNOLOGIA PARA PEQUENAS CENTRAIS EM GERAL: TURBINAS TIPO SAM E PIT, COM SUAS VANTAGENS E ESPECIALMENTE A SUA AMPLA

GAMA DE SOLUÇÃO (POTÊNCIA X QUEDA LÍQUIDA), COM BENEFÍCIOS COMPROVADOS (POR EXEMPLO, GANHO DE OBRAS CIVIS, ....)

ARTIGOS TÉCNICOS


1. INTRODUÇÃO

Projetos de Pequenas Centrais Hidroelétricas (PCH) com baixas quedas representam uma significante parte do Mercado de PCHs, e para estes projetos, a General Eletric (GE) possui dois tipos de tecnologia de turbinas hidráulicas de eixo horizontal que são o diferencial no seu portfólio de baixas centrais, que são as seguintes:

1.1. Turbina Kaplan tipo “S” ou turbina SAM

São turbinas de eixo horizontal com dupla regulação, derivadas de projetos hidráulicos de turbinas Kaplan tipo Bulbo com a adaptação da entrada da turbina a montante do pré-distribuidor. Esta entrada é composta de um cotovelo com um tubo de entrada inclinado que pode ser alinhado com o eixo da unidade ou pode ser rotacionado em relação e este eixo, este tubo de entrada é soldado ao conduto forçado. A montante deste cotovelo é montado o gerador que é acoplado com o eixo da turbina através de um acoplamento rígido. Ver na Figura 1 o arranjo descrito.

Fonte: GE.Fig. 1: Arranjo típico de solução SAM.

1.2. Turbina Kaplan tipo Poço ou turbina PIT

Como as turbinas SAM, são turbinas de eixo horizontal com dupla regulação, derivadas de projetos hidráulicos de turbinas Kaplan tipo Bulbo com a alteração da entrada da turbina a montante do pré-distribuidor. Esta entrada é composta de um poço ligado ao pré-distribuidor e é aberto na sua parte superior por onde é montado o gerador a montante da turbina. Ver na Figura 2 o arranjo descrito.

Fonte: GE.Fig. 2: Arranjo típico de solução PIT.

Este artigo tem o objetivo de mostrar à comunidade de PCH as soluções e evoluções realizadas pela GE nas tecnologias de turbinas do tipo PIT e SAM, que visam aumentar a competitividade destas soluções impactando nos seguintes pontos de um projeto de PCH: arranjo global da casa de máquinas e no projeto civil; faixa de aplicação; facilidade de montagem e confiabilidade e manutenção.


2.1. Arranjo geral e impacto no projeto civil

A solução clássica de turbina SAM possui o tubo de entrada desmontável para permitir o acesso para montagem e desmontagem do gerador, e também como uma junta de dilatação entre o conduto forçado e a turbina. Esta solução exige um bloco de apoio tipo “mão francesa” na parede de montante da casa de máquina para a montagem e apoio da junta de desmontagem deste tubo de entrada, ver figura 3, e, o projeto deste tubo consiste de uma de fabricação caldeirada e com uma usinagem especial devido às dimensões do mesmo nas regiões do flange de junção com o cotovelo de entrada da turbina e na junta de desmontagem na região de junção com o conduto forçado.

Fonte: GE.Fig. 3: Seção típica - solução SAM com tubo de entrada desmontável.

Foi realizado um desenvolvimento através de cálculos mecânicos deste tubo de entrada para que o mesmo possa ser soldado em ambos os lados, e de um projeto de gerador que permite a montagem e desmontagem deste de forma lateral, e com isto eliminando a junta de desmontagem deste tubo e o flange de junção do mesmo com o cotovelo de entrada da turbina, e o tubo de entrada passa a ser uma peça de fabricação somente caldeirada e sua montagem soldada ao conduto de entrada e ao cotovelo de entrada da turbina, sendo um tubo de entrada fixa, ver figura 4.

Fonte: GE.Fig. 4: Seção típica - solução SAM com tubo de fixo.

Para a solução com turbinas tipo PIT, classicamente é adotado um multiplicador de velocidades com o objetivo de aumentar a rotação da turbina para o gerador e com isto, o espaço disponível

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no poço permita a montagem do gerador, ver figura 5. Este multiplicador de velocidade requer uma fundação e uma base metálica específica, e necessita de um espaço dentro deste poço.

Fonte: GE.Fig. 5: Planta típica - turbina PIT com multiplicador de velocidades.

Foi realizado um desenvolvimento desta solução eliminando o multiplicador de velocidades entre a turbina e o gerador. Este desenvolvimento consiste em um gerador de rotação mais lenta, ou seja, com a mesma rotação da turbina, porém possibilitando a montagem do mesmo no poço e utilizando toda a largura do mesmo, chamamos este gerador de “gerador de gaveta”, ver figura 6.

Fonte: GE.Fig. 6: Planta típica - turbina PIT sem multiplicador de velocidades.

2.2. Faixa de aplicação

As faixas de aplicação (range) adotada pela GE para as soluções SAM e PIT estão adaptadas também para o mercado brasileiro, atendendo as regras ANEEL para a condição de implantação de Pequenas Centrais Hidrelétricas, ou seja, no mínimo duas unidades de 15 MW cada totalizando uma potência instalada de 30 MW. Estas tecnologias também podem atender a condições de média central, unidades com potência unitárias maiores que 15 MW, como por exemplo, temos o projeto na Turquia chamado Tepekisla onde está em operação 2 unidades SAM de 34,2 MW cada. Com objetivo de buscar um melhor nível de eficiência para a turbina, na faixa de queda líquida definida a seguir, e rotações mais altas para buscar melhores rendimentos do gerador, são aplicados projetos hidráulicos de rotores Kaplan com 4 e 5 pás. Segue abaixo a definição do range de aplicação GE para estas tecnologias:• SAM:

� Queda líquida: 5 a 43 m; � Potência: 5 a 40 MW.

• PIT: � Queda líquida: 5 a 23 m; � Potência: 5 a 20 MW.

Na sequência, tabelas com os dados das referências já executadas pela GE:

QUADRO 1: Referências de projetos com turbinas tipo PIT

Fonte: GE

QUADRO 2: Referências de projetos com turbinas tipo SAM

Fonte: GE



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2.3. Facilidade de montagem

A tecnologia SAM com o tubo de entrada soldado elimina a necessidade de implementar uma junta de desmontagem na junção com o conduto forçado; exceto em casos onde o projeto exija a implantação de uma válvula de proteção da turbina e que normalmente é montada dentro da casa de máquinas. Para a condição do tubo de entrada alinhado com o eixo da unidade, foi desenvolvido um projeto de gerador que permite a montagem e a desmontagem de forma lateral, ou seja, deslocando o gerador com auxílio de dispositivo. Para a condição do tubo de entrada rotacionado em relação ao eixo da unidade, o gerador é totalmente acessível pela ponte rolante da casa de máquinas, não havendo a necessidade dos dispositivos da condição anterior, ver figura 7.

Fonte: GE.Fig. 7: Foto implantação turbina SAM com tubo de entrada rotacionado.

Para a tecnologia PIT o estudo consiste em sempre buscar a eliminação do multiplicador de velocidade e consequentemente eliminar a atividade de montagem e alinhamento do mesmo e de itens como a adaptação da tubulação Kaplan interna a linha de eixo, devido esta variação de velocidade; e também de um sistema de lubrificação dedicado para o multiplicador. Além de aumentar o rendimento do conjunto, devido à retirada de um equipamento. As figuras 5 e 6 mostram esta diferença.

2.4.Confiabilidadeemanutenção

A tecnologia SAM com o tubo de entrada na posição alinhado com a unidade é dotada de um gerador que permite a desmontagem pela lateral, não sendo necessária a remoção deste tubo de entrada para acesso e desmontagem do gerador. Já a solução com o tubo de entrada rotacionado em relação ao eixo da unidade, o acesso ao gerador é livre para o acesso e a atuação da ponte rolante da casa de máquinas, ver figura 7. Esta condição do tubo de entrada ser soldado ao conduto forçado elimina a junta de desmontagem e vedações, e também soldado ao cotovelo de entrada da turbina elimina uma junção com fixação por parafusos e vedação com cordão tipo O’ring.

A tecnologia PIT sem multiplicador de velocidade elimina a necessidade de lubrificação especial e manutenção deste item. Este sistema de lubrificação consiste de um tanque abaixo do multiplicador de velocidades e outro acima, sendo que esta lubrificação é por gravidade. Este arranjo sem o multiplicador de velocidades facilita a condição de montagem e operação da tubulação Kaplan devido a não variação de rotações na linha de eixo do grupo.


3.1. Arranjo geral e impacto no projeto civil

Os resultados dos estudos no projeto mecânico da turbina tipo SAM com a alteração do projeto do tubo de entrada da turbina da condição de tubo desmontável, com flange lado do cotovelo da turbina e junta de desmontagem lado do conduto forçado, para a condição de tubo fixo, soldado com o cotovelo de entrada da turbina e com o conduto forçado, permite consideráveis reduções no projeto como segue:

• Redução na largura da casa de máquinas de aproximadamente 2.5 metros devido à eliminação do apoio “mão francesa” na parede de montante da casa de máquinas, para suportar a junta de desmontagem do tubo de entrada;

• Redução no volume de escavação e volume de concreto da casa de máquinas devido à redução na largura desta casa de máquinas;

• Eliminação de custos civis na execução da “mão francesa”, devido a mesma ser um ressalto estruturado na parede da casa de força;

• Redução no vão da ponte rolante da casa de máquinas devido á redução da largura da mesma; esta redução tem impacto também no custo da ponte rolante;

• Este tubo de entrada na concepção fixa passa ser um projeto com construção totalmente caldeirada e soldada, tendo um grande impacto na facilidade de manutenção devido a eliminação da junta de dilatação, pois este necessitava de dois flanges usinados dos dois lados.

Outra importante alternativa para esta condição do tubo de entrada fixo, principalmente para quedas muito baixas, é a condição deste tubo de entrada rotacionado ao eixo da unidade, permitindo buscar um melhor arranjo entre a casa de máquinas e tomada d’água.

Os resultados dos estudos no projeto mecânico da turbina tipo PIT com a eliminação do multiplicador de velocidades permitem algumas reduções no projeto como segue:

• Eliminação de multiplicador de velocidades, onde em turbinas com potência acima de 7 MW, a tecnologia GE aplicava o multiplicador epcicloidal e abaixo de 7 MW o multiplicador de eixos paralelos, e, lembrando que incorporado à este item estavam os mancais guia-escora e contra-escora que estão sendo substituídos, por um mancal combinado de pedestal. Esta substituição impacta em redução no comprimento do poço do gerador e na fundação simplificada do mancal de pedestal combinado comparado com a do multiplicador de velocidades;

• Como o sistema de lubrificação do mancal de pedestal combinado pode ser comum ao sistema de lubrificação do mancal de guia da turbina e mancal de guia do gerador, é possível eliminar um sistema de lubrificação dedicado ao multiplicador de velocidades, que consiste em uma unidade hidráulica num piso abaixo do multiplicador, um tanque elevado numa elevação acima do multiplicador para fazer a alimentação de óleo por gravidade e toda a tubulação de interligação destes tanques, e consequentemente manter a central com somente um tipo de óleo lubrificante;

• Na questão de custo do projeto, com a eliminação do multiplicador de velocidades a rotação do gerador é mais baixa e com isto o custo do gerador é mais alto, porém, a redução com a eliminação do multiplicador e seu sistema de lubrificação equilibra este aumento no custo do gerador.

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3.2. Faixa aplicação

Como as soluções com turbinas tipo PIT e SAM são soluções para aplicação em projetos de baixa queda, o primeiro ponto a ser abordado é quando da aplicação de uma ou de outra. No caso do range de aplicação das soluções GE, a solução PIT tem a faixa de queda líquida menor que a SAM, ou seja, Ela participa na mesma faixa de queda da solução SAM até 23 metros. A aplicação da solução PIT é mais recomendada quando o projeto da central permite ter a tomada d’água acoplada a casa de máquinas, mesmo sendo o custo do grupo T+G normalmente mais caro comparado com a solução SAM, o custo total do projeto civil mais o restante dos equipamentos hidromecânicos possa viabilizar a solução técnica. Portanto, cada caso deve ter um estudo aprofundado e especifico para viabilizar a melhor solução.

Para projetos hidrelétricos de baixa queda, as soluções GE com turbinas tipo SAM e PIT cobre toda a faixa de potência acima 5 MW com quedas líquidas variando de 5 a 43 metros, com nível de eficiência compatível para desenvolvimentos hidráulicos de rotores Kaplan testados em laboratório.

Buscando competitividade, a GE possui um range de diâmetros padronizados de rotores Kaplan, para atender a faixa de potência e quedas líquidas, variando de 1,06 m a 3,55 m para as turbinas tipo SAM e de 2,8 m a 5,0 m para turbinas tipo PIT; sendo que muitos já foram executados.

No projeto do grupo gerador com turbina tipo PIT sem o mul-tiplicador de velocidades, existe um ganho na eficiência global do grupo mesmo com a redução da rotação, porque normalmente o multiplicador de velocidades impõe ao grupo uma perda de aproxi-madamente 1%, e mesmo considerando uma redução da eficiência do gerador em função da redução da velocidade, na maioria das vezes é menor que a perda do multiplicador de velocidades.

3.3. Facilidade de montagem

A alteração da concepção do tubo de entrada no projeto da turbina tipo SAM de tubo desmontável para tubo fixo, não representa impacto na condição de montagem inicial, pois o tubo desmontável requer a montagem, lado montante, de uma junta de desmontagem com vedações e fixações e lado de jusante um flange fixado por parafusos e vedação com o cotovelo de entrada da turbina, e a concepção de tubo fixo requer a soldagem deste tubo em ambos os lados. Na questão de desmontagem e remontagem do gerador, como o projeto do mesmo permite o deslocamento lateral, não se faz necessário desmontar o tubo de entrada, e posterior remontagem das juntas, economizando assim tempo de manutenção. Já o projeto com o tubo de entrada rotacionado não há dúvidas do tubo não ter a necessidade de ser desmontável, pois o acesso ao gerador é livre para a desmontagem e remontagem do mesmo.

Para o projeto da turbina tipo PIT, a eliminação do multiplicador de velocidades traz uma serie de vantagens para a condição de montagem e desmontagem como: com a linha de eixo de menor comprimento, a montagem e alinhamento do mancal de pedestal combinado é mais simples que a do multiplicador de velocidades; reduz o comprimento da tubulação Kaplan interna aos eixos da turbina e gerador; facilita a montagem e alinhamento da unidade, pois elimina um acoplamento e toda a montagem e instalação elétrica de um sistema de lubrificação dedicado para o multiplicador de velocidades, além de eliminar um tipo de óleo diferente na central e problemas com estocagem deste óleo. Todos estes pontos refletem também no custo da montagem e manutenção.

3.4.Confiabilidadeemanutenção

Na tecnologia da turbina tipo SAM, a condição do tubo de entrada fixo, se comparada com o tubo de entrada desmontável, implica na redução de itens de manutenção como o sistema de vedação de uma junta de desmontagem e vedação no flange de fixação com o cotovelo da turbina. A condição de acesso para desmontagem e manutenção, como citado no item anterior, o projeto do gerador é adaptado para a solução com o tubo de entrada alinhado em relação ao eixo da unidade, e, para a solução com o tubo de entrada rotacionado em relação ao eixo da unidade, o acesso é totalmente livre, como mostra a figura 8.

No projeto da turbina tipo PIT com a eliminação do multiplicador de velocidades, permite uma série de simplificações como: redução no comprimento da linha de eixo e o grupo trabalhando com uma rotação única, o que favorece a condição do comportamento dinâmico desta linha de eixo; a eliminação de um acoplamento flexível entre o eixo do multiplicador e o eixo do gerador; simplificação da tubulação Kaplan interna a linha de eixo e a simplificação do sistema de lubrificação da unidade com a eliminação de um sistema dedicado ao multiplicador de velocidades, impactando também no sistema auxiliar de tratamento de óleo.

Todos estes pontos refletem diretamente no custo de manutenção e na disponibilidade do equipamento, e em até certo ponto nos riscos ecológicos com a eliminação de um sistema de lubrificação a óleo.

4. CONCLUSÃO

O mercado de equipamentos para os projetos de Pequenas Centrais Hidrelétricas demanda evolução técnica e simplificação com o objetivo de viabilizar as construções das centrais, seja na questão dos custos, impacto no projeto civil, prazo de fornecimento e também na questão de eficiência, tudo em busca de alcançar o retorno de investimento desejado pelo investidor. A General Eletric possui um portfólio de equipamentos eletromecânicos que atende a toda a necessidade de um projeto de PCH e com uma grande faixa de aplicação para turbinas de baixas quedas, e como trata este artigo, simplificações sendo realizadas nos projetos das turbinas hidráulicas com o objetivo de impactar também em todo o projeto de uma PCH.

As simplificações adotadas nos projetos das turbinas tipo SAM e PIT mostram a oportunidade de simplificação e redução nos custos do arranjo da casa de máquinas, no projeto civil, montagem e desmontagem, manutenção e aumento da confiabilidade.

Muitos projetos de PCH podem ser otimizados com uma Engenharia de Aplicação onde se podem definir as melhores soluções buscando a sinergia entre os equipamentos eletro-mecânicos, como mostra este artigo á sinergia entre o projeto da turbina e o gerador.

Na linha das simplificações de projetos indicadas neste artigo, a General Eletric quer propor ao mercado de PCH, soluções neste range de PCHs com turbinas até 40 MW, com projetos padronizados, ou seja, projetos prontos e validados, com isto buscar reduções de prazos, principalmente de engenharia, simplificação na montagem e maior disponibilidade e confiabilidade.

5. REFERÊNCIAS

A referência utilizada neste artigo é toda a tecnologia, o portfólio e experiência desenvolvida pela General Eletric.



ARTIGOS TÉCNICOS


ANÁLISE DA ATUAL METODOLOGIA DE CÁLCULO E DA REVISÃO DA GARANTIA FÍSICA DE CENTRAIS

HIDRELÉTRICAS NÃO DESPACHADAS CENTRALIZADAMENTE NO SISTEMA

INTERLIGADO NACIONAL

1SILVA, Juliany Martins da, 2FILHO, Geraldo Lúcio Tiago, 3SANTOS, Igor Renan Braga dos 4VASCONCELLOS, Bruna Tayla Cabral de, 5GALHARDO, Camila Rocha

RESUMO

A garantia física (“GF”) é definida como a quantidade máxima de energia a ser suprida por um empreendimento de geração de energia elétrica, dado um critério de garantia de suprimento. A GF é considerada para a participação no Mecanismo de Realocação de Energia e na definição do lastro em contratos de comercialização de energia elétrica no Mercado Atacadista de Energia. Uma vez que está intimamente relacionada ao planejamento energético e à segurança energética, é de grande interesse que seus valores representem a realidade da forma mais fiel possível. Atualmente, a metodologia de cálculo e de revisão da GF para usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente é definida pela Portaria do Ministério de Minas e Energia (“MME”) nº 463/2009. É calculada com base nas características técnicas do empreendimento e em uma série de vazões médias mensais, com no mínimo 30 anos de dados. Está sujeita a revisões periódicas, utilizando limites percentuais de geração e a revisões extraordinárias em caso de fatos relevantes que modifiquem as características técnicas do empreendimento. O presente estudo tem como objetivo, analisar a metodologia de cálculo e revisão da GF, destacando os problemas atuais, os quais fizeram com que o procedimento de revisão fosse suspendido pela Portaria MME nº 376/2015. As análises mostram que as variações intrínsecas à vazão acarretam em incertezas quanto à futura geração de energia dos empreendimentos. Sendo assim, mesmo que o cálculo da GF considere diversos fatores que aprimorem a previsão da geração, o comportamento da vazão influenciará significativamente os resultados da revisão.

PALAVRA-CHAVE: garantia física, usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente, vazão.

ANALYSIS OF CURRENT METHODOLOGY TO PHYSICAL GUARANTEE MEASUREMENT AND REVIEW IN HYDROELECTRICS PLANTS NOT CENTRALLY DISPATCHED IN NATIONAL INTERCONNECTED SYSTEM

ABSTRACT

Physical guarantee ("GF") is defined as the maximum amount of energy to be supplied by an electricity generation plant, by supply assurance criteria. The GF is considered to take part in the Energy Reallocation Mechanism and to set electricity trading contracts in the Wholesale Energy Market. Since it is closely related to energy planning and energy security is concerned that their values represent reality as faithfully as possible. Currently, the calculation methodology and review of GF for hydroelectric plants not centrally dispatched is defined by the Ordinance of the Ministry of Mines and Energy ("MME") nº 463/2009. It is based on the technical features of the project and a series of monthly average flow rates, at least 30 years of data. It is subject to periodic reviews using percentage limits of generation and extraordinary review in case of relevant facts that modify the technical characteristics of the project. This study aims to analyze the calculation methodology and review of GF, highlighting the current problems, which meant that the review procedure was suspended by MME Ordinance nº. 376/2015. The analyzes show that the intrinsic variations in the flow lead to uncertainty about the future power generation of projects. Thus, even if the calculation of GF considers several factors that improve the prediction of generation, flow performance significantly influences the review results.

KEYWORDS: physical guarantee, hidroelectric plants not dispatched centrally, flow.

1Mestranda em Engenharia da Energia UNIFEI - [email protected] em Engenharia Civil Politécnica USP [email protected] em Engenharia da Energia UNIFEI - [email protected] em Engenharia da Energia UNIFEI - [email protected] em Engenharia de Produção UNIFEI, MSc em Engenharia da Energia UNIFEI - [email protected]

PCHNotícias&SHPNewsPublisher: Acta Editora/CERPCHDOI:10.14268/pchn.2016.00042ISSN: 1676-0220Subject Collection: EngineeringSubject: Engineering, hydro power plants; dam

1. INTRODUÇÃO

A Garantia Física (“GF”) é definida no Decreto nº 5.163/2004 (BRASIL, 2004), no qual atribui-se ao Ministério de Minas e Energia - MME disciplinar a forma de cálculo da GF dos empreendimentos de geração, mediante critérios de garantia de suprimento propostos pelo Conselho Nacional de Política

Energética (“CNPE”), e à Empresa de Pesquisa Energética (“EPE”) efetuar o cálculo.

O montante de energia definido como a GF de um empreendimento é considerado para a participação no Mecanismo de Realocação de Energia (“MRE”) e na definição do lastro em contratos de comercialização de energia elétrica no Mercado Atacadista de Energia (“MAE”) (CCEE, 2015). Sendo assim, a

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definição desse valor está intimamente relacionada à segurança, ao planejamento energético do Setor Elétrico Brasileiro e ao sinal econômico do empreendimento.

O despacho centralizado é realizado a partir da programação de geração do Operador Nacional do Sistema (“ONS”) para cada empreendimento de geração de energia elétrica, de forma a atender a demanda do sistema. Alguns empreendimentos não fazem parte do despacho centralizado, como é o caso do objeto de estudo deste artigo, as usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente (“UHEndc”) pelo ONS.

Além de terem o despacho não centralizado, as UHEndc podem ter a sua programação centralizada, isto é, estabelecida de forma coordenada e centralizada pelo ONS, classificadas como usinas do tipo II ou a programação não centralizada, definida a partir da avaliação dos impactos verificados no SIN e na segurança da rede de operação, classificadas como usinas do tipo III. (ONS, 2011).

No caso das UHEndc, a metodologia para o cálculo da GF, bem como para o procedimento de revisão do valor calculado, é regulamentado pela Portaria MME nº 463/2009 (MME, 2009). Porém, no ano de 2015, foi criada a Portaria MME nº 376/2015, na qual institui-se o grupo de trabalho, formado por MME, EPE e Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (“CEPEL”) para avaliação e aprimoramentos necessários na atual metodologia.

Com uma matriz elétrica onde predominam-se as hidrelétricas, com participação maior que 60% (ANEEL, 2016), os montantes de GF de tais empreendimentos têm um papel importante nas tomadas de decisões no Setor. Porém, uma vez que se utiliza a vazão no cálculo da GF, há grandes incertezas e variações inerentes a esta medida que dificultam o cálculo de um valor que corresponda à geração do empreendimento.


A metodologia de cálculo da GF, definida pela Portaria MME nº 463/2009, tem como base as características técnicas do empreendimento e uma série de vazões médias mensais, com no mínimo 30 anos de dados mais atualizados possível. Na Equação 1 é apresentada a fórmula de cálculo de GFE, com a qual são definidas as GFs de novos empreendimentos.

(1)

Onde:GFE: Montante de garantia física de energia (MWmédio); Qi: Vazão média do mês i, (m³/s); m: Quantidade de meses do histórico de vazões; Qr: Vazão remanescente do aproveitamento (m³/s); Qc: Vazão de usos consuntivos (m³/s); Hb: Queda bruta nominal (m); ΔhTotal: Perdas hidráulicas nominais (m); ηtg: Rendimento do conjunto turbina-gerador (%); Pinst: Potência instalada total (kW); Perdascon: Perdas elétricas até o ponto de conexão (%); TEIF: Taxa equivalente de indisponibilidade forçada (%);IP: Indisponibilidade programada (%); Cint: Consumo interno (MWmédio).

O procedimento de revisão ocorre periodicamente, de 12 em 12 meses, e utiliza os limites percentuais de geração para verificar se o empreendimento está desempenhando a GF definida anteriormente. Revisões extraordinárias também são previstas em caso de fatos relevantes que modifiquem as características técnicas do empreendimento.

Para verificação da geração de energia dos empreendimentos, de acordo com a Portaria MME nº 463/2009, utiliza-se a Equação 2.

(2)

Onde:i=1,2,3,...,m.m: Número de meses, múltiplo de doze, desde o décimo

terceiro mês de operação comercial até o penúltimo mês do período em análise;

Gmédia (MWmédio): Geração média de energia elétrica; eEgeri (MWh): Quantidade de energia gerada no mês i, referida

ao ponto de conexão.

Na Equação 2, desconta-se os 12 primeiros meses de operação comercial do empreendimento, tendo em vista que se trata da fase de “aprendizagem” do ciclo de vida de uma central hidrelétrica, conhecido como “curva da banheira”. A partir do 48º mês de operação comercial (totalizando 36 meses de geração considerável no cálculo), quando se inicia o procedimento de revisão, o valor de geração média de energia elétrica (“Gmédia”) é comparado com o valor da garantia física de energia vigente (“GF vigente”) e então ocorre a revisão se:

• o empreendimento apresentar uma Gmédia, nos seus primeiros quarenta e oito meses de operação comercial, inferior a 80% ou superior a 120% da GF vigente;

• o empreendimento apresentar uma Gmédia, a partir dos seus sessenta meses de operação comercial, inferior a 90% ou superior a 110% da GF vigente.

Muito se discute sobre a representatividade da geração média pela série de vazões. Como apresentado na Equação 1, a série de vazões médias diárias são utilizadas para o cálculo da GF, enquanto para a revisão, Equação 2, é utilizada a geração média de energia elétrica.

Visto que no cálculo da GF utiliza-se o conceito de esperança matemática, ou seja, um valor médio, para 30 anos ou mais de dados, espera-se que o comportamento médio se repita em 30 anos, ou mais. Tal comportamento pode não ser observado, e muitas vezes não o é, em 48 meses, período sujeito a grande variabilidade. De acordo com Von Zuben, (s.d.), o conceito de esperança matemática de uma variável aleatória, como a vazão, é definido como o valor média dessa variável, conforme a Equação 3.

(3)

Onde:E[Q]: Esperança matemática da variável aleatória vazão;Q_

: Vazão média;j: 1, 2, 3, ...;xj: Vazão no tempo j (elementos do espaço amostral);fQ(xj): Função densidade de probabilidade da vazão xj

Assim como o conceito de Esperança Matemática, o uso da série de vazões em médias mensais também é questionado por ocultar valores extremos, tais como as vazões abaixo da vazão mínima operativa da turbina, também denominada engolimento mínimo da turbina. Esses extremos estão presentes na geração média, capturada em base horária, onde em caso de vazões inferiores ao engolimento mínimo, não há geração.

As vazões extremas de valores elevados, embora aumentem as médias mensais, são menos influentes no cálculo da GF, pois este é limitado pela potência da usina (capacidade instalada). Porém, como as vazões acima da nominal do empreendimento

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não são aproveitadas devido à limitação da capacidade insta-lada da planta, o empreendimento não tem a possibilidade de recuperar a falta de geração na estiagem em momentos de boa afluência.

A participação das UHEndc no MRE permite o compartilhamento do risco hidrológico. No entanto, a ocorrência de períodos críticos, como “crises hidrológicas”, que ocorreu em 2013/2014, atingem, principalmente, empreendimentos que entraram em operação próximo a este período. Pois terá contabilizada a geração acumulada em período coincidente com o período crítico no processo de revisão. Sem registros de momentos de boa afluência, o empreendimento é sujeito à diminuição da GF.


3.1. Variabilidade e Extremos da Vazão

A discussão no item anterior quanto à variação da vazão e os extremos ocultados pela média podem ser verificados ao analisar séries de vazões utilizadas nos projetos básicos de centrais hidrelétricas. Nas Figuras 1 e 2 são apresentadas as séries de vazões médias diárias e de vazões médias mensais, respectivamente. A linha na região inferior corresponde ao engolimento mínimo e os pontos marcados com um "X" na região superior indicam regiões em que a vazão registrada foi inferior ao engolimento mínimo.

Fig. 1: Série de vazões médias diárias e ocorrências de valores inferiores ao engolimento mínimo (linha vermelha).

Fig. 2: Série de vazões médias mensais e ocorrências de valores inferiores ao engolimento mínimo.

Observa-se que ao utilizar as médias diárias valores extremos de vazão são mais frequentes: vazões acima de 1000 m³/s aparecem e vazões abaixo do engolimento são registradas 76 vezes. Ao utilizar as médias mensais não aparecem vazões acima de 600 m³/s e há apenas um registro de vazão inferior ao engolimento mínimo.

Embora o único registro na série de médias mensais indique que a média do mês inteiro ficou abaixo do engolimento mínimo,

não se pode afirmar que não houve geração no mês. Isso porque, mais precisamente, a média baixa é constituída de 19 registros abaixo do engolimento mínimo, porém, 11 dias registraram vazões acima e permitiram geração.

3.2. A Média de Vazões

A média é largamente utilizada como um estimador por, de fato, apresentar uma ótima estimativa populacional (UNIVERSITY OF DELAWARE, 2006). Porém, como apresentado na seção anterior, o uso da média pode ocultar extremos, que interferem no valor obtido. De acordo com University of Delaware (2006), o Teorema Central do Limite afirma que independente da forma da distribuição de probabilidade original, as suas médias resultam numa distribuição normal. O teorema é demonstrado com as Figuras 3, 4 e 5, onde são apresentados os histogramas e as formas das distribuições de probabilidade das séries de vazões médias diárias, médias mensais e médias anuais, respectivamente.

Fig. 3: Histograma e forma log-normal da distribuição de probabilidade da série de vazões médias diárias.

Fig. 4: Histograma e forma log-normal da distribuição de probabilidade da série de vazões médias mensais.

Fig. 5: Histograma e forma normal da distribuição de probabilidade da série de vazões médias anuais.


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No histograma da série de vazões médias diárias é observada uma distribuição de probabilidade log-normal, assim como no histograma da série de vazões médias mensais. Porém, ambas se diferenciam pela suavização da curva ao fazer a média, no primeiro caso, Figura 3, a presença de valores máximos próximos de 1300 m³/s faz com que a curva apresente um pico mais estreito em vazões inferiores a 300 m³/s. No segundo caso as vazões máximas não ultrapassam 600 m³/s, o que faz com que o pico da curva de distribuição seja mais largo, abrangendo as vazões de 100 a 300 m³/s.

Ao calcular mais uma vez a média, transformando a série de vazões para base anual, a distribuição não apresenta mais a forma log-normal, mas sim a forma de uma distribuição normal com vazões máximas de aproximadamente 300 m³/s. A utilização das vazões médias mensais não faz com que a distribuição perca a sua característica principal, no entanto, mais uma vez, demonstra-se que os extremos são ocultados com o uso da média.

Observa-se que as séries de vazões médias diárias no cálculo da GF permitiriam aproximar o montante calculado ao esperado para a geração, por considerar as bases de cálculo mais próximas e facilitar a identificação dos extremos de vazões, inferiores ao engolimento mínimo ou superiores à vazão nominal. Essa aproximação traria maior segurança energética e confiabilidade ao planejamento energético do Setor.

3.3. Média Acumulada e Média Móvel da Geração

Foi discutido no item 2 que as usinas que entram em operação em períodos coincidentes com estiagens estão sujeitas à diminuição da GF na primeira revisão pelo fato de não ter registros de boa afluência para equilibrar a média acumulada.

A utilização da média acumulada, conforme apresentada na Equação 2, permite que a variação da energia seja suavizada à medida que o empreendimento acumula sua geração, tendendo a chegar ao valor médio da série de vazões de 30 anos utilizada no projeto. Desta forma, a média acumulada oscila bastante no início da operação e adquire estabilidade com o passar do tempo.

No entanto, conforme discutido no item 2, vazões abaixo do engolimento mínimo anulam a geração de energia, e a capacidade da planta impede o uso de vazões acima da nominal. Assim, ao utilizar a média acumulada, adiciona-se a geração nula ou baixa contabilizada nos períodos de baixa afluência ao histórico que acompanha toda a vida do empreendimento, abaixando sua geração média.

As médias móveis são vistas como uma forma de impedir que gerações baixas acompanhem todo o histórico da usina. À medida que novas gerações fossem adicionadas a contabilização, as iniciais seriam retiradas do histórico. Porém, diferentemente da média acumulada, não haveria estabilidade com o passar do tempo e a geração média apresentaria valores de média variáveis a cada revisão. Sendo assim, considerando a incerteza da vazão e a possibilidade de períodos críticos, a acumulação da geração é uma forma dar estabilidade ao procedimento de revisão.

3.4. Periodicidade e Limites de Variação Aceitáveis na Revisão

Embora sejam desconsiderados os 12 primeiros meses de geração devido à fase de aprendizagem da usina, o próprio método de média acumulada tem como característica uma variabilidade maior nos primeiros meses e a estabilidade alcançada com o aumento no número de medições de geração de energia. Portanto o procedimento de revisão da GF se inicia após 48 meses de operação comercial, onde a margem de variação permitida de variação é de ±20%. No 60º mês de operação

comercial realiza-se a segunda revisão e a margem de variação torna-se ±10%.

As Figuras 6 e 7 apresentam as variações da média acumulada de geração de energia em relação à GF vigente de duas usinas e as margens do processo de revisão. Observa-se que o primeiro caso se mantém dentro das margens durante todo o tempo contabili-zado, porém, há uma tendência de redução nos últimos meses, enquanto o segundo caso apresenta grande variação e apenas se enquadra na margem no 80º mês de contabilização, mas apre-senta uma tendência de aumento do valor médio acumulado.

Fig. 6: Variação da geração de energia em relação à GF vigente e margens de variação permitida no procedimento de revisão.

Fig. 7: Variação da geração de energia em relação à GF vigente e margens de variação permitida no procedimento de revisão.

Os dois casos apresentam exemplos para discussões anteriores que demonstram que a média acumulada pode ser favorável ou desfavorável dependendo do momento em que a usina entra em operação. No primeiro caso, mesmo com uma tendência de redução da geração média, o empreendimento não saiu da margem aceitável de variação pois estava estável.

No segundo caso embora a tendência da geração média seja de aumento nos últimos meses, a entrada em operação em um momento de baixa afluência não permite que o empreendimento se adeque às margens estabelecidas para as primeiras revisões. As Figuras 8 e 9 apresentam a curva do segundo caso em condições, nas quais a usina se adequaria, alteradas em:• Periodicidade: margens de ±20% e ±10% para revisões em

72 meses e em 84 meses, respectivamente.• Periodicidade e limites de variação: margens de ±30%, ±20%

e ±10% para revisões em 60 meses, 72 meses e 84 meses, respectivamente.

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Fig. 8: Variação da geração de energia em relação à GF vigente e margens de ±20% e ±10% para revisões em 72 meses e em 84 meses.

Fig. 9: Variação da geração de energia em relação à GF vigente e margens de ±30%, ±20% e ±10% para revisões em 60 meses, 72 meses e 84 meses.

As duas condições propostas nas quais a usina se adequa ao procedimento de revisão mostram que a média acumulada tem sido uma boa alternativa para evitar que a variabilidade das vazões gere instabilidade na revisão, mas podem necessitar de períodos maiores para iniciar o processo, evitando o período de variabilidade inicial, que pode coincidir com períodos de restrições hidrológicas. Aumentar o prazo para a primeira revisão ou os limites aceitáveis de variação iniciais, e então diminuí-los gradualmente, são propostas que podem trazer melhor sinal econômico para as UHEndc.

4. CONCLUSÃO

O procedimento de cálculo da GF atualmente utiliza a série de vazões médias mensais, que, como apresentado neste trabalho, pode ocultar valores extremos que interferem no resultado obtido. O uso da série de vazões médias diárias aproximaria o cálculo da base na qual é obtida a geração do empreendimento (base horária) e permitiria identificar os extremos de vazões, não os considerando quando fossem inferiores ao engolimento mínimo das turbinas ou superiores à vazão nominal da usina.

O valor calculado da GF é menos influenciado pelos valores elevados por ser limitado pela potência do empreendimento, embora estes contribuam para elevar as médias mensais. Porém, o engolimento mínimo não é considerado para limitar os valores baixos. Para a consideração desse valor mínimo, faz-se necessário o uso de valores médios diários, pois não se pode afirmar que a

geração foi nula no mês inteiro quando a média neste é inferior ao engolimento mínimo. O exemplo deste trabalho apresentou um mês de 30 dias com vazão média inferior ao engolimento mínimo em que os valores abaixo do mínimo compreenderam 19 dias, nos outros 11 a geração seria possível.

Para o procedimento de revisão, discutiu-se o uso da média acumulada da geração, conforme é feito atualmente, e o uso de médias móveis. Tendo em vista que a média acumulada ameniza a variabilidade da vazão é proposto continuar o uso desse método. Porém, como exemplificado por dois casos neste trabalho, dependendo do momento de entrada em operação do empreendimento, a variação inicial da geração pode ser acarretar em revisões do valor de GF, mesmo que em longo prazo o valor médio de geração tenda ao valor definido em projeto.

Sendo assim, mesmo que o cálculo da GF considere diversos fatores até então não considerados com o uso das médias mensais, aprimorando a previsão da geração, o comportamento variável da vazão influenciará significativamente na geração e, consequentemente nos resultados das revisões. São propostos e exemplificados graficamente alterações de periodicidade e limites de variação aceitáveis do procedimento de revisão que contribuiriam para a mitigação do efeito do início de operação em um momento desfavorável.

5. AGRADECIMENTOS

Sinceros agradecimentos à Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado de Minas Gerais (“FAPEMIG”) pelo financiamento de bolsa de mestrado e apoio financeiro para participação do evento e ao Centro de Referência em Pequenas Centrais Hidrelétricas (“CERPCH”) pelo apoio técnico ao estudo.

6. REFERÊNCIAS

• [1] ANEEL. Banco de Informações de Geração. Agência Nacional de Energia Elétrica, 2016. Disponivel em: <www2.aneel .gov.br/apl icacoes/capacidadebrasi l /OperacaoCapacidadeBrasil.cfm>. Acesso em: 31 Julho 2016.

• [2] BRASIL. Decreto nº 5.163: Regulamenta a comercialização de energia elétrica, o processo de outorga de concessões e de autorizações de geração de energia elétrica, e dá outras providências. Presidência da República. Brasília, DF, p. Art. 2º §2º. 2004.

• [3] CCEE. Regras de Comercialização: Garantia Física. Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. São Paulo, p. 4. 2015. (Versão 2015.1.0).

• [4] MME. Portaria nº 463: Estabelece a metodologia para o cálculo e revisão dos montantes de garantia física de energia de Usinas Hidrelétricas não despachadas centralizadamente pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS. Ministério de Minas e Energia. Brasília, DF. 2009.

• [5] MME. Portaria nº 376: Institui Grupo de Trabalho - GT para analisar e propor aprimoramentos necessários à metodologia de cálculo e revisão de garantia física de energia de Usinas Hidrelétricas não despachadas centralizadamente pelo ONS. Ministério de Minas e Energia. Brasília. 2015.

• [6] ONS. Submódulo 26.2. Operador Nacional do Sistema. [S.l.]. 2011. (Rev. 2.0).

• [7] UNIVERSITY OF DELAWARE. Probabilidade e Estatística: Intervalo de Confiança. Electrical & Computer Engineering and Computer & Information Sciences Departments. Newark, DE. 2006.

• [8] VON ZUBEN. Tópico 8 - Fundamentos para Processos Estocásticos. DCA/FEEC/Unicamp. Campinas.


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HIDROELETRICIDADE: UMA FONTE DE ENERGIA ESSENCIAL PARA O BRASIL

1DESTER, Mauricio

RESUMO

A hidroeletricidade é a fonte de energia que mais contribui para as baixas emissões de CO2 originadas da produção de eletricidade no Brasil. Entretanto, muitos obstáculos tem dificultado a implantação de novos projetos de usinas hidrelétricas no Brasil, particularmenteaquelas com reservatório. Estes obstáculos estão principalmente relacionados às questões ambientais. Os impactos causados pelas hidrelétricas são frequentemente discutidos superficialmente e, por consequência, falsos pontos negativos são atribuídos a estas usinas. Um dos objetivos deste artigo é mostrar que estes pontos negativos não são tão severos quanto mostrados e que muitos deles sequer existem. Além disso, outro objetivo é discutir os principais benefícios do aumento da participação da hidreletricidade na matriz de energia elétrica, e por outro lado, também mostrar os principais problemas que provavelmente surgirão devido ao decréscimo da participação da hidreletricidade na matriz de energia elétrica. PALAVRA-CHAVE: Matriz de Energia Elétrica, Pequenas Centrais Hidrelétricas, Usinas Hidroelétricas, Reservatórios, Licenciamento Ambiental, Múltiplos Usos da Água.

HYDROPOWER: AN ESSENTIAL ENERGY SOURCE IN BRAZIL

ABSTRACT

Hydropower is the energy source which strongly accounts for the very low CO2 emissions from electricity production in Brazil. However, many obstacles have hindered the deployment of new hydropower projects in Brazil, particularly power plants with reservoir upstream. The obstacles are mainly related to environmental issues. Several impacts from hydro power plants are often discussed superficially and consequently incorrect drawbacks are attributed to this power source. One of the goals of this paper is showing that most of the drawbacks are not as severe as they are presented and some of them are even nonexistent. Furthermore, another goal is discussing main benefits of improving the percentage of hydropower into the power mix and, on the other hand, also showing the main problems which will probably emerge due to decrease of this power source in Brazil's power mix.

KEYWORDS: Power mix, Hydropower, Small Hydro Power, Hydro Power Plants, Reservoirs, Licensing Process, Multiple Uses of Water.

1Doutor, Furnas Centrais Eletricas. Campinas, SP BRAZIL, e-mail: [email protected], tel.: 55 19 3031-7213 (com.), 55 19 99227-1282 (cel.)


1. INTRODUÇÃO

Sob o ponto de vista estrutural o modelo vigente de planejamento da expansão, em geral, atende objetiva atender às necessidades com base em três aspectos considerados os principais fundamentos do modelo: a modicidade tarifária, a universalização do acesso à eletricidade e a mitigação dos riscos sistêmicos no abastecimento (ANEEL, 2016). Existem, todavia, alguns pontos frágeis que permeiam o processo de expansão da oferta, os quais, por intermédio de ações de política energética em conjunto com outras medidas no âmbito estratégico, poderiam ser fortalecidos e com isso proporcionar a expansão da oferta de eletricidade com sustentabilidade e segurança regulatória para os agentes envolvidos. Os principais pontos críticos são: i) a participação crescente de fontes renováveis na matriz de energia elétrica e os impactos na segurança e na confiabilidade no suprimento da carga; ii) a tarifa final de eletricidade; iii) a sustentabilidade no processo de expansão; iv) o aproveitamento dos recursos hidráulicos disponíveis; v) o desenvolvimento de regiões menos favorecidas por intermédio da implantação de empreendimentos. Tratam-se de problemas de elevada complexidade e, portanto, não é pretensão esgotar o assunto neste artigo. O que se almeja é realizar uma análise crítica sob a perspectiva destas e outras questões de relevância, de forma a prover subsídios que possam

contribuir para a elaboração de políticas que venham permitir e facilitar a elaboração e implementação de soluções viáveis para os desafios apresentados. Qualquer que seja a opção de composição da matriz de energia elétrica, um fator primordial a ser observado é a segurança no suprimento da carga, um dos pilares do modelo atual do setor. Atender ao mercado de energia elétrica é condição sine qua non para a sustentabilidade do crescimento econômico de qualquer sociedade moderna. O desenvolvimento sustentável pleno somente poderá ser alcançado pautando-se as políticas públicas neste fundamento (Costa, 2009).

2. A HIDRELETRICIDADE COMO BASE DA MATRIZ DE ENERGIA ELÉTRICA E OS DESAFIOS ENCONTRADOS PARA SUA EXPANSÃO

A presença da hidreletricidade na matriz de energia elétrica brasileira é preponderante. Cerca de 63% da potência instalada total é constituída de usinas hidrelétricas (ANEEL, 2014). Aproximadamente 79% da energia elétrica gerada no Brasil é proveniente da hidreletricidade (ONS, 2014). É, portanto, o recurso mais importante para a produção da geração de energia elétrica do Brasil. Este fato se deve a fatores históricos, às condições naturais da hidrologia do país e ao baixo custo da hidreletricidade frente às outras opções para produção de energia elétrica (Maxim, 2014). São 218 UHEs e 448 PCHs em operação

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PCH NOTÍCIAS & SHP NEWS, 70, (3), JUL,SET/2016, DA PÁG. 22-26 231Estudo de Impacto Ambiental/Relatório de Impacto Ambiental (EIA/RIMA);Relatório Ambiental Preliminar (RAP); Estudo Ambiental Simplificado (EAS)

(ANEEL, 2016). O potencial hidráulico ainda aproveitável no Brasil é de 72 a 82GW [4]. O potencial a ser explorado e inventariado de PCHs é de 9.800MW (MME, 2016). Nas seções a seguir serão discutidos os principais desafios relacionados à presença da hidreletricidade na matriz de energia elétrica brasileira, uma vez tratar-se de um recurso de fundamental importância para o país.

2.1.Asdificuldadesencontradasnoprocesso de licenciamento ambiental

Os custos e incertezas relacionadas ao licenciamento ambi-ental despontam como os elementos de maior relevância no que concerne às dificuldades que se apresentam à expansão da hi-dreletricidade no Brasil (Banco Mundial, 2008). Na Tabela 1 estão apresentados os custos típicos de um processo de licenciamento ambiental para projetos de UHEs. Os custos diretos representam a maior parcela dos custos totais. Dentro dos custos diretos o fator com maior participação é relativo aos custos sociais. Os custos indiretos podem assumir uma parcela significativa, tendo a possibilidade de alcançar mais de 5% do valor do kW instalado. No cômputo geral, os custos totais de um processo de licencia-mento ambiental de uma UHE podem atingir até 20% do valor total da instalação. Para o caso da UHE Belo Monte os custos so-cioambientais estimados já chegaram a 22,7% do valor total do empreendimento (Canazio, 2010). Até a conclusão total da obra estes custos podem se elevar ainda mais. Cabe salientar que embora o processo de licenciamento ambiental das PCHs possa ser mais simplificado, em alguns casos, a necessidade de Estudos de Impacto Ambiental (EIA/RIMA, RAP e EAS)1 as das Licenças Prévia, de Instalação e de Operação geram impactos análogos ao caso das UHEs, principalmente no que se refere aos custos e ao tempo de obtenção das licenças (Banco Mundial, 2008).

Tabela 1: Resumo de custos típicos de licenciamento ambiental de uma UHE.

Descrição do custoUS$ por kW

instaladoParcela do total (%)

Custos diretos 133 14,1 a 14,7

i) Sociais 94 10,0 a 10,4

ii) Ambientais físicos 19 2,0 a 2,1

iii) Incertezas regulatórias 20 2,1 a 2,2

Custos indiretos (de oportunidade) 10 a 50 1,1 a 5,4

Custos totais do licenciamento 143 a 183 15,8 a 19,4

Custo médio total do kW instalado 906 a 946 100

Fonte: Banco Mundial, 2008.

Há casos em que somente para a emissão da primeira licença (Licença Prévia) os atrasos chegaram a seis vezes o tempo máximo previsto na legislação para todas as três licenças do processo de licenciamento ambiental (Schimidt e Calou, 2007). As demandas judiciais relacionadas às hidrelétricas é uma outra questão relevante. Da mesma forma que se exige o fiel cumprimento das medidas mitigadoras e compensatórias contidas e as condicionantes presentes no processo de licenciamento, também não se pode permitir que a simples presunção de que algum dano ocorrerá seja motivo suficiente para paralisar uma obra, na maioria dos casos, de interesse nacional. Para ordenar a paralisação de uma atividade econômica nos EUA, a demanda judicial vai até Suprema Corte, a qual exige prova de dano causado no meio ambiente para de fato embargar um empreendimento. No Brasil basta a mera presunção de dano ambiental para que o poder judiciário, de instâncias inferiores,

paralise empreendimentos de interesse nacional (Michellis Jr., 2007). O número de dispositivos jurídico administrativos relacionados ao setor elétrico é outro aspecto importante. No ano de 2007 havia, somente na esfera federal, uma abrangência de 38 temas e 828 dispositivos. Na Tabela 2 pode-se verificar a quantidade de dispositivos classificados de acordo com o tipo de documento. Não houve, desde então, nenhuma simplificação nestes dispositivos.

Tabela 2: Dispositivos jurídico-administrativos federais relativos ao setor elétrico.

Leis Decretos Resoluções PortariasInstruções Normativas

Normas Convenções Total

201 216 246 83 30 48 4 828

Fonte:Schimidt e Calou, 2007

2.2. A falácia dos danos ambientais causados pelas hidrelétricas no Brasil

Um dos aspectos relacionados à questão da área alagada pelas UHE e PCHs é a perda da vegetação que antes ocupava a respectiva área. Para os aproveitamentos hidrelétricos loca-lizados na Amazônia este problema se potencializa, tornando-se ainda mais problemático. A redução da área ocupada pela Flo-resta Amazônica é um dos principais causadores mundiais de emissão de gases de efeito estufa (ONU, 2007). Estima-se que a área ocupada pelos reservatórios de UHEs no Brasil seja de 36.000km2 (MME, 2001). A área desmatada na Amazônica Legal somente no período de 1988 a 2010 foi de 385.234km2, ou seja, mais de dez vezes a área ocupada por praticamente todos os reservatórios das hidrelétricas brasileiras (INPE, 2015). Tome-se, por exemplo, o caso emblemático da UHE Balbina, cuja área ocu-pada pelo reservatório é de 2.360km2. Esta UHE é mencionada como um “desastre” ecológico. A área desmatada somente no ano de 2004 foi de 27.772km2, o que equivale a 10 vezes a área ocupada pelo reservatório da UHE Balbina. Os maiores causa-dores do desmatamento na Amazônia não são as UHE e sim as atividades de pecuária e agricultura, com destaque para o cultivo de grãos (Diniz et al, 2009). Não se busca, aqui, eximir as UHE da contribuição para o desmatamento, mas apresentar a causa maior deste problema. É importante salientar que as PCHs, em se considerando o aspecto "área ocupada", é uma das tecnolo-gias que menos impacta e portanto uma das opções que menos requerem desmatamento, se implementadas nas regiões de flo-resta ou mata nativa (Maxim, 2014).

2.3. As hidrelétricas e as emissões de CO2

As emissões de CO2 aumentaram de 0,18 tCO2/MWh em 2007 para 0,31 tCO2/MWh em 2008 em decorrência, principalmente, do despacho de termelétricas. Substituir a hidreletricidade por termeletricidade, caso não se trace novas perspectivas para o setor elétrico, será uma consequência inexorável. Não se tem disponível outra fonte que possa gerar na base e com capacidade de escala em substituição às hidrelétricas, senão as térmicas a combustíveis fósseis. A energia nuclear também seria uma substituta em potencial, contudo seu custo é elevado e existem obstáculos relacionados a algumas questões polêmicas envolvendo esta fonte de eletricidade, tais como aquelas relativas à destinação dos rejeitos radioativos e a segurança da população sediada nas proximidades do site da usina nuclear. A contribuição das PCHs, considerando o aspecto das emissões de CO2, é de suma importância. Para o caso desta

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tecnologia as emissões de CO2/MWh são menores e os impactos ambientais significativamente mais reduzidos comparando-se com as UHEs de grande porte (Pant et al, 2016). A proteção meio ambiente que se pensa obter não se construindo UHEs ou PCHs é enganosa e ilusória, pois oculta uma consequência evidente, mas, nem sempre percebida, ou pelo menos, não devidamente contemplada: o suposto dano local causado pelo reservatório está sendo permutado por um dano global, devido principalmente às emissões de CO2, de consequências incontroláveis. É possível gerenciar e mitigar, com muito mais eficiência, os impactos localizados do que os impactos globais no meio ambiente, como é o caso das emissões de CO2 (De Simoni, 2010). Um estudo realizado por Gagnon et al (2002) apresenta o panorama sobre a emissão de GEE a partir de diferentes opções de produção de energia elétrica. Os resultados são baseados na técnica Lyfe Cycle Analisys2 e são mostrados na Figura 1. Considerando este tipo de análise, as emissões de CO2 das UHEs são bastante próximas às fontes eólica e solar. As UHEs a fio d'água tem menor emissão dentre todas as tecnologias analisadas no estudo e as PCHs situam-se na faixa de 15 a 19 kt.CO2/TWh (Pant et al, 2016), portanto em níveis comparáveis às tecnologias Solar Fotovoltaica, Nuclear e grandes UHEs.

Fig. 1: As emissões de CO2 referentes às tecnologias de geração de energia elétrica.

Mantidas as projeções previstas pelo planejamento da expansão da geração no Brasil, o quadro em 2020 será bastante desfavorável para o meio ambiente. A restrição nos projetos de UHEs irá requerer mais despacho de UTEs baseadas em combustíveis fósseis. Isto levará a um aumento significativo nas emissões de CO2 que em 2020 sofrerão uma elevação de 203% em comparação à 2010, assim como a capacidade de regularização dos reservatórios das UHEs brasileiras terá decaído 12%. Para cada 1% de perda da capacidade de regularização tem-se 19% de elevação nas emissões de CO2 (Bezerra et al, 2010).

3. AS UHES, O USO MÚLTIPLO DA ÁGUA, O DESENVOLVIMENTO REGIONAL E A SEGURANÇA NO SUPRIMENTO COMO BASES DE SUSTENTAÇÃO PARA POLÍTICAS ENERGÉTICAS NO BRASIL

Um benefício de fundamental importância relacionado aos projetos de hidrelétricas é o desenvolvimento regional que sua implantação proporciona. Baseado em um trabalho de pesquisa (Silva, 2007) pode-se citar o caso dos municípios lindeiros ao lago da UHE de Três Marias (396 MW), construída no rio São Francisco no município de Três Marias-MG (Nordeste do Brasil). A área alagada é de 1.040 km2. Esta UHE tem função estratégica relevante, pois é responsável pelo suprimento de cerca de 80% da energia elétrica consumida no Norte de Minas Gerais, considerada a região menos desenvolvida deste estado. É expressiva a participação da CFURH no orçamento dos municípios cingidos pelo lago de uma UHE. Na Figura 2 estão representadas graficamente as relações entre os

2Avaliação feita sobre todo os estágios de ciclo de vida do produto, processo ou estrutura de produção, desde a aquisição da matéria-prima ou sua geração a partir de recursos naturais até a disposição final dos rejeitos, produto do descomissionamento.

recursos oriundos dos impostos municipais e da CFURH. No caso do município de Morada de Minas mais de 95% da fonte de receita é proveniente da CFURH. O mesmo ocorre para os municípios de Três Marias, Felixlândia e Paineiras. Comparando a situação antes e depois da entrada em operação da UHE, ainda segundo o estudo, estes municípios experimentaram um aumento de receita da ordem de 1.000%. A CFURH é um recurso financeiro que apresenta uma vantagem importante: é uma receita firme, com algumas variações em função dos períodos de maior afluência na região onde está implantada a UHE, mas que possui um elevado grau de previsibilidade, permitindo um planejamento prévio do fluxo orçamentário do município contemplando um horizonte de permanência de até 30 anos.

Fig. 2: Relação dentre os impostos ISS+ITBI+IPTU e a CFURH.

Outros usos da água oriunda dos reservatórios das hidrelétricas são relacionados a educação ambiental, recreação, lazer, turismo, esportes náuticos, pesca, hidrocultura e aquicultura. Há ainda o benefício do apoio à navegação com a implantação de estruturas es-pecialmente destinadas e este fim, como por exemplo, eclusas, com-portas e canais. A pesca se destaca pela importância social, ecológica e econômica que possui (Carvalho e Sauer, 2009). O lazer, além dos benefícios diretos proporcionados, também impulsiona o desenvolvi-mento regional, pois aumenta a demanda por bens de consumo e amplia o mercado de trabalho possibilitando a criação de novas vagas e o surgimento de novas profissões, antes inexistentes na região. Estudo promovido pela Eletrobrás realizado com 89 grandes lagos de hidrelétricas brasileiras constatou quatorze usos possíveis de lazer associados a estes reservatórios (Muller, 1995). Outro aspecto importante, concernente ao tema "Desenvolvimento Regional", são os empregos gerados. De acordo com estudo realizado por Maxim (2014) a PCH é uma das opções para geração de eletricidade que mais gera empregos, ficando atrás somente da Solar Fotovoltaica e das grandes UHEs. Este mesmo estudo aborda também a questão da "Aceptibilidade Social", item na qual as PCHs e a UHEs estão na qualificação "Alta", juntamente com as tecnologias Solar e Eólica.

4. ASPECTOS ECONÔMICOS CONSIDERANDO A HIDRELETRICIDADE E A TERMOELETRICIDADE COMO OPÇÕES PARA GARANTIA DE SEGURANÇA E CONFIABILIDADE DO SUPRIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL

O despacho das UTEs baseadas em combustíveis fósseis é a maneira de garantir a confiabilidade do suprimento quando houver períodos hidrológicos críticos no Brasil. A necessidade de geração térmica para compensar hidrologia adversa pode ser observada, por exemplo, nos casos ocorridos nos anos de 2003, 2004, 2006, 2007, 2009 e 2010, ilustrados por intermédio dos gráficos contidos na Figura 3. Algo esperado e corroborado pela observação destes gráficos é a necessidade de despacho das



3O ONS despacha as UTEs por ordem de mérito, ou seja, coloca para gerar aquelas que apresentam Custo Variável Unitário (CVU) menor do que o Custo Marginal de Operação (CMO). O CMO é o custo de atender uma unidade adicional de carga e normalmente possui um valor próximo ao da última UTE despachada.

UTEs quando ocorrem baixas nos níveis de água dos reservatórios concomitantemente à tendência de diminuição da ENA. Isto pode ser visto de forma marcante, por exemplo, de junho a novembro de 2007 e de julho a setembro de 2010. Neste ano, em particular, nota-se uma proporção em torno de 15 % da geração térmica em relação à hidráulica nos meses em epígrafe. O lado positivo também pode ser corroborado pelo ocorrido no ano de 2009 quando se tem a elevação da ENA já a partir de julho, o que permite a redução do despacho das UTEs desde este mês até praticamente dezembro. A EA oscila entre 40 % e 80 % do valor máximo em todos os anos analisados e a ENA apresenta variações ainda mais expressivas. Para manter os níveis de armazenamento dentro de regiões seguras, o despacho das UTEs se faz necessário. Cabe salientar que se a capacidade de regularização do Sistema Interligado Nacional (SIN) fosse mais elevada, o despacho das UTEs poderia ser minimizado, os reservatórios poderiam suportar períodos de hidrologia desfavorável por mais tempo e seria possível manter a geração hidráulica para atender à demanda, mesmo em períodos de hidrologia ruim, sem haver deplecionamento crítico destes reservatórios. A contribuição das PCHs neste sentido é notória e incontestável. Apesar da capacidade de regulação não ser do porte das grandes UHEs, as PCHs não são fontes intermitentes, como é característica das fontes eólica e solar. Portanto, a contribuição das PCHs na manutenção da segurança do suprimento e na qualidade da energia gerada deve ser considerada. Outra questão importante está relacionada à remuneração das UTEs, quando são chamadas a gerar, principalmente fora da ordem de mérito3. As fontes de recursos, neste caso, denominam-se Encargos Setoriais e são custeadas por todos os consumidores de energia elétrica do país. A participação destes encargos na tarifa de eletricidade pode se elevar a valores insustentáveis (Albino, 2009).

Fig. 3: Energia armazenada, ENA e proporção de geração térmica no SIN.

Pode-se observar um aumento resiliente na geração termelétrica no transcorrer dos anos. Na Figura 4 têm-se as curvas de permanência de geração térmica para o subsistema SE/CO dos anos de 2012 a 2014. Como se pode observar a curva de permanência vem se elevando ano a ano.

Fig. 4: Curvas de permanência da geração térmica – região SE/CO.

Na medida em que aumenta-se a necessidade de despacho das UTEs, o custo global de geração também aumenta, e em uma escala não linear. Isto se explica pelas faixas de custo em que se enquadram o parque gerador termelétrico do Brasil. A Figura 5 permite ilustrar este fato. Nesta figura têm-se a distribuição da capacidade instalada de usinas térmicas em função das faixas de Custo Variável Unitário (CVU). Este gráfico permite identificar a concentração de aproximadamente 50% da capacidade instalada de UTEs, em torno de 14.600MW, com CVU acima de R$200,00/MWh (ONS, 2014). Para se ter uma comparação de valores, o MWh, de origem hidráulica, foi comercializado no leilão ocorrido em 20/04/2010 por R$78,00. Trazendo ambos custos a valores presentes a relação que permanece é de 22% do custo da energia de origem hidráulica em relação à de origem térmica (EPE, 2016). É importante destacar que as PCHs teriam aqui também uma contribuição indiscutível, pois a tarifa de equilíbrio referente a estas está em patamar inferior ao CVU mencionado. No ano de 2016, por exemplo, o leilão A-5, realizado em 29/04/2016, todas as PCHs vencedoras apresentaram um valor abaixo de R$200,00/MWh (EPE, 2016).

Fonte: ONS, 2014 (Elaboração própria)

Fig. 5: Capacidade instalada de usinas térmicas e as respectivas faixas de CVU.

5. CONCLUSÕES

O planejamento da expansão da geração impacta fortemente a sociedade para a qual ele se destina, uma vez que a energia elétrica é um bem de consumo que permeia todos os segmentos econômicos. Os problemas que emergem neste processo de planejamento cada vez mais se revestem de uma crescente complexidade nas relações entre as causas e as consequências. Cada vez mais as questões estratégicas deixam de ser restritas às suas respectivas áreas do conhecimento e passam a requerer uma abordagem multidisciplinar e uma visão sistêmica ampla. Não é mais possível atender aos interesses de uma sociedade complexa com soluções segmentadas. A problemática da expansão da geração, da transmissão e da distribuição de energia elétrica não foge a esta tendência. Polarizações em qualquer sentido, seja ele econômico, técnico ou socioambiental, contribuem de forma negativa para a melhor solução. É utópico imaginar que é possível gerar energia elétrica em larga escala com impactos ambientais nulos ou insignificantes. Sabe-se, outrossim, que também não será possível adotar a melhor opção tecnológica. Tampouco será viável a opção com o menor custo ou aquela menos impactante para o meio ambiente. Há que se buscar o ponto ótimo, o equilíbrio, sem polarizações e sem vieses. Muito do que se tem propalado contra as hidrelétricas no que se refere aos impactos ambientais não se sustenta diante de estudos mais apurados. Chegou-se a afirmar, como exemplo marcante neste sentido, que as turbinas das UHEs

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e PCHs funcionam como pás afiadas e provocam mutilações em peixes que por elas passam. É uma ideia totalmente equivocada. Na verdade é a água que move a turbina e não o contrário. Em condições normais de operação jamais as pás das turbinas se moverão mais rápido que água e, portanto, a turbina funciona, para os peixes, como se fosse uma porta giratória e não como um triturador (Heilen e Dourador, 2009). Muitas afirmações sem fundamento, a exemplo desta citada, são fartamente divulgadas e contribuem negativamente para a imagem das UHEs e PCHs perante a sociedade, principalmente junto a parcela menos favorecida da população, paradoxalmente, aquela que mais carece de incremento na oferta de energia elétrica e a que mais se beneficia dos impactos positivos trazidos pelos projetos de UHEs e PCHs na região onde são implementados. É crucial trabalhar-se para fazer cair os dogmas erroneamente criados a respeito destas importantes alternativas de geração de eletricidade. Em função, principalmente, do processo extremamente rigoroso de licenciamento ambiental pelo qual os projetos de UHEs e PCHs necessitam passar, estes empreendimentos acabam por trazer dezenas de benefícios à região onde são instalados. Estes benefícios se materializam seja por meio das medidas mitigadoras, programas socioambientais, melhorias no saneamento básico e serviços de saúde, empregos diretos e indiretos gerados, recursos diretos oriundos da CFURH e indiretos trazidos pela exploração do lago (para o caso das UHEs), seja com turismo e lazer ou ainda por intermédio da irrigação de culturas agrícolas permitindo aumento da produtividade e da qualidade desta atividade.

Os locais onde estes projetos são desenvolvidos, a princípio podem passar por dificuldades transitórias como os problemas clássicos de infraestrutura devido a um aumento repentino na demanda por serviços, principalmente na fase de construção. Todavia, o legado positivo deixado por uma UHE ou PCH em uma região é perene. São benefícios duradouros e sustentáveis, pois, como já argumentado, são criados com base em estudos de impacto socioambiental. Vão muito além das reparações obrigatórias devido aos danos causados, inevitáveis a qualquer estrutura de produção de energia ou qualquer outra atividade econômica. Estendem-se para programas socioambientais que além de trazer proteção e benefícios para os ecossistemas circundantes propiciam, para a sociedade atingida direta e indiretamente pelo empreendimento, importantes avanços sociais, melhoria em instalações de serviços públicos, programas de integração regional e elevação da receita dos municípios cingidos pelas represas. A erradicação da miséria, a melhoria no padrão de distribuição de renda, o incremento na oferta de emprego, a oportunidade de novos investimentos produtivos e muitas outras questões socioeconômicas que permeiam o trajeto rumo a uma sociedade mais justa, somente podem ser alcançadas se o país possuir a capacidade de gerar energia elétrica de forma segura e confiável e neste sentido as UHEs e PCHs possuem papel de destaque. Além disso, contribuem sobremaneira para a construção de uma matriz de energia elétrica rica em diversidade, maciça em fontes renováveis e com baixo impacto ambiental.

6. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

• Albino, J. Encargos: o caminho da ineficiência. Jornal da Energia. São Paulo, 21 junho 2009. Disponível em: www.revistagtd.com.br. Acesso em: 12 de julho de 2010.

• ANEEL - AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA. Banco de Informações de Geração. Disponível em: www.aneel.gov.br. Acesso em: 23 fevereiro 2014.

• ANEEL - AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA. Banco de Informações de Geração. Dis ponível em: www.aneel.gov.br. Acesso em: 2 de julho de 2016.

• BANCO MUNDIAL. Licenciamento Ambiental de Empreendimentos Hidrelétricos no Brasil: Uma contribuição para o debate - volume II. Relatório. 2008. Disponível em: http://siteresources.worldbank.org. Acesso em: 30 de junho de 2016.

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• Carvalho, J. F., Sauer, I. L. Does Brazil need new nuclear power plants? Energy Policy, v. 39, p. 1580–1584, 2009.

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PCH NOTÍCIAS & SHP NEWS, 66, (3), ABR,JUN/2015, DA PÁG. 3-5 27

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Forma e preparação de manuscrito

Primeira Etapa (exigida para submissão do artigo)O texto deverá apresentar as seguintes características: espa-

çamento 1,5; papel A4 (210 x 297 mm), com margens superior, inferior, esquerda e direita de 2,5 cm; fonte Times New Roman 12; e conter no máximo 16 laudas, incluindo quadros e figuras.

Na primeira página deverá conter o título do trabalho, o resumo e as Palavras-chave. Os quadros e as figuras deverão ser numerados com algarismos arábicos consecutivos, indicados no texto e anexados no final do artigo. Os títulos das figuras deverão aparecer na sua parte inferior antecedidos da palavra Figura mais o seu número de ordem. Os títulos dos quadros deverão aparecer na parte superior e antecedidos da palavra Quadro seguida do seu número de ordem. Na figura, a fonte (Fonte:) vem sobre a legenda, à direta e sem ponto final; no quadro, na parte inferior e com ponto final.

O artigo em PORTUGUÊS deverá seguir a seguinte sequên-cia: TÍTULO em português, RESUMO (seguido de Palavras- -chave), TÍTULO DO ARTIGO em inglês, ABSTRACT (seguido de keywords); 1. INTRODUÇÃO (incluindo revisão de literatura); 2. MATERIAL E MÉTODOS; 3. RESULTADOS E DISCUSSÃO; 4. CONCLUSÃO (se a lista de conclusões for relativamente curta, a ponto de dispensar um capítulo específico, ela poderá finalizar o capítulo anterior); 5. AGRADECIMENTOS (se for o caso); e 6. REFERÊNCIAS, alinhadas à esquerda.

O artigo em INGLÊS deverá seguir a seguinte sequência: TÍTULO em inglês; ABSTRACT (seguido de Keywords); TÍTULO DO ARTIGO em português; RESUMO (seguido de Palavras- -chave); 1. INTRODUCTION (incluindo revisão de literatura); 2. MATERIALAND METHODS; 3. RESULTS AND DISCUSSION; 4. CONCLUSIONS (se a lista de conclusões for relativamente curta, a ponto de dispensar um capítulo específico, ela poderá finalizar o capítulo anterior); 5. ACKNOWLEDGEMENTS (se for o caso); e 6. REFERENCES.

O artigo em ESPANHOL deverá seguir a seguinte sequência: TÍTULO em espanhol; RESUMEN (seguido de Palabra llave), TÍ-TULO do artigo em português, RESUMO em português (seguido de palavras-chave); 1. INTRODUCCTIÓN (incluindo revisão de literatura); 2. MATERIALES Y METODOS; 3. RESULTADOS Y DIS-CUSIÓNES; 4. CONCLUSIONES (se a lista de conclusões for rela-tivamente curta, a ponto de dispensar um capítulo específico, ela poderá finalizar o capítulo anterior); 5. RECONOCIMIENTO (se for o caso); e 6. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS.

Os subtítulos, quando se fizerem necessários, serão escritos com letras iniciais maiúsculas, antecedidos de dois números arábicos colocados em posição de início de parágrafo.

No texto, a citação de referências bibliográficas deverá ser feita da seguinte forma: colocar o sobrenome do autor citado com apenas a primeira letra maiúscula, seguido do ano entre parênteses, quando o autor fizer parte do texto. Quando o autor não fizer parte do texto, colocar, entre parênteses, o sobrenome, em maiúsculas, seguido do ano separado por vírgula.

O resumo deverá ser do tipo indicativo, expondo os pontos relevantes do texto relacionados com os objetivos, a metodologia, os resultados e as conclusões, devendo ser compostos de uma sequência corrente de frases e conter, no máximo, 250 palavras.

Para submeter um artigo para a Revista PCH Notícias & SHP News o(os) autor(es) deverão entrar no site www.cerpch.unifei.edu.br/submeterartigo.

Serão aceitos artigos em português, inglês e espanhol. No caso das línguas estrangeiras, será necessária a declaração de revisão linguística de um especialista.

Segunda Etapa (exigida para publicação)O artigo depois de analisado pelos editores, poderá ser

devolvido ao(s) autor(es) para adequações às normas da Revista ou simplesmente negado por falta de mérito ou perfil. Quando aprovado pelos editores, o artigo será encaminhado para três revisores, que emitirão seu parecer científico. Caberá ao(s) autor(es) atender às sugestões e recomendações dos revisores; caso não possa(m) atender na sua totalidade, deverá(ão) justificar ao Comitê Editorial da Revista.

Obs.: Os artigos que não se enquadram nas normas acima descritas, na sua totalidade ou em parte, serão devolvidos e perderão a prioridade da ordem sequencial de apresentação.

Form and preparation of manuscripts

First Step (required for submition)The manuscript should be submitted with following format:

should be typed in Times New Roman; 12 font size; 1.5 spaced lines; standard A4 paper (210 x 297 mm), side margins 2.5 cm wide; and not exceed 16 pages, including tables and figures.

In the first page should contain the title of paper, Abstract and Keywords. The tables and figures should be numbered con-secutively in Arabic numerals, which should be indicated in the text and annexed at the end of the paper. Figure legends should be written immediately below each figure preceded by the word Figure and numbered consecutively. The table titles should be written above each table and preceded by the word Table fol-lowed by their consecutive number. Figures should present the data source (Source) above the legend, on the right side and no full stop; and tables, below with full stop.

The manuscript in PORTUGUESE should be assembled in the following order: TÍTULO in Portuguese, RESUMO (followed by Palavras-chave), TITLE in English; ABSTRACT in English (fol-lowed by keywords); 1. INTRODUÇÃO (including references); 2. MATERIAL E MÉTODOS; 3. RESULTADOS E DISCUSSÃO; 4. CONCLUSÃO (if the list of conclusions is relatively short, to the point of not requiring a specific chapter, it can end the previous chapter); 5. AGRADECIMENTOS (if it is the case); and 6. REFER-ÊNCIAS, aligned to the left.

The article in ENGLISH should be assembled in the follow-ing order: TITLE in English; ABSTRACT in English (followed by keywords); TITLE in Portuguese; ABSTRACT in Portuguese (fol-lowed by keywords); 1. INTRODUCTION (including references); 2. MATERIAL AND METHODS; 3. RESULTS AND DISCUSSION; 4. CONCLUSIONS (if the list of conclusions is relatively short, to the point of not requiring a specific chapter, it can end the previous chapter); 5. ACKNOWLEDGEMENTS (if it is the case); and 6. REFERENCES.

The article in SPANISH should be assembled in the follow-ing order: TÍTULO in Spanish; RESUMEN (following by Palabra-llave), TITLE of the article in Portuguese, ABSTRACT in Portu-guese (followed by keywords); 1. INTRODUCCTIÓN (including references); 2. MATERIALES Y MÉTODOS; 3. RESULTADOS Y DISCUSIÓNES; 4. CONCLUSIONES (if the list of conclusions is relatively short, to the point of not requiring a specific chapter, it can end the previous chapter); 5.RECONOCIMIENTO (if it is the case); and 6. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS.

The section headings, when necessary, should be written with the first letter capitalized, preceded of two Arabic numerals placed at the beginning of the paragraph.

References cited in the text should include the author’s last name, only with the first letter capitalized, and the year in parentheses, when the author is part of the text. When the author is not part of the text, include the last name in capital letters followed by the year separated by comma, all in pa-rentheses.

Abstracts should be concise and informative, presenting the key points of the text related with the objectives, methodology, results and conclusions; it should be written in a sequence of sentences and must not exceed 250 words.

For paper submission, the author(s) should access the online submission Web site www.cerpch.unifei.edu.br/submeterartigo (submit paper).

The Magazine PCH Notícias & SHP News accepts papers in Por-tuguese, En-glish and Spanish. Papers in foreign languages will be requested a declaration of a specialist in language revision.

Second Step (required for publication)After the manuscript has been reviewed by the editors, it is

either returned to the author(s) for adaptations to the Journal guidelines, or rejected because of the lack of scientific merit and suitability for the journal. If it is judged as acceptable by the editors, the paper will be directed to three reviewers to state their scientific opinion. Author(s) are requested to meet the re-viewers, suggestions and recommendations; if this is not totally possible, they are requested to justify it to the Editorial Board.

Obs.: Papers that fail to meet totally or partially the guide-lines above described will be returned and lose the priority of the sequential order of presentation.

INSTRUÇÕES AOS AUTORES INSTRUCTIONS FOR AUTHORS

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HIDRO&HYDRO, 70, (3), JUL,AGO,SET/2016CONFERÊNCIA

DÉCIMA EDIÇÃO DA CONFERÊNCIA DE PCH ATRAI INVESTIDORES DO SETOR

por Adriana Barbosa

A décima edição da conferência de Pequenas Centrais Hidrelétricas, Mercado e Meio Ambiente realizada em setembro, na cidade de São Paulo, reuniu diversos fabricantes e investidores do setor.

Consolidada no setor por ser um evento onde busca discutir temas relevantes sobre pequenas centrais hidrelétricas, e promovida pelo Centro Nacional de Referência em Pequenas Centrais Hidrelétricas (CERPCH), juntamente com a Universidade Federal de Itajubá (UNIFEI) e a Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa (ABRAGEL) contou com a participação de empresários, técnicos e membros da academia.

Participaram da cerimônia de abertura o secretário executivo do CERPCH, Geraldo Lúcio Tiago Filho; o presidente da Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa (ABRAGEL), Leonardo Sant’Anna, o presidente do conselho de administração da ABRAGEL e acionista da Atiaia Energia, Luiz Otávio Koblitz e o diretor da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) Amílcar Guerreiro.

Os painéis distribuídos pelos temas: A Inserção das PCHs na Matriz Elétrica Brasileira; Avanços e Desafios Jurídicos/Regulatórios; Aspectos Jurídicos e Sócio Ambientais; Novas Tecnologias e O Futuro das PCHs: Cenário Atual proporcionaram uma ampla discussão entre os palestrantes e público presente.

A retomada da conferência de PCH reeditou, também, o espaço destinado a empresas, onde as mesmas têm a oportunidade de expor seus serviços para o público e desta maneira firmarem possíveis parcerias de negócios.

Regulação

No painel que abordou os Avanços e Desafios Jurídicos/Regulatórios a assessora da Superintendência de Concessões e Autorizações de Geração – SCG, Ludimila Lima, destacou a restruturação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel)

para agilizar o processo de análise e aprovação de inventário de projetos básicos para PCHs, por meio da Resolução Normativa (RN) 673/0215. Onde a mesma foca na outorga de autorização para exploração de PCH e no uso adequado do potencial hidráulico e não mais na aprovação de projeto básico. Em números, desde a implantação da RN 673/15 a aprovação de PCHs passou de 362 MW, em 2014 para 1.164 MW até agosto de 2016. O tempo de análise passou de 3 anos antes de 2015 para 62 dias em 2016.

Ludimila, afirmou ainda que os desafios a serem superados pela Aneel são a aproximação da ANEEL com os órgãos de meio ambiente, para o Licenciamento Ambiental e o ajuste no preço teto nos leilões de Energia e participação das CGH.

Sessão técnica

A X Conferência recebeu cerca de 40 artigos técnicos, sendo que 26 foram aprovados pelo comitê avaliador da sessão.

Os temas atendidos foram: Análise Financeira; Aspectos Legais e Institucionais; Mercado e Planejamento Energético; Meio Ambiente, Responsabilidade Social e Desenvolvimento Sustentável; Tecnologia e Desenvolvimento: a. Componentes Hidromecânicos/ b. Componentes Elétricos Mecânico/ c. Estruturas Hidráulicas/ d. Sistemas de Controle/ e. Subestação e Transmissão/ f. Levantamento de Dados de Campo/ g. Geotecnia e Geologia/ h. Monitoramento; Operação e Manutenção; Sistemas Híbridos; Geração Descentralizada e Sistemas isolados.

As sessões foram coordenadas pelos professores Dr. Geraldo Lúcio Tiago Filho e Oswaldo Honorato de Souza Júnior, ambos docentes do Instituto de Recursos Naturais da Universidade Federal de Itajubá (Unifei).

Alguns dos trabalhos apresentados na Conferência estão publicados na sessão técnica desta revista.

Público participante das plenárias. Participating public of the plenary sessions.

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Reserve a data / Save the date

08 e 09 de agosto de 2017,

Hotel Golden Tulip Paulista, São Paulo/SP.

August 08 and 09, 2017,

Hotel Golden Tulip Paulista, São Paulo/SP.

HIDRO&HYDRO | ISSN 2359-6147 CONFERENCE

THE TENTH EDITION OF THE SHP CONFERENCE ATTRACTS INDUSTRY INVESTORS

Translation: Joana Sawaya de Almeida

The tenth edition of the Conference of Small Hydroelectric Power Plants, Market, and Environment, held in São Paulo, September 2016, brought together several manufacturers and investors from within the sector.

The event consolidated players from within the sector and sought to discuss relevant topics on small hydroelectric power plants. It was promoted by the National Reference Center on Small Hydroelectric Power Plants (CERPCH), together with the Federal University of Itajubá (UNIFEI) and the Brazilian Association of Power Generation Clean (ABRAGEL), and was attended by businessmen, technicians, and members of academia alike.

Participating in the opening ceremony was the Executive Secretary of CERPCH, Geraldo Lúcio Tiago Filho, the president of ABRAGEL, Leonardo Sant'Anna, the chairman of ABRAGEL's board of directors & Atiaia Energia's shareholder, Luiz Otávio Koblitz, and finally the director of the Energy Research Company (EPE), Amílcar Guerreiro.

The panels were distributed by the following topics: The inclusion of SHPs in the Brazilian Electrical Matrix; Advances and Legal / Regulatory Challenges; Legal Aspects and Environmental Partners; New Technologies and the Future of SHPs: Current State of Affairs; and the event provided ample room for discussion between the lecturers and attending public.

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The reworking of the PCH conference also gave ample room for companies, creating opportunities to display their services to the public, and in so doing, foster possible business partnerships.

Regulation

During the discussion on Advances and Legal / Regulatory Challenges, the adviser of the Superintendent of Concessions and Generation Authorizations (SCG), Ludimila Lima, highlighted the restructuring of the National Electric Energy Agency (Aneel) to expedite the process of analysis and approval of an inventory of Basic projects for SHPs, through the Normative Resolution (RN) 673/0215. She pointed out that the new restructured version focuses on granting authorization for the exploitation of SHPs and the adequate use of hydraulic potential, and no longer on basic project approval. To cite a few numbers, since the implementation of RN 673/15, the approval of SHPs has increased from 362 MW in 2014 to 1,164 MW by August 2016. The analysis time went from 3 years before 2015 to 62 days in 2016.

Ludimila also stated that there are still challenges to be overcome by Aneel, citing the desire for ANEEL to work more closely with environmental agencies, specifically in Environmental Licensing, the adjustment in the ceiling price of Energy auctions, and the participation of the CGH.

Technical Session

The X Conference received about 40 technical articles, 26 of which were approved by the session's evaluation committee.

The topics covered were: Financial Analysis; Legal and Institutional Aspects; Energy, Market, and Planning; Environment, Social Responsibility, and Sustainable Development; Technology and Development: a. Hydro-mechanical components / b. Electrical Mechanical Components / c. Hydraulic Structures / d. Control Systems / e. Substation and Transmission / f. Field Data Survey / g. Geotechnics and Geology / h. Monitoring, Operation, and maintenance; Hybrid Systems; Decentralized Generation and Isolated Systems.

The sessions were coordinated by professors Dr. Geraldo Lúcio Tiago Filho, and Oswaldo Honorato de Souza Júnior, both teachers at the Institute of Natural Resources at the Federal University of Itajubá (Unifei).

Some of the papers presented at the Conference are published in the technical section of this journal.

Abertura: Cerimônia de Abertura da X Conferência de PCHs.Opening: Opening Ceremony of the 10th Conference of SHPs.

Apresentação de trabalhos técnicos. Presentation of technical works.

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HIDRO&HYDRO, 70, (3), JUL,AGO,SET/2016CURTAS/NEWS

UNIFEI/CERPCH SEDIA 1º WORKSHOP DA REDE IBERO AMERICANA DE HIDRO ENERGIA EM PEQUENA ESCALA

UNIFEI / CERPCH HOSTS THE 1ST WORKSHOP OF THE IBERO-AMERICAN NETWORK OF SMALL SCALE HYDROELECTRIC POWER

por Adriana Barbosa Translation: Joana Sawaya de Almeida

Programa Ibero Americano de Ciência e Tecnologia (CYTED)

Um grupo de especialistas de cinco países ibero americanos, Bolívia, Cuba, Guatemala, México e Peru, sob a coordenação do Engenheiro do Instituto Mexicano de Tecnologia da Água, Armando Trelles, visitou o Laboratório Hidromecânico de Pequenas Centrais Hidrelétricas - LHPCH no Campus da Universidade Federal de Itajubá – UNIFEI/Itajubá no dia 29 de agosto. Dentro das atividades programadas durante a missão no Brasil, a equipe, em parceria com CERPCH/UNIFEI, na pessoa do Professor Geraldo Lúcio Tiago Filho, realizou o 1º Workshop da Rede Ibero americana de Hidro Energia em Pequena Escala.

O Grupo esteve reunido por dois dias para a coordenação da primeira reunião da Rede Temática Ibero-americana sobre Hidro Energia em Pequena Escala a fim de compartilhar conhecimentos, esforços e resultados dos projetos que desenvolvem no âmbito de prospecção sistêmica do potencial de PCH´s em bacias hidrográficas com metodologia avançada. Tal ação objetiva o desenvolvimento de um protótipo viável e replicável de Pequena Turbina Hidro energética (PTH) e de um modelo de industrialização de PTH em localidades ibero-americanas que contribuam ao desenvolvimento sustentável de pequenas localidades.

A rede temática Ibero-americana é formada atualmente por oito países, sendo parte integrante do grupo, cinco universidades; dois centros de pesquisas e quatro empresas.

Segundo o coordenador do grupo, Armando Trelles, dentre os objetivos da REHIDRO está a elaboração de manuais de boas práticas baseados em normas técnicas internacionais para homologação e certificação de equipamentos e componentes.

Ibero-American Program of Science and Technology (CYTED)

A group of experts from five Latin American countries, Bolivia, Cuba, Guatemala, Mexico and Peru, visited the Hydro-mechanical Laboratory of Small Hydropower Plants - LHPCH at the University Campus of the Federal Universtiy of Itajubá - UNIFEI / Itajubá on the 29th of August, under the coordination of the Engineer of the Mexican Institute of Water Technology, Armando Trelles. Among the activities scheduled during the trip to Brazil, the team, in partnership with CERPCH / UNIFEI, in the person of Professor Geraldo Lúcio Tiago Filho, held the 1st Workshop of the Ibero-American Network of Small Scale Hydro Energy.

The Group met for two days to coordinate the first meeting of the Ibero-American Thematic Network on Small Scale Hydro Energy in order to share knowledge, efforts, and the results of the developed projects pertaining to the systemic prospection of potential SHPs in River basins with advanced methodology. This was aimed at developing a viable and replicable prototype of a Small Hydro Power Turbine (PTH) and a model of PTH industrialization in Ibero-American locations that contribute to the sustainable development of small localities.

The Ibero-American thematic network is currently formed of eight countries, two research centers, four companies, and five universities making up an integral part of the group.

According to the coordinator of the group, Armando Trelles, among REHIDRO's objectives is the development of manuals for good practices based on international technical standards for approval and certification of equipment and components.

Reunião de trabalho dos pesquisadores latinos com professores brasileiros.Meeting of Latin American researchers with Brazilian professors.

Sessão de abertura do Workshop.Workshop opening session.

Reitor da UNIFEI, professor Dagoberto Alves de Almeida, recebe os pesquisadores em seu gabinete.Dean of UNIFEI, Professor Dagoberto Alves de Almeida, welcomes the researchers in his office.

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HIDRO&HYDRO | ISSN 2359-6147 AGENDA/SCHEDULE

EVENTOS LIGADOS AO SETOR DE ENERGIA - 2016

SETEMBRO

X Conferência de Centrais Hidrelétricas, Mercado e Meio AmbienteData: 13 e 14 de setembro de 2016.Local: Hotel Maksoud PlazaSite: http://centraishidreletricas.com/

X CBPEData: 26 a 28 de setembro de 2016Local: GramadoSite: http://www.xcbpe.com.br/

XXVII Congresso Latino Americano de HidráulicaData: 26 a 30 de setembro de 2016Local: Lima/PeruSite: http://ladhi2016.org/

14º Utility WeekLocal: São Paulo/SPData: 13 a 15 de setembro de 2016Site: www.latin-american-utility-week.com/

EGÉTICAData: 28 a 29 de Setembro de 2016Local: Valência/EspanhaSite: http://egetica.feriavalencia.com/

OUTUBRO

FIMAIData: 04 a 06 de Outubro de 2016Local: São Paulo/ SPSite: http://www.fimai.com.br/

RENEXPOLocal: Ausburg/AlemanhaData: 06 a 09 de Outubro de 2016Site: http://www.renexpo.de/

Hydro 2016Local: Montreux/ SwitzerlandData: 10 a 12 de outubro de 2016.Site: www.hydropower-dams.com

Seminário Nacional de Energias Renováveis e Eficiência EnergéticaLocal: Rio de Janeiro/RJData: 26 e 27 de outubro de 2016

Power- GEN RussiaData: 25 a 27 de outubro de 2016.Local: Moscou/RússiaSite: http://www.powergen-russia.com/ru/

NOVEMBRO

WINDABAData: 02 a 04 de Novembro de 2016Local: Cidade do Cabo/África do SulSite: http://www.windaba.co.za/

Key EnergyData: 08 a 11 de Novembro de 2016Local: Rimini/ ItáliaSite: http://www.keyenergy.it/

DEZEMBRO

Renewable Energy World InternationalData: 13 a 16 de dezembro de 2016Local: Orlando – USASite: http://www.rewintl.com/

EnergaïaData: 14 a 15 de Dezembro de 2016Local: Perols/FrançaSite: http://www.energaia-expo.com/

EVENTOS LIGADOS AO SETOR DE ENERGIA - 2017

FEVEREIRO

Data: 5 a 8 de fevereiro de 2017Local: Perth, AustraliaSite: http://www.wrenuk.co.uk/calendar.html

Energy Now EXPOData: 08 a 09 de Fevereiro de 2017Local: Telford/Reino UnidoSite: http://www.energynowexpo.co.uk/

MARÇO

Mexico WindPowerData: 01 a 02 de Março de 2017Local: Cidade do México/MéxicoSite: http://www.mexicowindpower.com.mx/en

RECAM WeekData: 06 a 10 de Março de 2017Local: Cidade do Panamá/ PanamáSite: http://www.recamweek.com/

EnergyMedData: 30 de Março a 01 de Abril de 2017Local: Nápoli/ ItáliaSite: http://www.energymed.it/

ABRIL

POWER-GEN Brasil incorporating HydroVision BrasilData: 25 a 27 de Abril de 2017Local: São Paulo/ SPSite: http://www.pennwell.com.br/pt_br/eventos-pennwell.2.leftcolumn_aggregator.html

MAIO

Oman Energy & Water Exhibition & ConferenceData: 1 a 3 de Maio de 2017Local: Muscat / OmanSite: http://www.energyandwateroman.com/en/

AWEA Windpower ExpoData: 22 a 25 de Maio de 2017Local: Anaheim - CaliforniaSite: http://www.windpowerexpo.org/

Perú EnergiaData: 24 e 25 de Maio de 2017Local: Lima/PeruSite http://www.peruenergia.com.pe/

Enersolar BrasilData: 23 a 25 de maio de 2017Local: São Paulo/SPSite: http://www.enersolarbrasil.com.br

JUNHO

XII SEMEARData: 07 e 08 de junho de 2017Local: Itajubá/MGSite:

BW ExpoData: 07 a 09 de junho de 2017Local: São Paulo/ SPSite: http://www.bwexpo.com.br/

Power-GEN EuropeData: 20 a 22 de Junho de 2017Local: Koelnmesse, Cologne, AlemanhaSite: http://www.powergeneurope.com/index.html

Hydro Vision InternationalData: 27 a 30 de junho de 2017Local: Denver - Colorado – USASite: http://www.hydroevent.com/

Turbo Expo - Turbomachinery Technical Conference & ExpositionData Conferencia: 26 a 30 de junho de 2017Data Exibição: 27 a 29 de junho de 2017Local: Charlotte, Carolina do NorteSite: https://www.asme.org/events/turbo-expo

Quito, Ecuador

editorial · pch notÍcias & shp news, 70, (3), jul,set/2016, da pÁg. 5-11 5 energias...

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